- •Введение.
- •Тема 1 : Основные производственные фонды.
- •Структура основных производственных фондов.(опф.).
- •Стоимостная оценка опф.
- •1.3. Амортизация опф.
- •1.4 Динамика капиталовложений в энергосистему и их определение.
- •Тема 2: Оборотные фонды и эксплуатационные расходы в электроэнергетике.
- •2.1. Структура оборотных средств в электроэнергетике.
- •. Показатели и пути экономического использования оборотных средств (ос).
- •2.3. Особенности формирования и способы классификации себестоимости электроэнергии.
- •2.4. Себестоимость электроэнергии на кэс.
- •2.5. Себестоимость электроэнергии на тэц.
- •2.6. Эксплуатационная экономическая характеристика тэц.
- •2.7. Энергетические характеристики теплофикационных турбоагрегатов.
- •2.8. Себестоимость электроэнергии на гэс.
- •2.9. Себестоимость на аэс.
- •2.10. Стоимость на передачу и распределение электроэнергии.
- •Тема 3: Ценообразование. Прибыль и рентабельность в энергетике.
- •3.1. Особенности ценообразования в энергетике. Понятие о прибыли и рентабельности.
- •3.2 Система тарифов на электроэнергию.
- •3.3 Учет уровня компенсации реактивной мощности в тарифах на э/э.
- •Тема 4: Основы методики технико-экономических расчетов в энергетике.
- •4.1. Требования к критерию оптимальности.
- •4.2. Метод срока окупаемости.
- •4.3. Условия соответствия локального и народно-хозяйственного оптимумов.
- •4.4. Учет фактора времени в технико-экономических расчетах.
- •4.5. Принципы формирования динамических критериев оптимальности.
- •4.6. Общая и сравнительная эффективность капвложений.
- •4.7. Методические основы определения экономической эффективности новой техники модернизации и реконструкции.
- •Тема 5: Энергетический баланс и энергетические ресурсы.
- •5.1. Основные сведения об энергоресурсах.
- •5.2.Запасы энергоресурсов мировые и в рб.
- •5.3. Энергетический баланс и основные принципы его разработки.
- •5.4. Принципы разработки энергобалансов.
- •5.5. Замыкающие затраты на топливо.
- •Тема 6: Потребление э/э и ее производство.
- •6.1. Динамика потребления э/э и ее структура.
- •6.2. Экономика потребления промышленностью.
- •6.3. Принципы формирования налоговой системы.
- •Тема 7: Экономика электростанций как основных элементов энергосистем.
- •7.1. Классификация электростанций.
- •7 .2. Экономика конденсационных электростанций и динамика их развития.
- •7.3. Показатели использования органического т-ва на кэс.
- •7.4 Определение капиталовложений в кэс.
- •7.5 Энергетические хар-ки компенсационных блоков.
- •7.6 Экономика тэц. Особенности тэц и теплофикационных агрегатов.
- •7.7. Основные показатели, используемые на тэц.
- •7 .8. Методика оценки эффективности газотурбинной надстройки.
- •7.9. Утилизация тепла отработанного пара в конденсаторе турбин.
- •7.10. Особенности экономики аэс.
- •7.11. Особенности гидроэлектростанций в энергосистеме.
- •7.12. Особенности газотурбинных станций и пгу тэц.
- •Тема 8: Экономика передачи и распределения электроэнергии.
- •8.1. Классификация электросетей.
- •37 Млн. Гкал – отпуск тепловой энергии.
- •5. Магистральных тепловых сетей ----- приблизительно 800 км.
- •8.2. Энергоэкономические характеристики лэп.
- •8.3. Выбор экономического сечения и расщепления проводов.
- •8.4. Выбор номинального напряжения электропередач.
- •8.5. Выбор оптимального числа цепей.
- •8.6. Экономическая оценка потерь энергии в электросетях.
- •8.7. Технико-экономическое сравнение передачи переменного и постоянного тока.
- •Тема 9: Основы централизации, концентрации и размещения энергетических мощностей.
- •9.1. Технико-экономическое обоснование выбора сис-м теплоснабжения в современных условиях.
- •Тема 10: Нетрадиционные источники энергии.
- •10.1. Ветроэнергетика.
- •10.2. Что несет развитие ветроэнергетики.
- •10.3. Гидроэнергетика.
- •10.3. Классификация малых гэс.
- •Тема 11: Экономика экологии энергетики.
- •11.1. Экономика энергетики.
- •11.2. Чистый дисконтированный доход (чдд - npv).
- •11.3. Внутренняя норма рентабельности, индекс доходности, срок окупаемости.
Введение.
В РБ установлено мощность энергосистемы порядка 7800 МВт.
На конденсационных ЭС (КЭС) установлено порядка 3400 МВт.
На ТЭЦ – порядка 3900 МВт.
Оставшаяся мощ-ть это пром. Станции (мини ТЭЦ) и ГЭС.
Производство электроэнергии - около 24 млрд. кВт\часов.
Потребление электроэнергии – около 32 млрд. кВт\часов.
37 млн. Гкал – отпуск тепловой энергии.
Протяженность линий электропередачи напряжением :
1.750 кВ ------- 418 км.
2.330 кВ ------- 4000 км.
3. 220 кВ ------- 2300 км.
4. 110 кВ ------- 16000 км.
5. Магистральных тепловых сетей ----- приблизительно 800 км.
Всего годовое потребление т-ва около 12 000 000 тонн условного т-ва.
Структура потребления электроэнергии.
50.3% - промышленные потребители от 750 кВ\А и выше.
11% - не пром. Предприятия.
7% - пром. потребители до 700 кВ\А.
10% -производственные с/х потребители.
14% - городское население.
5% - сельское население.
1.3% - городской транспорт.
1.3% - железнодорожный транспорт.
Структура потребления тепловой энергии.
50.5% - жилищные хозяйства.
32% - промышленность.
15% - прочие потребители.
1.5% - теплично-парниковые хозяйства.
1% - коммунальные хоз-ва.
Средне-системный удельный расход т-ва на выработку 1 кВт*ч составляет 275 г. условного топлива.
Средний тариф Сср. = 4 цента/ кВт*ч.
Тема 1 : Основные производственные фонды.
Структура основных производственных фондов.(опф.).
ОПФ -наз-ют фонды которые частично переносят свою стоимость на вновь создаваемую продукцию и при этом остаются неизменными.
Различают основные производственные (ОПФ) и непроизводственные (ОНПФ) фонды.
К ОПФ относят :
1. производственные здания
2. сооружения
3. основное технологическое оборудование
4. машины
5. эстакады
К ОНПФ относят:
1. здания, сооружения, не задействованные в производстве
2. административные здания
3. дет. Сады
4. санатории
5. ЛЭП и т.д.
Структура распределения ОПФ на ТЭЦ и КЭС.
Основное технологическое оборудование (машины) – 30-32%
Сооружения – около 15% (градирни, эстокады и др. .)
Здания - около 12%
Вспомогательное оборудование – около 15%
Прочее – 26-28%
На ОПФ и нормирующие средства начисляют амортизацию, которая входит в себестоимость продукции. Производство использует показатели использования ОПФ для оценки эффективности работы в производстве:
Коэф. экстенсивности
Кэкст.=Траб./ Ткол. Ткол =8760 – календарное время
Траб.- рабочее время оборудования.
2.Показатель интенсивности :
Кинт = Nфакт./ Nном. = Эфакт./ Эmax.= Nфакт *Тр /Nном *Тр
Nфакт – вырабатываемая мощ-ть
Nном - номинальная установленная мощ-ть оборудования .
Эфакт. – фактически выработанная электроэнергия
Эmax. – мах. возможная выработанная энергия.
Эф. = Nф*Тр
Интегральный(общий) коэф.
Кинтегр. = Кинт.*Кэкст. = Траб./ Ткол * Nфакт / Nном = Эфакт./ Эmax.
Число часов установленной мощности.
max
hu = 8760 ч
hu = Эфакт. / Nуст.
Основные мероприятия для повышения часов использования установленной мощности. 1. Применение системы тарифов стимулирующее более равномерное энергопотребление. 2. Внедрение потребителей – регуляторов, использующих энергию только при снижении нагрузки.
3. Внедрение гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), обеспечивающих наряду с покрытием пиковых нагрузок, заполнение ночных провалов.
4. Повышение надежности энергообразования, улучшения качества ремонтов, оптимальное построение графиков ремонтов и др. мероприятия связанные с повышением надежности.