Меню

Как определить показатели динамики мощности всех электростанций



Контрольная работа: Экономика предприятий

Контрольная работа по экономике

Номер предприятия Продолжительность оборота в днях Прибыль предприятия, млн. руб.
1 45 142
2 30 168
3 58 122
4 90 12
5 72 42
6 35 155
7 52 131
8 40 148
9 70 50
10 65 55
11 80 12
12 100 11
13 92 10
14 75 38
15 60 94
16 52 120
17 46 136
18 82 13
19 88 8
20 42 140

С целью изучения зависимости между оборачиваемостью оборотных средств и полученной прибылью на малых предприятиях произвести группировку предприятий по оборачиваемости оборотных средств образовав, пять групп с равными интервалами. По каждой группе и всей совокупности подсчитайте:

1. число заводов;

2. среднюю оборачиваемость оборотных средств;

3. размер прибыли – всего и в среднем на одно предприятие.

Результаты представьте в виде групповой таблицы. Напишите краткие выводы.

Количество заводов Средняя оборачиваемость оборотных средств Размер прибыли (всего) Размер прибыли (в среднем на одно предприятие)
30-43 4 36,75 611 152,75
44-57 4 48,75 651 130,2
58-71 4 38,25 363 72,6
72-85 4 78,75 105 26,25
86-100 4 93 41 10,25
Всего предприятий 20 63,7 1607 80,35

Группировку предприятий на пять равных групп произвели по оборачиваемости оборотных средств. В каждую группу попало по 5 предприятий. Для каждой группы была подсчитана средняя оборачиваемость оборотных средств, размер прибыли: всего и в среднем на одно предприятие (см. табл.).

Подсчет средней оборачиваемости оборотных средств и среднего размера прибыли вели по простейшей формуле средней:

Имеются следующие данные о мощности электростанций России (на начало года, млн. кВт):

Группы электростанций 1993 г. 1994 г. 1995 г.
Тепловые 148,4 148,8 149,7
Гидроэлектростанции 43,4 43,4 44,0
Атомные 20,2 21,2 21,2

Определить: 1. показатели динамики мощности всех электростанций России; 2. показатели структуры мощности электростанций в 1995 г. (расчет с точностью до 0,1 %).

Цепные и базисные приросты оценивались по формулам:

Цепные и базисные темпы роста оценивались по формулам:

Цепные и базисные темпы прироста оценивались по формулам:

Абсолютное значение 1% прироста оценивается по формуле:

Динамика мощности тепловых электростанций за 1993-1995 гг.

Годы Мощность электростанций Абс. приросты, млн. кВт Темпы роста, % Темпы прироста, % Абсолютное значение 1% прироста, млн. кВт
цепные базисные цепные базисные цепные базисные
1993 148,4 100
1994 148,8 0,4 0,4 100,27 100,27 0,27 0,27 1,48
1995 149,7 0,9 1,3 100,60 100,88 0,60 0,88 1,5

Динамика мощности гидроэлектростанций за 1993-1995 гг

Годы Мощность электростанций Абс. приросты, млн. кВт Темпы роста, % Темпы прироста,% Абсолютное значение 1% прироста, млн. кВт
цепные базисные цепные базисные цепные базисные
1993 43,4 100
1994 43,4 100 100
1995 44,0 0,6 0,6 101,38 101,38 1,38 1,38 0,43

Динамика мощности атомных электростанций за 1993-1995 гг

Годы Мощность электростанций Абс. приросты, млн. кВт Темпы роста, % Темпы прироста,% Абсолютное значение 1% прироста, млн. кВт
цепные базисные цепные базисные цепные базисные
1993 20,2 100
1994 21,2 1,0 1,0 104,95 104,95 4,95 4,95 0,20
1995 21,2 1,0 100 104,95 4,95

По предприятию имеются следующие данные за два месяца

Категории работников январь февраль
Численность работников Фонд заработной платы, руб. Средняя месячная заработная плата, руб. Фонд заработной платы, руб.
Рабочие 1200 2 240 000 1800 2 600 000
Служащие 400 195 000 800 220 000

Определите изменение (в %) среднего уровня месячной заработной платы рабочих и служащих, а также средней заработной платы работников предприятия в феврале по сравнению с январем.

Средний уровень заработной платы рабочих в январе месяце составлял 1867 рублей. Изменение заработной платы рабочих равно 94 %.

Средний уровень заработной платы служащих в январе месяце составлял 487 рублей 50 копеек. Изменение заработной платы служащих в феврале месяце по сравнению с январем составило 164 %.

Изменение средней заработной платы работников предприятия в феврале по сравнению с январем равно 126% (средняя зарплата в январе 1522 рубля, в феврале – 1916).

Имеются следующие данные о величине межремонтного пробега автомобилей:

По приведенным данным определить среднюю величину межремонтного пробега, показатели моды и медианы. Дать графическое изображение ряда.

Величина межремонтного пробега, тыс. км Число автомобилей (f) Число автомобилей в % к итогу Середина интервала (Х) Хf
80-100 10 4,8 90 900
100-120 60 28,6 110 6600
120-140 100 47,6 130 13000
140-160 26 12,4 150 3900
160-180 14 6,7 170 2380
Итого 210 100,0 26780

Средняя величина межремонтного пробега рассчитывается по формуле:

где х – варианты признака; f – частоты (частности).

Средняя величина межремонтного пробега автомобилей равна 127,52 тыс. км.

Мода рассчитывается по формуле:

где — нижняя граница модального интервала, — величина модального интервала, — частоты (частости) соответственно модального, домодального и послемодального интервалов.

Источник

Задача №1

Имеются данные о мощности электростанции России (на начало года, млн. КВТ):

Определить: 1) Показатели динамики мощности всех электростанций России;

2) Показатели структуры мощности электростанции в 1998 году.

1. Показатели динамики характеризуют развитие изучаемого явления во времени. Они позволяют при анализе данных, характеризующих развитие явления во времени, выявлять направление развития и измерять темпы роста.

Темпы роста исчисляются как отношения абсолютных (или средних) уровней ряда и выражаются в форме коэффициентов или процентов.

Темп роста (Тр) – это соотношение последующего уровня ряда к предыдущему (цепные темпы роста) или постоянному, принятому за базу сравнения (базисные темпы роста)[1]:

Цепные коэффициенты (темпы) роста рассчитываются по формуле:

Базисные коэффициенты (темпы) роста рассчитываются по формуле:

Составим таблицу 1.

Общая мощность, млн. КВТ

Таким образом, мощность всех электростанций России в 1999 году по сравнению с 1998 годом снизилась на 0,2%, а в 2000 году по сравнению с 1999 годом увеличилась на 1,2% и по сравнению с базисным 1998 годом – на 0,9%.

2. Показатели структуры характеризуют долю (удельный вес) составных частей целого в их общем итоге и обычно выражаются в виде коэффициентов (доли единиц) или процентах.

При определении показателей структуры сравниваемыми величинами могут быть и численности отдельных групп статистической совокупности, или объемы их признаков. За основание (базу) сравнения принимается общий итог статистической совокупности.[2]

Для расчета показателей структуры мощности электростанции в 1998 году составим таблицу 2.

Таким образом, наибольшая доля приходится на мощность тепловых электростанций – 71,64 %, наименьшая – на мощность атомных электростанций – 9,96 %. Доля мощности гидроэлектростанций составляет 18,4 % от их общего числа.

Структура мощности электростанции в 1998 году

Источник

Динамика установленной мощности и выработки электроэнергии на электростанциях страны

Электростанции России в целом удовлетворяют потребность страны в мощности, электроэнергии и теплоэнергии, а также экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья.

Привлекательной особенностью электрической и тепловой энергии в качестве товара на рынке является немедленный процесс её реализации. В отличие от других энергоносителей (уголь, нефть и газ), переносимых с ограниченными скоростями и обладающих возможностью складирования, электрическую энергию экономически невыгодно аккумулировать, её следует практически немедленно передавать от производителя к потребителю. В объединённой системе производства, передачи и распределения энергии обеспечивается высокая эффективность и надёжность функционирования:

– отсутствуют местные скопления полуфабрикатов и продукции;

– исключается бракование продукции и изъятие её из потребления;

– отсутствует проблема сбыта, ввиду чего невозможно затоваривание;

– отпадает надобность складировать продукцию, поскольку всё, что производится, потребляется в тот же момент.

Принципиальная особенность работы энергетических предприятий заключается в том, что выработка энергии подчинена потребителю и изменяется в соответствии с изменением её потребления. Невозможность бракования энергии и изъятия её из потребления накладывает на энергетические предприятия особую ответственность за постоянное качество энергии, т.е. за поддержание в определённых пределах параметров энергии, основными характеристиками которого являются напряжение и частота для электроэнергии, давление и температура пара для тепловой энергии.

Энергетические предприятия допускают как изолированную, так и совместную, параллельную работу. Значительное повышение надёжности и экономичности работы достигается при совместной работе энергетических предприятий.

В настоящее время обеспечение энергетической безопасности России является необходимым условием поддержания требуемого уровня национальной и экономической безопасности. Энергетическая безопасность характеризуется тремя факторами:

– способностью электроэнергетического комплекса обеспечивать экономически обоснованный внутренний и экспортный срок достаточным количеством энергоносителей соответствующего качества;

Читайте также:  Приборы для измерения мощности начертить схемы измерений

– способностью потребительского сектора экономики рационально использовать энергоресурсы, предотвращая тем самым нерациональные затраты общества на своё энергообеспечение; дефицитность топливно-энергетического баланса;

– устойчивостью энергетического сектора к внешним экономическим и политическим, техногенным и природным угрозам, а также его способностью минимизировать ущерб, вызванный проявлением этих факторов (неблагоприятной конъюнктурой цен, неплатежами, инвестиционным спадом, стихийными бедствиями и крупными авариями, внешними военными, политическими и экономическими акциями).

Таким образом, электроэнергетический комплекс– основа и «становой хребет» российской экономики, поскольку электрическая и тепловая виды энергии являются в настоящее время основным ресурсом для эффективной организации хозяйственной деятельности, создания национального богатства России и повышения качества жизни россиян.

После перехода экономики России на рыночные отношения существенные изменения произошли и в электроэнергетической отрасли страны. Приватизация государственной формы собственности электроэнергетической отрасли, проводившаяся в 1992-1995 гг. в экономике страны, существенно изменила её структуру и организационные формы управления отраслью. Для управления электроэнергетическим комплексом в декабря 1992 г. было создано Российское акционерное общество энергетики и электрификации «Единая энергетическая система России» (РАО «ЕЭС России»).

РАО «ЕЭС России» сосредоточило в своём составе отраслевые объекты межсистемного значения: все крупные тепловые (мощностью 1000 МВт и выше) и гидравлические (мощностью 300 МВт и выше) станции, 10 атомных электростанций, системообразующие высоковольтные сети (220 кВ и выше), а также Центральное и Объединённые диспетчерские управления и другие отраслевые предприятия и организации (научно-исследовательские и проектно-изыскательные институты, энергетические вузы и институты повышения квалификации).

Остальные объекты меньшей мощности и региональные организации также были реорганизованы посредством создания акционерных обществ. В результате на территории субъектов РФ были организованы 72 акционерных общества энергетики и электрификации (АО-энерго), выполняющих функции региональных энергоснабжающих организаций.

Для сохранения контроля над отраслью государство закрепило за собой 52% обыкновенных акций РАО сроком на три года (в 1996 г. и в последующие годы этот срок продлевался). Остальные 48% были переданы трудовым коллективам энергосистем и проданы частным инвесторам (34% – иностранным инвесторам; 14% – российским физическим и юридическим лицам).

РАО «ЕЭС России» контролирует более 74% выработки электроэнергии в РФ и 58% выработки теплоэнергии.

Основными задачами РАО ЕЭС «России», закреплёнными в его Уставе, являются следующие: обеспечение надёжного функционирования и развития Единой энергетической системы России; координация деятельности всех организаций ЕЭС России в вопросах производственной программы, перспективного развития и планирования, ремонта, технического перевооружения и реконструкции основного технологического оборудования; обеспечение надёжной работы и развития системообразующих линий электропередачи и технических средств по технологическому управлению ЕЭС; осуществление единой инвестиционной политики и наращивание привлечённого капитала; проведение единой научно-технической политики и внедрение новых прогрессивных видов техники и технологии; организация централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России; организация и развитие в России конкурентного оптового рынка электрической энергии и мощности; повышение эффективности работы Единой энергосистемы России; получение дохода.

Создание общеотраслевой холдинговой компании РАО «ЕЭС России» позволило при распаде Единой электроэнергетической системы СССР сохранить в России принципы и методы управления крупными энергетическими системами, что обеспечивало высокую надёжность и экономичность энергоснабжения при сохранении устойчивости самой Единой энергетической системы.

Одновременно с созданием РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электроэнергии через Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности.

В настоящее время в электроэнергетической отрасли страны существуют два вида взаимосвязанных рынков электрической энергии и мощности:

1) Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).

2) Региональные энергетические рынки электроэнергии и мощности (РЭРЭМ), функционирующие в пределах территорий отдельных региональных акционерных объединений, не охваченных ФОРЭМом.

РАО «ЕЭС России» является организатором функционирования ФОРЭМ – сферы оптовой купли-продажи электрической энергии и мощности, осуществляемой субъектами рынка. На региональных энергетических рынках субъектами рынка выступают электростанции небольшой мощности и различные потребители электрической энергии и мощности.

В отличие от рынка электрической энергии рынок тепловой энергии существует только в пределах ограниченных территорий, определяемых, как правило, границами городов или иных поселений, и служит для удовлетворения местных потребителей тепловой энергии.

На ФОРЭМ поставляют электроэнергию и мощность электростанции, принадлежащие РАО «ЕЭС России», атомные электростанции концерна «Росэнергоатом», а также электростанции, принадлежащие региональным АО-энерго. При такой схеме организации ФОРЭМа его субъекты конкурируют между собой за возможность продажи электрической энергии и мощности.

Читайте также:  Дисплей для усилителя мощности

Оператором-диспетчером процесса производства и передачи электроэнергии на ФОРЭМе является Центральное диспетчерское управление ЕЭС России, которое действует на основании договора с РАО «ЕЭС России» как организатором оптового рынка.

АО «ЦДУ ЕЭС России», как оператор ФОРЭМа выполняет следующие функции: технологическое управление деятельностью ФОРЭМа, включая круглосуточное централизованное оперативное управление Единой системой России; реализация договорных отношений между субъектами ФОРЭМа; осуществление ежемесячного учёта количества и стоимости электроэнергии и мощности, отпущенных в сети ЕЭС России; определение сумм платежей за отпущенную энергию и информирование о них субъектов рынка; планирование и осуществление экспорта-импорта электроэнергии и мощности.

Торговля электроэнергией и мощностью на ФОРЭМе осуществляется на основе коммерческих договоров, заключаемых между субъектами рынка. Основным типом договоров являются трёхсторонние – между поставщиком, покупателем и оператором ФОРЭМа.

Помимо указанных субъектами ФОРЭМа являются также коммерческие энергоснабжающие организации независимо от организационно-правовой формы, осуществляющие продажу произведённой и (или) купленной энергии на основе соответствующих официально выданных лицензий.

Создание ФОРЭМа позволило решить ряд стратегических задач, а также создать начальные условия для формирования в электроэнергетической отрасли рыночных отношений. В частности, благодаря этому удалось сохранить установленные мощности электростанций страны на уровне, предшествующем началу рыночных преобразований в стране; повысить привлекательность акций энергетических компаний на российском и зарубежных фондовых рынках. Также положительным следствием следует считать создание в отрасли основ для повышения конкурентоспособности энергетических компаний и изменение философии их менеджмента в направлении поиска наиболее эффективных решений при управлении ими.

Однако создание ФОРЭМа породило и ряд негативных проблем, к числу которых относятся следующие: высокий уровень концентрации управленческих функций в одном субъекте рынка – РАО «ЕЭС России», превративший его в монополиста; несовершенство договорных отношений на рынке, а также системы расчётов между продавцами и покупателями, породившими массовые неплатежи за потреблённую электроэнергию; большое количество посреднических организаций, осуществляющих функции перепродажи энергии.

Таким образом, в результате преобразований в электроэнергетике была создана качественно новая экономическая среда, направленная на решение следующих важнейших задач: обеспечение национальной энергетической безопасности России на основе устойчивой и надёжной работы РАО «ЕЭС России»; поддержание высокого уровня надёжности энергоснабжения на всей территории России и во всех частях Единой энергетической системы; обеспечение управляемости электроэнергетикой страны и сохранение за электроэнергетической отраслью контроля со стороны федеральных и региональных органов исполнительной власти; создание организационно-экономических основ для формирования конкурентной среды через организацию оптового рынка электрической энергии и мощности, как способа повышения эффективности энергетического производства и использования энергии; обеспечение условий для привлечения инвестиций на развитие электроэнергетики; обеспечение свободного доступа к федеральному оптовому рынку его участников через общероссийскую сеть системообразующих линий электропередачи и подстанций.

Характеристика негативных тенденций в электроэнергетике и пути их преодоления.

Отметим основные проблемы электроэнергетических предприятий страны:

Высокий износ основных фондов энергопредприятий (табл.1.2). Замедление ввода новых мощностей. На большей части предприятий износ машин и оборудования достигает 60–65%. Это значит, что больше половины тепловых и гидроэлектростанций работают в режиме повышенной опасности. Особенностью отечественной энергетики является то, что практически все электростанции России укомплектованы оборудованием, изготовленным на российских заводах энергетического машиностроения.

К настоящему времени в электроэнергетике 83% всех основных фондов было введено в действии до 1990 г. По западным стандартам это означает, что они морально устарели: оборудование подлежит замене в энергетических компаниях западных стран через 15 лет эксплуатации. Средний возраст основной части машин и оборудования в электроэнергетике России составляет 19,4 лет. Эксплуатация такого оборудования связана не только с чисто экономическими потерями, но и с опасностью снижения его располагаемой мощности, надёжности работы и экологической безопасности.

Если до 1990 г. производственное оборудование обновлялось, хотя и медленными темпами, то за период реформ даже физически изношенные основные фонды практически не заменялись: в 80-х гг. коэффициент обновления основных фондов составлял 5-6% в год, в 1993 г. он снизился в промышленности до 3,2%, а в 1999 г. составил 1,1%. В электроэнергетике коэффициент обновления основных фондов снизился с 1,7% в 1995 г. до 1% в 1999 г.

Выполняемые в настоящее время объёмы реконструкции и технического перевооружения не соответствуют реальным потребностям предприятий. Всё это может привести к снижению надёжности энергоснабжения и качества поставляемой энергии.

Источник

Как определить показатели динамики мощности всех электростанций



Что такое «коэффициент мощности электростанции»

Выбирая электростанцию, многие потребители сталкиваются с непониманием ряда технических характеристик, в том числе и такого определения как коэффициент мощности. Между тем данный показатель является достаточно значимым, поэтому мы попытаемся дать здесь его определение словами, понятными не только профессиональному инженеру-электрику.

Для начала немного теории. Любой электрический прибор или подключенная к генератору нагрузка потребляет два вида мощности: активную и реактивную, которые в сумме составляют полную мощность автономной системы энергоснабжения измеряемой в кВА. В свою очередь активная – это та мощность, которая используется непосредственно для совершения работы (выполнения своих функций подключенным потребителем), т.е. полезная, необходимая мощность. В то же время реактивная – это так называемая «пустая» мощность, возникающая у электропотребителя вследствие существующих законов физики и особенностей его конструкции, и постоянно циркулирующая между генератором и потребителем. Не вдаваясь в подробности можно отметить, что чем меньше реактивной мощности потребляет подключенное устройство, тем большее качество энергоснабжения мы получаем и тем меньший по величине номинальной мощности необходим генератор. Почему? Вот здесь и необходимо объяснить понятие коэффициента мощности электростанции.

В целом коэффициент мощности, измеряемый как cos φ, показывает, какую часть от полной мощности вырабатываемой электростанцией составляет именно активная (полезная мощность). Сегодня принято измерять коэффициент мощности в дробных значениях, не превышающих 1, где 1 – это 100% (т.е. из всей заявленной мощности генератора 100% приходится именно на активную её составляющую). Соответственно, при показателе коэффициента мощности 0,8 генератор отдает потребителю 80% активной мощности из всех 100% полной мощности.

Таким образом, значение cos φ является достаточно важным при выборе генераторной установки, так как оказывает прямое влияние на работу подключенных потребителей. Попробуем объяснить.

Допустим, вы приобретаете дизельную электростанцию номинальной мощностью 1000 кВА с показателем коэффициента мощности cos φ равным 0,8. В таком случае генератор может отдать подключенным нагрузкам активную мощность, равную только 800 кВА (1000 кВА * 0,8 cos φ = 800 кВА). При увеличении коэффициента мощности до 0,9 мы, соответственно, получаем актуальную активную мощность, равную 900 кВА. Таким образом, можно сказать, что чем выше показатель cos φ, тем большую активную (рабочую) мощность может отдать генератор потребителям при равных показателях номинальной мощности.

Читайте также:  Тепловая мощность рбмк 1000

В применении к подбору электростанции непосредственно под конкретные нужды объекта установки, данный показатель определяет, подойдет ли выбранная ДГУ для обеспечения бесперебойным питанием всех подключенных потребителей, либо необходимо остановить свой выбор на электростанции с меньшим показателем cos φ но с большим значением номинальной мощности, и наоборот.

Отдельно стоит сказать, что большинство систем автономного энергоснабжения промышленного класса имеют показатель коэффициента мощности равный от 0,8 до 1. Согласно принятым стандартам типовых оценок качества энергопотребления, показатель cos φ от 0,8 до 0,95 считается хорошим (ниже 0,8 – удовлетворительным, а ниже 0,65 — неудовлетворительным), а от 0,95 до 1 – отличным.

Подводя итог можно сказать, что чем меньший коэффициент мощности имеет электростанция, тем меньшую активную мощность она может предоставить подключенным потребителям, и тем ниже качество потребления электроэнергии за счет увеличения доли реактивной (пустой) мощности. Что приводит к необходимости увеличения полной номинальной мощности дизель-генераторной установки, проведения расчетов по увеличению сечения проводов и другим работам.

Источник

Графики нагрузок электрических станций. Экономические показатели электростанций

Любого потребителя электрической энергии, или их группу, можно охарактеризовать графиком нагрузки – количеством потребленной электроэнергии за единицу времени. Эта величина не является постоянной и, соответственно, с изменением нагрузки потребителя меняется и количество вырабатываемой электростанцией электроэнергии.

Изменение нагрузки электрических станций колеблется как по часам (в течении суток), ток и по дням (в течении года). Данные изменения изображают графически. Колебания электрической нагрузки будет зависеть от назначения электростанции и целей, для которых отпускается электроэнергия.

Ниже показан график работы электрической станции с преобладающей осветительной нагрузкой:

Из графика видно, что максимальный пик приходится на промежуток между 17-00 и 22-00 для зимнего периода (кривая а), и между 21-00 и 01-00 летом (кривая б). в летнее время пик потребления электрической энергии наступает значительно позднее, он значительно короче по времени и меньше по количеству потребленной электрической энергии.

Станции, которые обслуживают осветительную нагрузку встречаются крайне редко. Они помимо осветительной нагрузки обслуживают еще промышленное оборудование, а также оборудование коммунальных нужд, городского электротранспорта и железных дорог. При этом график нагрузок резко изменяется. В дневное время количество потребляемой электрической энергии резко возрастет, и кроме вечернего, возникнет еще и дневной максимум.

Читайте также:  Как рассчитать потребляемую мощность квартиры

Ниже показаны характерные суточные графики активной нагрузки (в процентном соотношении) промышленного и культурного центра для зимнего и летнего периода:

Проанализировав летний и зимний график можно построить годовой график, или как его еще называют – график по продолжительности. Для построения годового графика необходимо определить количество дней работы в году по летнему и зимнему графику.

Определив общую суточную длительность какой-то нагрузки, к примеру, максимальной, и умножив это число часов на количество дней работы по данному суточному графику (зимнему, например), находим продолжительность этой нагрузки за рассматриваемую часть года. Повторяя такие действия для каждого следующего значения нагрузки можно построить график годовой. Площадь годового графика (при выраженных осях ординат в киловаттах) будет выражать годовое количество отпущенной электростанцией электрической энергии в киловатт-часах.

Годовые графики могут строить как для электростанций, так и для потребителей. Имея значения суточные зимних и летних потреблений электрической энергии подбирают наиболее оптимальное количество генераторов, которые будут установлены на электростанции, при этом стремятся подобрать генераторы таким образом, что бы их мощность была одинакова. Эти же значения используют и при решении вопроса о мощности и количестве работающих агрегатов в различное время суток. Годовые графики необходимы для определения потребности в топливе, а также для решения вопроса о распределении нагрузки между параллельно работающими электростанциями и решения других задач.

Ниже показан годовой график электростанции промышленного и культурного центра, с выраженной нагрузкой в процентах:

На основе построенных суточных и годовых диаграмм можно определить некоторые коэффициент, которые характеризуют работу электрической станции, ее экономичность, а также правильность выбора ее агрегатов.

  1. Среднесуточная или среднегодовая нагрузка:

Где Э а выработанная электроэнергия за определенное количество Т часов работы электростанции.

2. Число часов использования максимума:

Где Р max нагрузка максимальная за рассматриваемый период времени.

Наиболее часто определяют годовое число часов использования максимума. Данная величина для электростанций районного значения находится в пределах 5000-7000 часов, для заводских ТЭЦ примерно 2500-5000 часов, а небольшие электростанции малых городов 2500-3000 часов. Чем больше Т max – тем лучше используется оборудование электростанции.

Читайте также:  Потребляемая мощность электрического утюга

3. Коэффициент нагрузки электростанции:

Данный коэффициент характеризует экономичность работы электростанции. Он показывает какую долю составляет электрическая энергия выработанная на электростанции от той, которая могла бы быть выработана при максимальной загрузке станции. Чем выше будет К н, тем меньше себестоимость 1 кВт*ч электроэнергии.

Для электростанций районного значения К н обычно составляет 0,7 – 0,8; для заводских 0,4 – 0,55; для электростанций небольших городов порядка 0,3 – 0,4.

4. Коэффициент резерва:

Где Р уст – мощность установленная агрегатов электрической станции.

Коэффициент резерва всегда больше единицы и его значение всегда напрямую зависит от назначения и важности электростанции.

При эксплуатации могут иметь место кратковременные, но довольно значительные повышения потребление электрической энергии, вызванное совпадением максимального потребления электрической энергии со стороны потребителей (пиковые нагрузки).

Для того что бы снизить эти пики и, соответственно, снизить количество генераторов на станции применяют следующие методы регулирования графика нагрузок:

  • Сдвиг времени начала и конца работы потребителей у которых максимальные нагрузки совпадают по времени;
  • Планирование работы цехов и заводов, а в некоторых случаях даже работу отдельных крупных технологических агрегатов;
  • Применение тарифов, поощряющих работу потребителей в часы наименьшей загрузки электрической станции;

При резком росте потребляемой электроэнергии, например в случае аварии, отключение одной или нескольких машин на станции, регулирование графика потребления электроэнергии регулируется автоматически, путем отключения менее ответственных потребителей.

Естественное регулирование потребляемой электроэнергии легко достигается в крупных энергосистемах, которые могут охватывать большие районы и огромное количество потребителей, что позволит переводить нагрузку с одной электростанции на другую, которая менее загружена.

Экономические показатели электростанций

Для выявления степени экономичности при строительстве электростанции используют показатель стоимости 1 кВт установленной мощности, который можно определить по формуле:

Где К – стоимость сооружений общая, денежных единиц; Р уст – мощность общая электростанции, кВт.

Общая стоимость сооружений довольно существенно зависит от единичной мощности генераторов, их типов и числа, от видов применяемого топлива, а также от водоснабжения. Чем выше единичная мощность устанавливаемых агрегатов и общая электрическая мощность станции, тем ниже размер капиталовложений на 1 кВт.

Источник