|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ЭКОНОМИКА И МЕНЕДЖМЕНТ В ЭНЕРГЕТИКЕСтр 1 из 25Следующая ⇒
ЭКОНОМИКА И МЕНЕДЖМЕНТ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Ю.А. ВОРОПАЕВА
ОРГАНИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Учебное пособие
Санкт-Петербург Издательство Политехнического университета 2007
Воропаева Ю.А. Организация и управление в энергетике: Учеб. пособие. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2007. 151 с. (Экономика и менеджмент в энергетике).
Пособие соответствует требованиям к обязательному минимуму содержания основной образовательной программы подготовки экономиста-менеджера по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии (по отраслям)» и магистра по направлению 080500 «Менеджмент» в части цикла специальных дисциплин. Рассматриваются основные направления развития энергетического рынка страны, организационные структуры в энергетике, технико-экономические основы управления режимами работы энергетического оборудования электроэнергетических систем, оперативное управление энергетическим производством. Предназначено для слушателей всех форм обучения и студентов факультета экономики и менеджмента, вечернего факультета технологий, экономики и менеджмента.
Ил. 40. Табл. 3. Библиогр.: 23 назв.
Печатается по решению редакционно-издательского совета Санкт-Петербургского государственного Политехнического университета.
© Воропаева Ю.А., 2007
© Санкт-Петербургский государственный политехнический университет, 2007
РЕФОРМИРОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ Реформирование энергетики
Необходимость реформ в энергетике – следствие общеэкономического спада, повышения энергоемкости экономики, падения объемов инвестиций с одновременным снижением эффективности работы отдельных секторов отрасли. Главная цель реформы – создать в России полноценный рынок электроэнергии, работающий и развивающийся на принципах конкуренции, с привлечением в энергетические компании частных инвестиций. Целями реформирования электроэнергетики Российской Федерации являются обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Стратегической задачей реформирования является перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, обеспечение на этой основе надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе. Структура энергетической отрасли, сложившаяся к 2000 году представлена на рис. 1.1. В ходе реформирования значительные изменения произойдут во всех предприятиях отрасли. Схема реформирования акционернных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), направленная на разделение вертикально-интегрированной компании по видам деятельности, представлена на рис.1.2.
Рис.1.1. Структура отрасли в 2000 году.
Определены направления реформирования электроэнергетики: 1. Совершенствование рынков электроэнергии; 2. Реформирование электроэнергетической отрасли.
Рассмотрим первое направление. Одним из основных итогов реформирования электроэнергетики станет преобразование существующего федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии и формирование эффективных розничных рынков электроэнергии, обеспечивающих надежное энергоснабжение потребителей.
Оптовый рынок электроэнергии В ходе трансформации существующей системы хозяйственных отношений в электроэнергетике должны быть обеспечены коммерчески непротиворечивые и технически реализуемые взаимоотношения между продавцами и покупателями электроэнергии. Эти отношения должны быть основаны как на конкурентном ценообразовании в тех секторах, где созданы достаточные условия для конкуренции, так и на устанавливаемых уполномоченным государственным органом тарифах в тех случаях, когда введение конкуренции невозможно по объективным технологическим условиям. Конкурентный оптовый рынок электроэнергии должен складываться на основе свободного коммерческого взаимодействия его участников, действующих по установленным правилам функционирования рынка. На оптовый рынок будет поставляться электроэнергия, вырабатываемая генерирующими компаниями, сформированными на базе существующих тепловых, атомных и гидравлических электростанций, а также электроэнергия, вырабатываемая электростанциями региональных энергокомпаний и других производителей независимо от организационно-правовой формы. На первом этапе каждому поставщику, за исключением независимых, обеспечивается равное право продажи на торгах определенной, одинаковой для всех, доли электроэнергии (5-15 процентов выработки) с целью отработки конкурентных механизмов, формирования инфраструктуры рынка, определения с помощью рыночных механизмов реальной стоимости энергии. На всю остальную электрическую энергию сохраняется государственное регулирование тарифов. Независимые производители поставляют всю произведенную электроэнергию по нерегулируемым государством тарифам с использованием механизма коммерческой диспетчеризации. Формирование рыночных цен будет осуществляться на основании сопоставления ценовых заявок покупателей и продавцов по фактору минимальных цен (коммерческая диспетчеризация) в соответствии с порядком установления равновесных цен оптового рынка. С целью снижения финансовых рисков на последующих этапах становления оптового рынка электроэнергии участникам рынка должна быть предоставлена возможность заключения контрактов на будущие поставки электроэнергии (мощности) и на покупку или продажу фиксированного объема электрической энергии (мощности) для поставки в оговоренную дату в будущем по согласованной цене (форвардных и фьючерсных контрактов), которые обеспечиваются страхованием (хеджированием) рисков резкого изменения рыночных цен. Всем продавцам и покупателям электроэнергии, соблюдающим установленные правила и удовлетворяющим требованиям по минимальному объему производства (для производителей) или оборота электроэнергии (для прочих участников рынка), будет обеспечена возможность свободного выхода на рынок. Взаимодействие участников конкурентного оптового рынка электроэнергии должно осуществляться на основе безусловного соблюдения договорных обязательств и финансовой дисциплины. Для участников рынка, которые до их реформирования осуществляют одновременно деятельность в естественно-монопольных и конкурентных сферах, обязательным будет являться введение раздельного финансового учета по видам деятельности. В целях создания равных конкурентных условий деятельность по передаче и распределению электроэнергии будет отделена от других видов деятельности путем образования отдельного юридического лица.
Розничные рынки электроэнергии В сфере поставок электроэнергии конечным потребителям необходимо сформировать эффективные розничные рынки электроэнергии, обеспечивающие надежное энергоснабжение потребителей при поэтапном развитии конкуренции. Важным условием эффективности розничных рынков станет создание устойчивых и прозрачных в финансовом отношении региональных энергетических компаний, в том числе на основе реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации путем создания региональных сетевых дочерних акционерных обществ со 100-процентным участием материнских компаний в их уставном капитале или путем их разделения (выделения) на региональные генерирующие и региональные сетевые акционерные общества с пропорциональным распределением уставного капитала, имея в виду, что деятельность по передаче и распределению электрической энергии будет осуществляться региональными сетевыми компаниями. Акционерным обществам энергетики и электрификации после их реформирования и передачи соответствующей деятельности в ведение региональных сетевых компаний будет присвоен статус гарантирующих поставщиков, обязанных заключить с любым обратившимся к ним потребителем договор на энергоснабжение в закрепленной за ними зоне. Гарантирующие поставщики будут осуществлять поставку электроэнергии на основе регулируемых тарифов, величина которых должна своевременно пересматриваться, с тем чтобы соответствовать реальной стоимости электроэнергии. Розничная цена должна определяться как сумма оптовой цены электроэнергии, затрат по оплате услуг за передачу, распределение электроэнергии и регулируемой сбытовой надбавки. Деятельность сбытовых компаний на начальных этапах реформирования будет осуществляться в условиях государственного регулирования, минимизирующего возможность недобросовестного поведения в отношении потребителей. На втором этапе реформы любая коммерческая организация, удовлетворяющая установленным требованиям и условиям, получит право осуществлять сбытовую деятельность. При этом потребителям, обслуживаемым любой сбытовой организацией, должен быть обеспечен равный доступ к распределительным сетям. Независимые сбытовые организации будут поставлять электроэнергию потребителям по договорным ценам. Любой потребитель, удовлетворяющий требованиям по минимальному объему потребления и оснащенный необходимыми системами коммерческого учета электроэнергии, имеет право на покупку электроэнергии у независимой сбытовой организации. На розничных рынках электроэнергии допускается совмещение сбытовой деятельности с производством электрической энергии на собственных электростанциях. Организации любой формы собственности, осуществляющие коммерческую деятельность по передаче и распределению электрической энергии (в том числе при введении в эксплуатацию новых распределительных сетей), обязаны организационно обособить эти виды деятельности путем создания отдельного юридического лица и обеспечить равный доступ к сетям всем заинтересованным организациям в соответствии с законодательством Российской Федерации. На начальном этапе необходимо учитывать региональную специфику розничного рынка электроэнергии. Темпы и особенности его создания и функционирования должны согласовываться с техническими особенностями поставки, передачи и распределения электроэнергии, а также с уровнем развития экономики регионов. В регионах, где по техническим причинам временно невозможно развитие конкуренции, сохраняется государственное регулирование.
Рассмотрим второе направление реформирования. В результате реформирования электроэнергетики и реализации мер по формированию оптового и розничных рынков электроэнергии должны быть созданы: - инфраструктура рынков электроэнергии, включающая в себя системного оператора, администратора торговой системы, федеральную и региональные сетевые компании; - коммерчески эффективные, привлекательные в инвестиционном отношении организации электроэнергетики. Процесс реформирования охватит Российское акционерное общество энергетики и электрификации " ЕЭС России" (РАО " ЕЭС России" ), его дочерние и зависимые общества, предприятия коммунальной энергетики и иные организации, являющиеся владельцами электрических сетей и оказывающие услуги по передаче и распределению электроэнергии, включая реформирование федеральных государственных унитарных предприятий атомной энергетики.
Создание федеральной сетевой компании В процессе развития электроэнергетики была создана Единая энергетическая система России, являющаяся общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности. Основной частью Единой энергетической системы России является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны, и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства. С целью ее сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике создается федеральная сетевая компания (ФСК). В ее состав должны быть включены существующие магистральные сети, являющиеся составными частями единой национальной энергетической сети и обеспечивающие в том числе объединение электростанций РАО " ЕЭС России" и региональных энергосистем, перетоки электроэнергии между ними, ее транзит, экспорт и импорт. Критерии (предельный уровень напряжения, объемы передаваемой энергии, изменение направления передачи мощности и т. п.), по которым линии электропередачи будут относиться к магистральным, определяются Правительством Российской Федерации. Создание федеральной сетевой компании позволит: - укрепить интегрирующую роль Единой энергетической системы России и обеспечить взаимодействие производителей и потребителей электроэнергии на конкурентном оптовом рынке электроэнергии; - обеспечить непосредственное подключение всех регионов России к единой национальной электрической сети; - гарантировать равный доступ продавцов и покупателей на оптовый рынок электроэнергии; - осуществлять эффективное государственное регулирование тарифов на передачу электроэнергии; - повысить энергетическую безопасность государства; - способствовать проведению эффективной государственной внешнеэкономической политики в сфере электроэнергетики. Уполномоченный государственный орган по согласованию с ФСК совместно с системным оператором будет определять условия присоединения и режимы работы магистральных электрических сетей, сооружаемых за счет привлечения средств инвесторов и включаемых в единую национальную энергетическую сеть, но не входящих в состав ФСК. На начальном этапе реформирования отрасли решением Совета директоров Российским акционерным обществом " ЕЭС России" 09 ноября 2001 г. учреждена федеральная сетевая компания (ФСК) на базе всех принадлежащих этому акционерному обществу магистральных сетей в качестве дочернего общества со 100-процентным участием в его уставном капитале. В учредительных документах РАО " ЕЭС России" и ФСК предусматривается порядок, обеспечивающий избрание представителей государства в совет директоров ФСК в количестве, составляющем большинство совета, при этом назначение руководителей (членов) исполнительного органа федеральной сетевой компании осуществляется с согласия совета директоров Российского акционерного общества " ЕЭС России". В дальнейшем, обеспечивается непосредственное участие государства в уставном капитале ФСК с целью получения контрольного пакета акций путем распределения ее акционерного капитала среди собственников РАО " ЕЭС России" пропорционально их долям в уставном капитале этого акционерного общества. По мере осуществления реформ и выхода государства из потенциально конкурентных сфер в электроэнергетике произойдет соответствующее увеличение его доли в уставном капитале федеральной сетевой компании, в том числе путем обмена акций генерирующих компаний, принадлежащих государству, на акции федеральной сетевой компании, принадлежащие другим акционерам. Услуги по передаче и распределению электрической энергии подлежат регулированию со стороны государства в соответствии с законодательством Российской Федерации о естественных монополиях. С целью ускоренного развития электрических сетей и привлечения для этого инвестиций предусматривается возможность частного строительства линий электропередачи в порядке и на условиях, которые определяются законодательством Российской Федерации.
Создание единой системы диспетчерского управления (системного оператора) В процессе реформирования электроэнергетики должна быть сохранена и укреплена единая система оперативно-диспетчерского управления отраслью посредством создания системного оператора. Основными задачами системного оператора должны стать управление режимами работы Единой энергетической системы России, составление и исполнение балансов производства и потребления электроэнергии, обеспечение надежности энергосистемы страны и показателей качества электроэнергии. Системный оператор оказывает всем участникам рынка услуги по управлению режимами работы энергосистемы и организует деятельность по прогнозированию производства и потребления электроэнергии. Поскольку системный оператор является монополистом, его деятельность будет отделена от других видов коммерческой деятельности, будет находиться под контролем государства, а оплата предоставляемых системным оператором услуг – осуществляться на основе тарифов, регулируемых уполномоченным государственным органом. На начальном этапе реформирования отрасли решением Совета директоров РАО " ЕЭС России" 25 января 2002 г. учрежден системный оператор на базе центрального диспетчерского управления и объединенных диспетчерских управлений в качестве дочернего общества со 100-процентным участием в его уставном капитале. В учредительных документах РАО " ЕЭС России" и системного оператора предусматривается порядок, обеспечивающий избрание представителей государства в совет директоров системного оператора в количестве, составляющем большинство совета, при этом назначение руководителей (членов) исполнительного органа системного оператора осуществляется с согласия совета директоров Российского акционерного общества " ЕЭС России". В дальнейшем, обеспечивается непосредственное участие государства в уставном капитале системного оператора с целью получения контрольного пакета акций путем распределения его акционерного капитала среди собственников РАО " ЕЭС России" пропорционально их долям в уставном капитале этого акционерного общества. По мере осуществления реформ и выхода государства из потенциально конкурентных сфер в электроэнергетике произойдет соответствующее увеличение его доли в уставном капитале системного оператора, в том числе путем обмена акций генерирующих компаний, принадлежащих государству, на акции системного оператора, принадлежащие другим акционерам. После получения контрольных пакетов акций в уставных капиталах федеральной сетевой компании и системного оператора государство рассмотрит вопрос о целесообразности их объединения.
Создание администратора торговой системы В процессе реформирования отрасли создается администратор торговой системы, выполняющий задачи по организации торговли на оптовом рынке электроэнергии, обеспечению расчетов за поставляемую электроэнергию и услуги, оказываемые участникам оптового рынка, по обеспечению равных условий для всех участников оптового рынка электроэнергии, разработке правил оптового рынка и контроля за их соблюдением, организации системы досудебного урегулирования споров между участниками оптового рынка и контроля за действиями системного оператора, влияющими на экономическую эффективность оптового рынка. Администратор торговой системы образован участниками оптового рынка электроэнергии в форме некоммерческой организации 23 ноября 2001г. Учредителями АТС выступили 28 организаций – как производителей, так и потребителей электроэнергии, в том числе РАО " ЕЭС России" и его дочерние компании. В целях обеспечения баланса интересов продавцов и покупателей электроэнергии и предотвращения злоупотребления монопольным положением в учредительных документах администратора торговой системы предусматриваются: - ограничение участия одного юридического лица или группы аффилированных лиц в органах управления и имуществе администратора торговой системы; - равное представительство поставщиков и покупателей (включая крупных потребителей) электрической энергии в органах управления администратора торговой системы; - обеспечение действенного государственного контроля за деятельностью администратора торговой системы; - порядок учета интересов всех субъектов рынка при принятии решений администратором торговой системы. Администратор торговой системы разрабатывает и внедряет систему гарантий и расчетов на оптовом рынке электроэнергии, обеспечивающую возможность его функционирования. Деятельность администратора торговой системы регулируется уполномоченным государственным органом в целях обеспечения равных условий для всех участников рынка в соответствии с законодательством Российской Федерации и правилами оптового рынка электроэнергии, утверждаемыми в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. В отношении отдельных энергетических зон с недостаточной пропускной способностью линий связи с Единой энергетической системой России, для которых правила оптового рынка электроэнергии могут иметь региональные особенности, допускается создание зональных структурных подразделений администратора торговой системы.
Создание генерирующих компаний На базе электростанций Российского акционерного общества " ЕЭС России" будут созданы крупные генерирующие компании, являющиеся самостоятельными участниками оптового рынка электроэнергии. При создании таких генерирующих компаний необходимо избежать появления монополистов в сфере производства электроэнергии и обеспечить максимально возможное выравнивание стартовых условий хозяйствования этих компаний (в первую очередь в отношении себестоимости генерации электроэнергии), а также прозрачность процесса формирования генерирующих компаний. Гидроэлектростанции, обеспечивающие регулирование показателей качества электроэнергии в Единой энергетической системе России, включаются в состав генерирующих компаний на основе каскадного принципа, в соответствии с которым гидроэлектростанции одного каскада (при условии их существенной технологической зависимости друг от друга) принадлежат одной генерирующей компании. На начальном этапе реформирования отрасли генерирующие компании создаются Российским акционерным обществом " ЕЭС России" в качестве дочерних обществ со 100-процентным участием в их уставных капиталах. Порядок формирования генерирующих компаний определяется Правительством Российской Федерации и обеспечивается через представителей государства в совете директоров Российского акционерного общества " ЕЭС России". Указанные генерирующие компании могут приобретать в соответствии с законодательством Российской Федерации электростанции, преобладающим видом деятельности которых является производство электроэнергии. В процессе реформирования будет проводиться демонополизация сферы производства электроэнергии путем постепенного выделения генерирующих компаний из Российского акционерного общества " ЕЭС России" с пропорциональным распределением их акций (долей) между акционерами этого акционерного общества. В целях увеличения доли государства в уставных капиталах федеральной сетевой компании и системного оператора, а также для привлечения частных инвесторов в сферу производства электроэнергии наряду с другими формами могут использоваться варианты обмена или продажи принадлежащих государству пакетов акций в уставных капиталах генерирующих компаний. Для стимулирования конкуренции должны разрабатываться механизмы, ограничивающие доминирующее положение генерирующих компаний на оптовом рынке электроэнергии. В случае превышения устанавливаемого предела выработки электроэнергии генерирующая компания обязана либо продать избыточные мощности, либо разделиться на несколько компаний, либо в отношении этой компании будет применяться государственное регулирование цен, объемов производства и т. д. Создаваемые генерирующие компании должны нести предусмотренную законодательством Российской Федерации ответственность за сохранение, использование, реконструкцию, модернизацию или вывод из эксплуатации генерирующих мощностей. На базе федеральных электростанций, а также некоторых крупных электростанций, принадлежащих акционерным обществам энергетики и электрификации (АО-энерго), организуются Оптовые генерирующие компании (ОГК) – основные поставщики электроэнергии на оптовый рынок. Одним из важнейших критериев при их создании является обеспечение равных стартовых условий хозяйствования. Чтобы избежать появления локальных монополий в сфере производства электроэнергии, в одну генерирующую компанию будут объединяться территориально удаленные друг от друга электростанции. Распоряжением Правительства РФ № 1367-р от 25 октября 2004 г. созданы семь ОГК – шесть, состоящих из ТЭС и ГРЭС, и одна, состоящая из ГЭС. Другими игроками на рынке электроэнергии станут территориальные генерирующие компании (ТГК). Конфигурация ТГК и механизм их создания были одобрены Советом директоров ОАО РАО " ЕЭС России" 23 апреля 2004 г. Было решено, что в состав ТГК войдут все генерирующие мощности, исключая: входящие в состав ОГК; АЭС; некоторые электростанции, принадлежащих независимым от ОАО РАО ЕЭС " России" региональным АО-энерго; электростанции изолированных энергосистем; некоторые региональные генерирующие компании. Предполагается, что ТГК будут формироваться на основе следующих базовых принципов: создание крупных компаний; минимизация возможностей для монопольных злоупотреблений; объединение электростанций по территориальному признаку; снижение доли государственного контроля над генерацией электроэнергии. В состав ТГК войдет большинство теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), поэтому они будут заниматься не только электро-, но и теплоснабжением. В отличие от оптовых генерирующих компаний, формируемых на базе активов как холдинга ОАО РАО " ЕЭС России", так и АО-энерго, ТГК будут создаваться на основе региональных генерирующих компаний, выделенных из АО-энерго, с последующей горизонтальной интеграцией.
Реформирование акционерных обществ энергетики и электрификации Реформирование акционерных обществ энергетики и электрификации будет направлено на повышение прозрачности и эффективности их деятельности, условием чего является разделенный финансовый учет деятельности по производству и сбыту электрической энергии и по создаваемым дочерним сетевым компаниям, в собственность которых передаются сетевые активы (линии электропередачи, подстанции и т. п.). Разделение деятельности явится одним из факторов формирования условий для равного доступа к сетевой инфраструктуре в соответствии с законодательством Российской Федерации. Под влиянием рыночных условий допускается укрупнение акционерных обществ энергетики и электрификации в соответствии с законодательством Российской Федерации, потому уже на первом этапе реформ будут сформированы финансово устойчивые и инвестиционно привлекательные региональные организации в сфере энергетики с высокой степенью прозрачности их деятельности. После образования региональных сетевых компаний акционерным обществам энергетики и электрификации будет присвоен статус гарантирующих поставщиков, порядок деятельности которых разрабатывается и утверждается уполномоченным государственным органом. По мере становления рынка статус гарантирующего поставщика может быть присвоен любой сбытовой компании на конкурсной основе. Порядок проведения конкурсов устанавливается Правительством Российской Федерации. Количество гарантирующих поставщиков и границы зон обслуживания будут определены на первом этапе реформирования, при этом в каждой зоне обслуживания в качестве гарантирующего будет выступать только один поставщик. Допускается укрупнение гарантирующих поставщиков на межрегиональной основе. В итоге реструктуризации электроэнергетики сбытовая деятельность будет выделена из вертикально-интегрированных компаний в отдельные структуры. В переходный период реформирования электроэнергетики (и некоторое время после него) сбыт, являясь потенциально конкурентным видом деятельности, будет оставаться преимущественно регулируемой государством сферой деятельности. Это обусловлено двумя основными причинами: · значительная часть сбытовых структур, выделяемых в ходе реструктуризации, станут гарантирующими поставщиками (а это регулируемый государством вид бизнеса); · в ближайшие годы государство сохранит существенную долю контроля над сбытом (в частности, через распределительные компании). Однако, после реформы существующих энергокомпаний, формирование структуры сбыта продолжится, и важнейшей тенденцией станет рост доли частного сектора в сбыте электроэнергии. Это произойдет по мере сокращения государственного регулирования в этой сфере, возникновения новых специализированных сбытовых компаний, либо сбытовых подразделений в генерирующих компаниях (прежде всего ТГК). К 2008 году должна сложится структура отрасли, представленная на рис. 1.3.
Рис. 1.3. Итог реструктуризации ОАО РАО " ЕЭС России" и региональных энергокомпаний (2008 год)
Определены этапы реформирования электроэнергетики Российской Федерации. При проведении реформы электроэнергетики необходимо сочетать по срокам преобразование федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии, разработку правил его функционирования и осуществление мероприятий по реформированию организаций отрасли. Реформирование электроэнергетики носит последовательный характер и будет осуществляться в три этапа. Первый этап реформы осуществляется в течение 3 лет. В ходе этого этапа должны быть решены следующие задачи: - разработка нормативной правовой базы реформирования отрасли; - реформирование организаций электроэнергетики; - отработка механизмов функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии. Первый этап включает в себя две фазы продолжительностью по полтора года каждая. В результате первого этапа будут созданы условия для функционирования конкурентного рынка электроэнергии, достигнута финансовая прозрачность организаций электроэнергетики. При этом становление конкурентного оптового рынка будет способствовать дооценке стоимости активов всех участников рынка электроэнергии, что создаст дополнительные факторы, содействующие привлечению инвестиций. Второй этап реформы займет 2-3 года и явится периодом становления оптового и розничных рынков электроэнергии на территории Европейской, Уральской и Сибирской энергетических зон. На этом этапе завершится формирование конкурентного оптового рынка электроэнергии, будет прекращено регулирование тарифов на электрическую энергию и сохранено регулирование тарифов на ее передачу и системные услуги, для чего: - вводятся в действие правила функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии, определяются принципы взаимоотношений его участников и порядок перехода к ценообразованию на основе свободных цен, складывающихся под влиянием спроса и предложения; - заканчивается в основном формирование правовой базы функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии; - создаются независимые сбытовые компании; - рассматривается целесообразность объединения РАО " ЕЭС России" (федеральной сетевой компании) с системным оператором; - формируются условия для развития конкуренции на оптовом и розничных рынках электроэнергии. В результате будет в основном проведено реформирование отрасли, сформирована система рыночного ценообразования на оптовом и розничных рынках электроэнергии, созданы условия для широкомасштабного привлечения инвестиций. Третий этап проведения реформы должен быть осуществлен в течение 3-4 лет. Его основным содержанием станет обеспечение притока инвестиций в конкурентные сектора электроэнергетики. В ходе этого этапа: - развивается и совершенствуется рыночная инфраструктура; - производится привлечение инвестиций в капитал генерирующих компаний; - развивается система магистральных сетей с расширением сферы оптового рынка электроэнергии; - обеспечивается увеличение доли государства в уставном капитале РАО " ЕЭС России" (федеральной сетевой компании) и в уставном капитале системного оператора. В результате будет закончено формирование конкурентных оптового и розничных рынков электроэнергии, достигнут высокий уровень конкуренции в секторах производства и сбыта электроэнергии, государство перестанет выполнять несвойственные ему функции хозяйственного управления конкурентными секторами энергетики.
Интегрированные структуры Различают технологическую и хозяйственную формы интеграции энергокомпаний. Технологическая интеграция – физическая связь процессов генерации, передачи и распределения электроэнергии – может быть вертикальной (вертикально-интегрированные структуры) и горизонтальной (горизонтально интегрированные структуры). Вертикально-интегрированные структуры широко распространены в отечественной электроэнергетике. Практически все АО-энерго построены по этому принципу. Для вертикальной интеграции характерно объединение энергетических установок, выполняющих ряд последовательных технологических функций в процессе энергоснабжения: генерация, транспорт, распределение энергии в рамках единой районной энергосистемы. Среди энергетических предприятий встречается горизонтальной интеграция, например, объединенные энергосистемы (ОЭС) — первая ступень интеграции; формирование ЕЭС страны - вторая ступень. Технологическая интеграция может быть основой для последующей хозяйственной интеграции, которая, в свою очередь, может иметь разные виды (табл. 1.1). Пример: районная энергосистема - это технологически интегрированная структура, на базе которой организуется хозяйственная интеграция в виде АО-энерго.
Таблица 1.1. Контрольный тест 1. Укажите срок действия установленных тарифов на электроэнергию. а) год; б) месяц; в) квартал; г) пять лет. 2. Как часто могут меняться тарифы на электроэнергию. а) 4 раза в год; б) 2 раза в год; в) 1 раз в год; г) 1 раз в пять лет. 3. Выберете из предложенного списка направления реформирования электроэнергетики. а) перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития; б) совершенствование рынков электроэнергии; в) повышение эффективности производства и потребления электроэнергии; г) реформирование электроэнергетической отрасли. 4. В чем состоит отличие оптового рынка электроэнергии от розничных рынков электроэнергии. 5. Что Вы знаете о создании федеральной сетевой компании? 6. Какова вероятная продолжительность третьего этапа реформирования электроэнергетики Российской Федерации? а) 3 года; б) 2-3 года; в) 10 лет; г) 1, 5 года; д) 3-4 года; е) 5 лет. 7. Охарактеризуйте вкратце понятие «концерн» («синдикат», «энергетический пул», «холдинг»). 8. Изобразите схему линейной организационной структуры управления. Назовите основные преимущества и недостатки. Приведите примеры. 9. Какие типы организационных структур управления предназначены для неопределенных и динамичных условий функционирования предприятия? 10. Какие структурные подразделения энергокомпании из предложенного списка относятся к генерации энергии а) тепловые электростанции; б) энергосбыт; в) предприятие тепловых сетей; г) гидравлические электростанции; д) автотранспортное предприятие; е) котельные; ж) энергоремонт; з) предприятие электрических сетей; и) учебный комбинат.
Контрольный тест
1. Из предложенного списка выберите виды потребительских нагрузок, которые относятся к активным электрическим. а) производственная (технологическая); д) коммунально-бытовая; б) осветительная; е) горячее водоснабжение; в) потери в линиях электропередач; ж) вентиляционная; г) электрофицированный транспорт; з) отопительная. 2. Изобразите схематично суточный график технологической электрической нагрузки потребителей. Какие факторы влияют на этот вид нагрузки? 3. Что означает сокращение «Рмах», дайте определение этому термину. 4. Изобразите на суточном графике электрических нагрузок все его характерные зоны. 5. На основании данных о суточном графике нагрузки постройте график нагрузки по продолжительности.
6. Для суточного графика нагрузок, приведенного в 5 вопросе, рассчитайте коэффициент неравномерности суточного максимума нагрузок). 7. С какой целью проводится регулирование графика тепловых нагрузок? 8. Из предложенного списка выберите внутренние методы регулирования графиков электрических нагрузок. а) отключение отдельных потребителей по согласованному графику, б) изменение режимов работы промышленных предприятий, в) введение для потребителей суточных лимитов на договорные значения мощности и энергии, г) применение потребителей-регуляторов нагрузки, д) изменение давления и температуры теплоносителя против нормативной, е) перевод стрелок часов на " летнее-зимнее" время, ж) регулирование режимов нагрузки с использованием ГАЭС, з) формирование единой и объединенных энергосистем.
Линии электропередач (ЛЭП)
ЛЭП характеризуются постоянную пропускной способностью, которая обеспечивает надежное энергоснабжение в регионе, поэтому при оперативном управлении на баланс мощности влияния не оказывают. Таким образом, для долгосрочного регулирования баланса мощности применяются ТЭС. для краткосрочного регулирования баланса мощности применяются ГЭС. АЭС для регулирования баланса мощности не применяются. Рассмотрим природу нарушения надежности на каждом из этих предприятий. Для генерирующих предприятий факторы, влияющие на качество и надежность энергоснабжения, следующие: 1. Внутреннее состояния оборудования (износ, дефект). 2. Квалификация оперативного персонала. 3. Ошибки в стратегическом и оперативном управлении (нехватка энергетических ресурсов, неправильный режим работы энергооборудования). Среди электростанций ГЭС предназначены для регулирования надежности и качества, ТЭС – менее предназначены для регулирования, АЭС – совсем не предназначены для регулирования надежности и качества энергоснабжения. Для передающих энергию предприятий факторы, влияющие на качество и надежность энергоснабжения, следующие: 1. Природные явления (гололед, ветер, просадка грунта). 2. Ошибки оперативного персонала. 3. Техническое состояние оборудование. Уровень надежности ЛЭП зависит от количества последовательно включенных звеньев в энергетической цепочке и систем резервирования (дублирование – создание резервных элементов, или собственно резервирование – создание дополнительных систем).
Показатели качества
- частота переменного тока fфакт = fном ± 0, 02· fном (50 Гц ±0, 1 Гц). Уровень колебаний частоты определяется как отношение среднего значения за период времени к номинальному или как отношение максимального отклонения к номинальному значению. На уровень частоты влияет баланс активной мощности в энергосистеме. - напряжение переменного тока Uфакт = Uном ± (0, 05÷ 0, 1)Uном; Уровень колебаний напряжения определяется как отношение среднего значения за период времени к номинальному или как отношение максимального отклонения к номинальному значению. На уровень напряжения влияет баланс реактивной мощности в энергосистеме. - коэффициенты формы кривой напряжения и тока (ГОСТ 13109-97); - параметры теплоносителя – номинальная температура и номинальное давление (для оценки качества тепла). Показатели надежности
- число отказов (в абсолютном выражении – количество отказов в системе или в относительном – отказ на единицу оборудования, на единицу длины линии, на единицу мощности в год); - параметр потока отказов: усредненный показатель удельного числа отказов за какой-то период времени; - вероятность безотказной работы до первого отказа (для нового оборудования) или между двумя отказами (для остального оборудования); - число отключений потребителей; - число ограничений потребителей; - продолжительность аварийных простоев; Показатели мощности
Эти показатели характеризуют степень использования мощности и уровень загрузки оборудования. В эту группу отнесены следующие показатели: - коэффициент экстенсивного использования оборудования.
Тфакт = Ткал – Трем – Трез, (3.17) где Тфакт – фактическое время работы оборудования за рассматриваемый период времени, Ткал – календарная продолжительность рассматриваемого периода (с позиций оперативного управления эта величина постоянна), Трем – продолжительность ремонта оборудования за рассматриваемый период, времени (с позиций оперативного управления эта величина постоянна), Трез – продолжительность нахождения оборудования в резерве за рассматриваемый период времени (с позиций оперативного управления эта величина переменна). - коэффициент интенсивного использования оборудования.
где Nср – средняя мощность оборудования за рассматриваемый период времени (с позиций оперативного управления эта величина постоянна), Nном – номинальная мощность оборудования (с позиций оперативного управления эта величина постоянна). В энергетике возможностей для повышения Кэ и Ки нет, поэтому эти показатели используются преимущественно в промышленности. - интегральный коэффициент (коэффициент полного использования оборудования или коэффициент использования номинальной мощности)
где Wфакт – фактическая выработка электроэнергии за рассматриваемый период времени. В энергетике этот показатель применяется чаще первых двух. Если этот показатель вычисляют для электростанции в целом, то вместо номинальной мощности берется установленная мощность. Для всех показателей этой группы максимальное значение равно 1. Временные показатели
- число часов использования установленной (номинальной) мощности (около 5600 – 6500 часов в год).
- число часов использования максимальной нагрузки. С позиций оперативного управления показатели третьей и четвертой групп можно улучшить путем: - увеличению степени загрузки оборудования, - предотвращению аварийных простоев оборудования, - своевременному выводу в ремонт энергетического оборудования. Экономические показатели
Показатели этой группы вычисляются в целом для энергетического предприятия: коэффициент фондоотдачи, коэффициент фондоемкости, рентабельность продукции. 1. Коэффициент фондоотдачи.
где Фо – стоимость основного капитала (основных производственный фондов), П – количество произведенной продукции за рассматриваемый период времени. Продукция может быть товарной (ТП) или реализованной (РП). В энергетике они рассчитываются следующим образом. ТП = Wпол.отп × Тэ + Qпол.отп × Тт + Sкр + Sпроч + Sзав, (3.23)
где W i опт – отпуск электроэнергии с шин i электростанции, входящей в энергообъединение; Q i опт – отпуск теплоэнергии с коллекторов i ТЭЦ, входящей в энергообъединение; Sкр – стоимость капитальных ремонтов, выполняемых хозспособом; Sпроч – стоимость услуг промышленного характера; Sзав – стоимость продукции ремонтных заводов, входящих в энергообъединение; Тэ, Тт – средние тарифы для данного энергообъединения соответственно на электрическую и тепловую энергию; Wпол.отп, Qпол.отп – полезный отпуск соответственно электрической и тепловой энергии; Wпок – покупная от других поставщиков (блок-станции, оптовый рынок) электроэнергия; Wпот, Qпот – потери соответственно электрической и тепловой энергии при передачи ее в сетях. РП = ТП + D Sэ + D Sт, (3.26) где D Sэ, D Sт – изменение остатков абонентской задолженности на начало и конец рассматриваемого периода соответственно по электрической и тепловой энергии. Оперативное управление влияет на уровень потерь и на выбор режима работы энергетического оборудования, т.е. на соотношение двух величин – отпуск электроэнергии с шин собственных станций и покупная электроэнергия. Таким образом процесс оперативного воздействия оказывает косвенное воздействие на показатели этой группы. 2. Коэффициент фондоемкости.
3. Рентабельность продукции (по отношению к себестоимости продукции)
ПЭ = (П – С) ± DDпроч, (3.29) где ПЭ – прибыль, полученная энергообъединением за рассматриваемый период времени; С – себестоимость произведенной в энергообъединении продукции; DDпроч – доход от других видов деятельности. Оперативное управление влияет на уровень себестоимости продукции (электрической и тепловой энергии) за счет топливной составляющей (60%) при правильном выборе режима производства энергии, т.е. влияние носит косвенный характер. Повысить уровень рентабельности можно за счет снижения потребности в оборотном капитале (уменьшение резервных запасов топлива).
3.6. Контрольные вопросы
1. Характеристика технологических и режимных особенностей энергетики. 2. Надежность энергоснабжения и пути ее обеспечения в оперативном управлении. 3. Баланс мощности и резервы мощности в энергетике. 4. Причины возникновения небаланса мощности и энергии. 5. Особенности энергетических предприятий по обеспечению баланса мощности и энергии, надежности и качества электроснабжения. 6. Показатели эффективности оперативного управления энергооборудованием. Контрольный тест
1. Из предложенного списка выберите характеристики надежности. Какие из них относятся к оперативному управлению? а) непрерывность; б) безотказность; в) долговечность; г) ремонтопригодность; д) транспортабельность; е) сохраняемость. 2. Что означает сокращение «R факт», дайте определение этому термину. 3. Из предложенного списка выберите виды резервов мощности. Какие из них являются минимальным уровнем обеспечения надежного энергоснабжения? а) установленная мощность; д) аварийный резерв мощности; б) ремонтный резерв мощности; е) запас воды в водохранилище; в) нагрузочный резерв мощности; ж) народнохозяйственный резерв мощности; г) запас топлива на складе; з) полезный отпуск энергии. 4. Дайте определение термину «Баланс мощности и энергии». 5. Из предложенного списка выберите источники собственной выработки энергии в энергосистеме. а) блок-станции; в) гидравлические электростанции; б) тепловые электростанции; г) оптовый рынок электрической энергии и мощности. 6. На основании исходных данных рассчитайте следующие виды резервов: фактический и нагрузочный
7. Что означает положительная величина резерва мощности для проведения капитального ремонта в энергосистеме. Напишите расчетную формулу. 8. Какие электростанции применяются для краткосрочного регулирования баланса мощности. а) АЭС, б) ГЭС, в) ТЭС, г) ГАЭС. 9. Из предложенного списка выберите показатели качества оперативного управления в энергетике. а) частота переменного тока; и) интегральный коэффициент; б) число отказов; к) продолжительность аварийных отказов; в) число отключений потребителей; л) уровень колебаний напряжения переменного тока; г) параметры теплоносителя; м) коэффициент экстенсивного использования; д) уровень колебаний частоты; н) число часов использования установленной мощности; е) величина недоотпуска энергии; о) вероятность безотказной работы; ж) напряжение переменного тока; п) коэффициент интенсивного использования; з) число ограничений потребителей; р) число часов использования максимальной нагрузки.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ГЕНЕРАТОР
1.
где Smах – полная максимальная мощность генератора, Uн – номинальное напряжение генератора (О.У.П.); Imах – полный максимальный ток генератора. Первичными факторами, ограничивающими мощность, являются Uн, опасность износа изоляции статора или ротора при повышении тока. Вторичными факторами, ограничивающими мощность, являются температура наружного воздуха, коэффициент мощности (cosφ ). 2. Технический минимум практически не ограничен. 3. а) Ограничена опасностью повреждения изоляции статора из-за частых термических деформаций. б) Ограничена из-за частых термических деформаций.
ЯДЕРНЫЙ РЕАКТОР
1. Nя mах = Qя · Вя mах, (4.4) где Nя mах – максимальная тепловая мощность реактора; Qя – теплотворная способность ядерного горючего; Вя mах – максимальный расход ядерного топлива (О.У.П.). Первичными факторами, ограничивающими мощность, являются конструктивные особенности турбины (Вя mах). 2. Nя min = (0, 7…0, 8) Nя mах 3. а) и б) – ограничены особенностями физического процесса преобразования энергии.
ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ТУРБИНА
1. Nmах = 9, 81 × Qводы × Hр × hГА, (4.5) Где Qводы- расход воды на гидростанции (О.У.П.); Hр – рабочий напор воды (О.У.П.); hГА – КПД гидроагрегата. Первичными факторами, ограничивающими мощность, являются конструктивные особенности турбины (Qводы, Hр, hГА). Вторичными факторами, ограничивающими мощность, являются гидрометеорологические условия (недостаточный приток воды, ледовые осложнения), наличие смежных водопользователей. 2. Nmin = 0, 3 · Nmах. 3. Нет ограничений (смотри табл.4.1).
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Эксплуатационные свойства определяются типом котлов, турбин и схемой расположения основного оборудования на ТЭС. Ограничения мощности ТЭС вызваны ограничениями мощности котлов, турбин и генераторов. Существует три схемы расположения основного оборудования на ТЭС: 1 - блочная схема (для КЭС - моно или дубль-блоки), 2 - с переключательной магистралью, 3 - со сборным паропроводом (или " станции с поперечными связями" ).
Дубль-блоки имеют более широкий регулировочный диапазон мощности по сравнению с моно-блоками. Рекомендуется применять схему " дубль-блока" для низкокалорийного топлива. Схема 2, являясь модификацией схемы 1, еще более повышает маневренные качества блоков. Самой маневренной станцией будет " станции с поперечными связями", где долгий ремонт одного из котлов не ведет к значительному снижению мощности станции. Мощность технического минимума станции увеличивается для более крупных электростанций (300 МВт и выше), для которых внутрисуточные остановки не целесообразны. ВЫВОД: Высокоманевренными будут электростанции со сборным паропроводом, с котлами на жидком или газообразном топливе и мощностью до 200 МВт.
ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ
Среди тепловых электростанций 30% приходиться на долю ТЭЦ, где установлены теплофикационные турбины " Т", " ПТ", " Р", имеющие отборы тепла. Величина отборов служит причиной изменения мощности турбины. Для ТЭЦ типы котлов и схемы расположения такие же, что и для ТЭС. Маневренные свойства ТЭЦ определяются тепловой нагрузкой потребителей. Свобода назначения электрического режима ограничена для турбин " Т" и " ПТ", и полностью отсутствует на турбинах с противодавлением (" Р" ). Для управления оборудованием на ТЭЦ существуют энергетические диаграммы. Диаграммы мощности для теплофикационных турбин могут быть описаны следующим образом: " Р" N = Кв · До, " Т" N = Nк + Nт = (Кв + Кн) · Дн + Кв· До, " ПТ" N = Nк + Nтп + Nто = (Кв + Кс + Кн)·Дн + Кв·Дп + (Кв+Кс)·До, где Nк, Nт, Nтп, Nто – мощность турбины соответственно по конденсационному циклу, теплофикационному циклу, теплофикационному циклу производственного отбора и теплофикационному циклу отопительного отбора; До, Дп, Дн – пропускная способность (т.е. количество пара) соответственно отопительного и производственного отборов, части низкого давления; Кв, Кс, Кн – теплоперепад соответственно части высокого, среднего и низкого давления (это величина определяется перепадом энтальпий и КПД турбины).
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
На эксплуатационные свойства АЭС решающее воздействие оказывает реактор. Резкие колебания нагрузок противопоказаны, при снижении нагрузки ниже 70% от номинальной мощности следует " отравление" реактора и его следует отключить. АЭС бывают одно и двухконтурными. На первых установлены РБМК – реактор большой мощности канальный, на двухконтурных – ВВЭР – водоводяной энергетический реактор.
ТЕПЛОВАЯ СЕТЬ
Эксплуатационные свойства зависят от системы регулирования режимом работы теплосети, от наличия резервной мощности теплогенерирующих установок, от расчетного диаметра трубопроводов. Требуется регулирование как гидравлического, так и теплового режима. Уровень маневренных свойств может быть увеличен при использовании резерва мощности в виде пиковых подогревателей сетевой воды и пиковых водогрейных котлов на ТЭЦ.
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ
Эксплуатационные свойства электросети зависят от их пропускной способности, которая определяется мощностью основного оборудования (на подстанциях: трансформаторы, синхронные компенсаторы, масляные и воздушные выключатели; линии электропередач). В мощности основного оборудования учитывается эксплуатационный резерв, рассчитываемый по максимальной нагрузки потребителя. В зависимости от нагрузки, мощность подстанций может регулироваться числом включенных трансформаторов. Иногда электросети имеют резервные линии электропередачи. Все оборудование электросетей быстро включается и выключается (за несколько секунд).
4.6. Контрольные вопросы
1. Эксплуатационные свойства, классификация и общая характеристика. 2. Категории мощности и факторы ее определяющие. 3. Маневренность оборудования. 4. Эксплуатационные свойства энергетического оборудования. 5. Эксплуатационные свойства электрических станций и сетей. Контрольный тест
1. Из предложенного списка выберите категории мощности агрегата. а) номинальная мощность; ж) народнохозяйственный резерв мощности; б) максимальная мощность; з) рабочая мощность; в) фактический резерв мощности; и) экономическая мощность; г) максимальная нагрузка; к) эксплуатационная мощность; д) установленная мощность; л) располагаемая мощность; е) регулировочный диапазон; м) мощность технического минимума. 2. Из предложенного списка выберите вторичные внутренние факторы, влияющие на мощность а) ограничение мощности под влиянием физических особенностей технологического процесса; б) изменение параметров подводимой энергии; в) изменение условий эксплуатации; г) условия сохранности оборудования; д) неправильное регулирование технологических процессов; е) изменение параметров отводимой энергии; ж) изменение состояния оборудования. 3. Дайте определение термину «маневренность оборудования». 4. Расставьте электростанции в порядке ухудшения их маневренных свойств. Какие электростанции работают в полупиковой части графика нагрузки? а) АЭС, б) ГЭС, в) ТЭС, г) ГАЭС д) ГТУ. 5. Из предложенного списка выберите основной управляющий показатель для котельного агрегата. Напишите формулу с его участием. а) расход топлива; б) расход пара; в) напор воды; г) расход воды; д) номинальное напряжение; е) частота переменного тока. 6. Назовите эксплуатационные свойства тепловых сетей. 7. Изобразите блочную схему расположения основного оборудования ТЭС. 8. Какие схемы использования водотока Вы знаете? Для каких ГЭС они применяются?
И их использование
Для оценки экономичности изменения нагрузки энергетического оборудования, уже находящегося в работе, для правильного решения вопроса об экономичности изменения нагрузки работающего оборудования служат частичные удельные показатели (относительные приросты). Они являются удельными показателями бесконечно малых приращений нагрузки при заданном (частном) ее значении. Математически частичные удельные показатели представляют собой первые производные абсолютных показателей и численно равны тангенсу угла наклона касательной, проведенной в данной точке соответствующей энергетической характеристики абсолютных показателей.
Существует четыре вида частичных удельных показателей (ЧУП)
Частичные удельные показатели связаны между собой теми же зависимостями, что и удельные показатели:
В точке экономической мощности значения частичных и удельных показателей совпадают. Контрольный тест
1. Назовите основное различие балансов брутто и нетто. 2. Напишите баланс энергии. 3. Из предложенного списка выберите расходную энергетическую характеристику нетто. К какому классу показателей – абсолютные, удельные или частичные удельные – относятся те, что приведены в этой характеристике? Из какого энергобаланса она получена, что характеризует этот баланс. а) в) 4. Из предложенного списка выберите удельные показатели экономичности работы энергетического оборудования. а) подведенная энергия брутто; б) частичная удельная потеря по полезной мощности нетто; в) удельный расход топлива нетто; г) полезная мощность нетто; д) мощность суммарных потерь; е) частичный удельный расход тепла нетто; з) частичная удельная потеря по подведенной мощности брутто; ж) КПД нетто; и) частичный удельный потеря по полезной мощности нетто; к) частичный КПД брутто; л) мощность собственных потерь нетто; м) полезная энергия нетто; н) удельная потеря по полезной мощности брутто; о) удельная потеря по подведенной мощности нетто. 5. Напишите формулу КПД брутто. 6. Как оцениваются удельные показатели работы группы совместно работающего оборудования при последовательном соединении? 7. Каким способом учитывается погрешность получения энергетических характеристик оборудования.
Контрольный тест
1. Из предложенного списка выберите методы получения энергетической характеристики котлоагрегата (гидроагрегата, электрического оборудования, турбины). Схематично изобразите энергетическую характеристику агрегата. а) Математическое моделирование, б) Натурные испытания, в) Расчетный метод, г) Модельные испытания. 2. Какое оборудование называется гидроагрегатом? 3. Какие виды потерь из предложенного списка характерны для котлоагрегата? а) потери термодинамического цикла; ж) гидравлические потери б) тепло уходящих газов з) охлаждение корпуса агрегата в) потери тепла с продувочной водой, и) механические потери г) химический недожог топлива к) потери на трение д) тепло очаговых остатков, л) механический недожог топлива е) потери тепла путем излучения, конвекции, теплопроводности. 4. Что Вы знаете о переменной составляющей потерь электрического оборудования? 5. Расшифруйте все составляющие энергетической характеристики котлоагрегата – название, единицы измерения, значение: B = 5, 0 + 0, 115× Qe + 0, 03× (Qe - 85). 6. Постройте энергетическую характеристику двух однотипных турбоагрегата с номинальной мощностью 25 МВт каждая: Q = 4, 0 + 2, 34× Ne + 0, 09× (Ne - 20). 7. Изобразите характеристику гидроагрегата вида Q = f (Hр, Ne ). Как она называется? Расшифруйте обозначения. 8. В чем состоит отличие энергетических характеристик ГЭС с поворотно-лопастными турбинами от ГЭС с радиально-осевыми турбинами?
Контрольный тест
1. Что означает следующее математическое выражение: d1 = d2 = … = dn = l. Расшифруйте все составляющие. 2. Каков механизм выбора экономического режима совместной работы оборудования с выпуклыми или линейными энергетическими характеристиками. 3. Расставьте перечисленные задачи в соответствии с последовательностью их решения. а) выбор экономичного режима совместной работы этого оборудования, б) выбор оптимального состава работающего оборудования, в) построение энергетической характеристики группы совместно работающего оборудования. 4. Изложите суть графического метода выбора экономического режима конденсационных электростанций. 5. Что означает условие lY< 1 при выборе экономичного режима совместной работы КЭС при наличии ограничений по расходу топлива. 6. Перечислите случаи когда выбор экономичного режима совместной работы КЭС и ГЭС не возможен. 7. Каковы пути снижения потерь в сетях низкого напряжения? 8. Перечислите преимущества применения межсистемных линий электропередачи.
Временная иерархия. 1. Планирование режимов (перспективное, текущее, оперативное) – решается на 1 уровне. 2. Оперативное управление суточными плановыми режимами и их корректировка в соответствии с реально складывающимися условиями эксплуатации – решается на 2 и 3 уровнях. 3. Автоматическое управление режимами внутри суток с помощью устройств режимной автоматики – решается на 4 уровне. Ситуативная иерархия. 1. Управление режимами в нормальных условиях эксплуатации – решается на 1 и 2 уровнях. 2. Управление режимами в аварийных условиях эксплуатации – решается на 3 и 4 уровнях. 3. Управление режимами в послеаварийных условиях эксплуатации – решается на 3 и 4 уровнях. Чем более сложнее ситуации, тем больше самостоятельности у оперативного персонала нижних уровней управления. В оперативном управлении решение задач планирования, оперативного и автоматического управления осуществляется на базе развитой компьютерной автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). АСДУ – иерархическая сеть управляющих информационно-вычислительных центров ЦДУ, ОДУ и энергосистем ЕЭС России, связанных между собой и с энергообъектами каналами телемеханики и связи. Компьютерные системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России – это локальные сети, включающие UNIX-рабочие станции, мощные серверы и персональные компьютеры, управляемые современными операционными системами UNIX, WINDOWS 98/NT, OS/2, NOVELL и другие. Контрольный тест
1. Из предложенного списка выберите временные задачи оперативного управления. Какие из них решаются на втором уровни управления? а) Планирование режимов (перспективное, текущее, оперативное), б) Управление режимами в нормальных условиях эксплуатации, в) Оперативное управление суточными плановыми режимами и их корректировка в соответствии с реально складывающимися условиями эксплуатации, г) Управление режимами в аварийных условиях эксплуатации – решается на 3 и 4 уровнях. д) Автоматическое управление режимами внутри суток с помощью устройств режимной автоматики, е) Управление режимами в послеаварийных условиях эксплуатации. 2. Какие из предложенного списка службы входят в состав режимно-технологического блока ЦДУ и ОДУ?
3. Перечислите специализированные отделы ЦДС энергосистемы. 4. Что Вы знаете о гидрологической службе? 5. Какое оборудование находится в ведении диспетчера? 6. Кто является главным оперативным руководителем энергосистемы? а) генеральный директор; б) главный инженер; в) дежурный диспетчер.
ЛИТЕРАТУРА
1. О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ (с изменениями на 31 декабря 2005 года). Федеральный закон Российской Федерации от 14.04.1995 № 41-ФЗ. 2. О естественных монополиях (с изменениями на 31 декабря 2005 года). Федеральный закон Российской Федерации от 17.08.1995 № 147-ФЗ. 3. Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты РФ и признании утратившими силу некоторых законодательных актов РФ в связи с принятием Федерального закона " Об электроэнергетике". Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. № 36-ФЗ. 4. Об электроэнергетике. Федеральный закон Российской Федерации от 26.03.2003 № 35-ФЗ. 5. О реформировании электроэнергетики РФ. Постановление Правительства Российской Федерации от 11.08.2001 № 526. 6. О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии. Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 года №109. 7. Артюгина И.М., Окороков В.Р. Методы технико-экономического анализа в энергетике. - Л.: Наука, 1988. - 264 с. 8. Барыкин Е.Е., Косматов Э.М., Миролюбов А.А., Малькова Л.И. Себестоимость, реализация и прибыль в энергетическом объединении. Учебное пособие. СПбГТУ, 1992.- 88 с. 9. Воропаева Ю.А., Лисочкина Т.В., Малинина Т.В. Экономика и менеджмент в энергетике: Сборник задач и упражнений. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2003. 52 с. 10. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Эффективная энергокомпания: Экономика. Менеджмент. Реформирование. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2002. – 544 с. 11. Гущев В.Н., Лисочкина Т.В. Технико-экономические основы управления режимами работы энергетического оборудования электро-энергетических систем. Учебное пособие. – Л: Изд. ЛПИ, 1981. – 80 с. 12. Комплексный анализ эффективности технических решений в энергетике./Под ред. В.Р.Окорокова, Д.С.Щавелева. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 176 с. 13. Кузьмин В.В., Образцов С.В. Государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию в России. Учебное пособие. – М.: ИПКгосслужбы, 1998. – 176 с. 14. Методы анализа и прогнозирования показателей производственно-хозяйственной деятельности энергетических объединений./ Е.Е. Барыкин, О.В.Зайцев, Э.М.Косматов, А.А.Миролюбов; Под ред. П.М.Шевкоплясова. - СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1994. - 144 с. 15. Многокритериальность и неопределенность в задачах планирования экономической деятельности предприятий. Учебное пособие. / Барыкин Е.Е., Воропаева Ю.А., Долгов П.П., Косматов Э.М., Ногин В.Д. - СПбГТУ, 1998.- 40 с. 16. Мескон М., Альберт М., Хедоури Ф. Основы менеджмента. Пер. с англ. Академия народного хозяйства при Правительстве Р.Ф. - М., " Дело", 1994.- 702 с. 17. Окороков В.Р., Лисочкина Т.В. Технико-экономическое обоснование решений в энергетике. - Л.: Изд.ЛПИ, 1981. - 80 с. 18. Организация, планирование и управление в энергетике: Учебник/ Алексеев Ю.П., Кузьмин В.Г., Мелехин В.Н., Савашинская В.И.; Под ред. В.Г.Кузьмина - М.: Высшая школа, 1982, - 408 с. 19. Основы управления энергетическим производством. / Под ред. В.Р.Окорокова. - М.: Высшая школа, 1987, - 335 с. 20. Планирование тарифов на электрическую и тепловую энергию в энергетическом объединении. Учебное пособие. / Адмакина О.Н., Барыкин Е.Е., Воропаева Ю.А., Косматов Э.М., Смирнова Г.М. - СПбГТУ, 1996.- 50 с. 21. Таратин В.А., Шнеерова Г.В., Шубаев Д.П. Анализ рынка энергии региональной компании. СПб: Северо-Западный филиал АО «ГВЦ Энергетики», 1998. – 60 с. 22. Тришин Е.П., Окороков В.Р. Региональный энергетический рынок. СПб: Изд-во «Северная Звезда», 2001. – 158 с. 23. Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб. для вузов- М.: Высшая школа, 2001 г. – 416 с: ил.
СОДЕРЖАНИЕ
1. РЕФОРМИРОВАНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ СТРУКТУРЫ УПРАВЛЕНИЯ.. 3 1.1. Государственное регулирование в энергетике. 3 1.2. Реформирование энергетики. 11 1.3. Организационные структуры энергетических компаний. 27 1.3.1. Интегрированные структуры.. 30 1.3.2. Типы организационных структур управления. 33 1.4. Контрольные вопросы.. 41 1.5. Контрольный тест. 42 2. НАГРУЗКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ... 43 2.1. Режимы нагрузки и методы их описания. 43 2.2. Суточные графики электрических нагрузок и их характеристика. 44 2.3. Состав и характеристика активных электрических нагрузок энергосистемы.. 48 2.4. Реактивная электрическая нагрузка ЭЭС.. 54 2.5. Графики тепловой нагрузки и факторы ее определяющие. 56 2.6. Методы регулирования графиков нагрузок. 57 2.7. Контрольные вопросы.. 60 2.8. Контрольный тест. 60 3. ФОРМИРОВАНИЕ БАЛАНСА ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМПАНИИ.. 62 3.1. Характеристика технологических и режимных особенностей энергетики. 62 3.2. Надежность электроснабжения и пути ее обеспечения в оперативном управлении 62 3.3. Баланс мощности и резервы мощности в энергетике. 64 3.4. Характеристика электростанций с позиций обеспечения баланса мощности и энергии, надежности и качества электроснабжения. 67 3.4.1. Тепловые электростанции (ТЭС) 68 3.4.2. Гидравлические электростанции (ГЭС) 68 3.4.3. Атомные электростанции (АЭС) 69 3.4.4. Линии электропередач (ЛЭП) 70 3.5. Показатели эффективности оперативного управления в энергетике. 71 3.5.1. Показатели качества. 71 3.5.2. Показатели надежности. 71 3.5.3. Показатели мощности. 72 3.5.4. Временные показатели. 73 3.5.5. Экономические показатели. 73 3.6. Контрольные вопросы.. 75 3.7. Контрольный тест. 75 4. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ.. 77 4.1. Классификация и общая характеристика эксплуатационных свойств. 77 4.2. Категории мощности и факторы ее определяющие. 77 4.3. Показатели маневренности энергетического оборудования. 80 4.4. Эксплуатационные свойства энергетического оборудования. 81 4.4.1. ПАРОГЕНЕРАТОР (КОТЛОАГРЕГАТ) 82 4.4.2. КОНДЕНСАЦИОННЫЙ ТУРБОАГРЕГАТ. 83 4.4.3. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ГЕНЕРАТОР. 83 4.4.4. ЯДЕРНЫЙ РЕАКТОР. 84 4.4.5. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ТУРБИНА.. 84 4.5. Эксплуатационные свойства энергетических станций и сетей. 85 4.5.1. ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.. 85 4.5.2. ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ.. 87 4.5.3. АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.. 87 4.5.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.. 88 4.5.5. ТЕПЛОВАЯ СЕТЬ. 88 4.5.6. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ. 89 4.6. Контрольные вопросы.. 89 4.7. Контрольный тест. 89 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 91 5.1. Принципиальная схема энергетического баланса отдельного агрегата. 91 5.2. Абсолютные показатели экономичности и энергетическая характеристика оборудования 92 5.3. Удельные показатели экономичности и их использование. 94 5.4. Частичные удельные показателей экономичности. 95 5.5. Показатели экономичности групп совместно работающего оборудования. 96 5.6. Точность и достоверность оценки экономических показателей. 98 5.7. Контрольные вопросы.. 99 5.8. Контрольный тест. 99 6. ЭНЕРГЕТИЧЕ6СКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ.. 101 6.1. Показатели экономичности и энергетические характеристики различных типов энергетического оборудования. 101 6.1.1. Энергетическая характеристика котлоагрегата. 101 6.1.2. Энергетическая характеристика турбоагрегатов. 103 6.1.3. Энергетическая характеристика гидроагрегатов. 107 6.1.4. Энергетическая характеристика атомных реакторов. 108 6.1.5. Энергетическая характеристика электрического оборудования. 109 6.2. Энергетические характеристики электрических станций различных типов. 111 6.2.1. Построение энергетической характеристики группы параллельно работающих агрегатов 111 6.2.2. Построение и использование групповых энергетических характеристик для последовательно работающих агрегатов. 112 6.2.2.1 Энергетическая характеристика тепловой электрической станции …………. 112 6.2.2.2 Энергетическая характеристика гидроэлектростанции ……………………………. 115 6.3. Дополнительные потери переменного режима и их учет при выборе экономичного режима работы оборудования. 116 6.4. Контрольные вопросы.. 119 6.5. Контрольный тест. 119 7. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ РАЗНОЙ СТРУКТУРЫ... 121 7.1. Критерии эффективности выбора экономичного режима работы электростанций в системе 121 7.2. Выбор экономичного режима совместной работы энергооборудования при постоянной нагрузке 123 7.3. Выбор экономичного режима совместной работы КЭС.. 126 7.3.1. Выбор экономичного режима совместной работы конденсационных электростанций при использовании топлива одинакового качества и цены.. 127 7.3.2. Выбор экономичного режима совместной работы электростанций при различной стоимости топлива 131 7.3.3. Выбор экономичного режима совместной работы электростанций при наличии ограниченности ресурсов. 131 7.4. Выбор экономичного режима совместной работы конденсационных и гидравлических электростанций в энергосистемах. 133 7.5. Экономические вопросы эксплуатации электрических сетей. 135 7.6. Экономика эксплуатации межсистемных линий электропередачи (МЭП) 138 7.7. Контрольные вопросы.. 140 7.8. Контрольный тест. 140 8. ОРГАНИЗАЦИЯ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ИХ ОБЪЕДИНЕНИЙ.. 142 8.1. Oперативно-диспетчерскоe управлениe в энергетике. 142 8.2. Организационные формы диспетчерского управления. 144 8.3. Контрольные вопросы.. 145 8.4. Контрольный тест. 146 Литература…………………………………………………………………………………………………. 150
ЭКОНОМИКА И МЕНЕДЖМЕНТ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Ю.А. ВОРОПАЕВА
ОРГАНИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Учебное пособие
Санкт-Петербург Издательство Политехнического университета 2007
Воропаева Ю.А. Организация и управление в энергетике: Учеб. пособие. СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2007. 151 с. (Экономика и менеджмент в энергетике).
Пособие соответствует требованиям к обязательному минимуму содержания основной образовательной программы подготовки экономиста-менеджера по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии (по отраслям)» и магистра по направлению 080500 «Менеджмент» в части цикла специальных дисциплин. Рассматриваются основные направления развития энергетического рынка страны, организационные структуры в энергетике, технико-экономические основы управления режимами работы энергетического оборудования электроэнергетических систем, оперативное управление энергетическим производством. Предназначено для слушателей всех форм обучения и студентов факультета экономики и менеджмента, вечернего факультета технологий, экономики и менеджмента.
Ил. 40. Табл. 3. Библиогр.: 23 назв.
Печатается по решению редакционно-издательского совета Санкт-Петербургского государственного Политехнического университета.
© Воропаева Ю.А., 2007
© Санкт-Петербургский государственный политехнический университет, 2007
|
Последнее изменение этой страницы: 2019-03-29; Просмотров: 721; Нарушение авторского права страницы
, (3.16)
(3.18)
, (3.19)
(3.20)
(3.21)
, (3.22)
, (3.24)
, (3.25)
(3.27)
; (3.28)
, (4.3)
. (5.5)
б) 
г) 