Перечень условных сокращений

ЭК – энергокомпания,

ЭЭС – электроэнергетическая система,

ЭС – электростанция,

ГН – график нагрузки,

ПЭ – показатели эффективности.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Планирование представляет собой наиболее существенную из всех менеджерских функций в энергетической компании, поскольку оно связано с ее целями, альтернативным выбором оптимальных управленческих решений, определяет действия, как перспективные, так и текущие. План имеет четкую целевую ориентацию, включает ожидаемые результаты в виде соответствующих количественных оценок. Это директивный документ, утверждаемый генеральным руководством и обязательный для исполнения всеми подразделениями ЭК.

Бизнес-планирование. Спланировать бизнес – значит оценить возможности, необходимость и объемы выпуска конкурентоспособной продукции, определить емкость рынка, оценить спрос и ценовую политику на продукцию, выпускаемую фирмой, результативность работы ЭК на рынке. Сущность планирования проявляется в конкретизации целей развития всей фирмы и каждого подразделения в отдельности на установленный период времени; определении хозяйственных задач, средств их достижения, сроков и последовательности реализации; выявлении материальных, трудовых и финансовых ресурсов, необходимых для решения поставленных задач. Таким образом, назначение бизнес-планирования как функции управления состоит в стремлении заблаговременно учесть по возможности все внутренние и внешние факторы, обеспечивающие благоприятные условия для нормального функционирования и развития предприятия. Поэтому планирование призвано обеспечить взаимоувязку между отдельными структурными подразделениями фирмы, включающими всю технологическую цепочку: научные исследования и разработки, производство и сбыт, сервис и маркетинг и т.д.

Бизнес-план занимает промежуточное положение между стратегическим планом предприятия и его бюджетной политикой (рис. 1).

Рис. 1. Связь различных планов компании

Целью бизнес-плана является обеспечение устойчивого развития бизнеса отдельных энергетических компаний и холдинга в условиях рыночных отношений в энергетике. Зарубежный, да и в определенной мере отечественный, опыт показывает, что бизнес-план целесообразно составлять на 3–5 лет: для первого года основные показатели рекомендуется рассчитать по месяцам, для второго – по кварталам; начиная с третьего года можно ограничиваться годовыми показателями.

На структуру бизнес-плана влияет ряд факторов. В первую очередь это касается специфики и перспектив развития самой компании, для которой разрабатывается бизнес-план, а также конъюнктуры рынка, на котором компания работает.

Этапы разработки бизнес-плана ЭК. Последовательность составления бизнес-планов в энергетике представлена на рис. 2.

Рис. 2. Элементы бизнес-плана энергетической компании

Сначала составляются бизнес-планы ДЗО (дочерних и зависимых обществ), на их основе составляется бизнес-план региональных энергокомпаний и определяются количественные значения показателей производственной эффективности, на основе которых рассчитываются основные показатели эффективности бизнес-плана. В качестве ПЭ деятельности могут быть установлены различные показатели, однако их количество не должно быть значительным. Перечень ПЭ разрабатывается на самом верхнем уровне холдинга, в который входит ЭК, и спускается руководству как ориентир, к которому должна стремиться ЭК. Если рассчитанные плановые показатели меньше установленных в холдинге, то ЭК необходимо менять политику в области маркетинга, финансирования, развития или других направлениях деятельности.

Основные принципы организации бизнес-планирования в энергетике сводятся к следующему.

1. Бизнес-план является инструментом достижения (план) и исполнения (отчет) ПЭ, установленных для всех подразделений на планируемый период.

2. Содержательно бизнес-план должен отвечать на вопросы собственников, менеджмента, инвесторов, аналитиков фондового рынка, аудиторов и других заинтересованных лиц.

3. Бизнес-план должен в полной мере отражать специфику энергокомпаний разного профиля деятельности при сохранении единообразия формы, обозримости и компактности.

4. Максимально возможная достоверность.

Базовым в разработке бизнес-плана энергосистемы является этап составления производственной программы энергокомпании и формирования плановых балансов производства и поставок электрической энергии и тепла. В курсовом проекте на основе заданной производственной структуры энергокомпании, состава генерирующих мощностей, режимов электро- и теплопотребления разрабатываются плановые энергетические и топливные балансы, определяются оптимальные режимы работы электростанций (ЭС) и их агрегатов, планируется проведение ремонтной компании на предстоящий год. На основе этих расчетов, определяющих производственную деятельность (производственное ядро) ЭК, решается комплекс вопросов, связанных с планированием годовых издержек и себестоимости единицы энергии по ЭК и отдельным энергетическим предприятиям (ЭП), цены мощности и электроэнергии на продажу по каждой из генерирующих станций ЭК с учетом ее стоимости в конденсационном и теплофикационном режимах теплоэлектроцентралей.

В соответствии с возможностями обеспечения потребителей энергией (избыточные, дефицитные энергокомпании), стоимостью плановых балансов, ценами на оптовом рынке электроэнергии и др. предлагаемые студентами подходы должны учитывать существующую ситуацию на розничном и оптовом рынке энергии и мощности, конкурентоспособность отдельных электростанций и энергосистем, возможность управления электропотреблением и пути реализации этих подходов.

ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

Бизнес-план ЭК является документом, завершающим процесс планирования. После первичной разработки бизнес-плана проводится его коррекция для достижения заданных сверху показателей эффективности. Только после корректировки бизнес-план утверждается и не меняется весь плановый период.

Для составления бизнес-плана выполняются предварительные расчеты.

1. План маркетинга (определение спроса на энергетическую продукцию) по ЭК в целом.

2. План по полезному отпуску. Составляется для ЭК и каждой электростанции и сетей.

3. Расчет балансов мощности и энергии. Предварительный баланс, цель составления которого – определение избытка или недостатка энергии и мощности. Составляется по ЭК в целом.

4. Производственная программа по каждой электростанции.

5. Ремонтная программа по ЭК, определение графиков ремонтов оборудования по каждой ЭС.

6. Расчет балансов и оптимизация производственных планов по электростанциям и энергокомпании в целом. Коррекция предварительного баланса энергии и мощности для оптимизации режима работы станций.

После проведения предварительных расчетов заполняют формы № 1, 2, 3 бизнес-плана и определяют тарифы на энергию и прибыль на основе расчета себестоимости по ЭК. Далее заполняют форму № 4 и проводят сравнение основных ПЭ с плановыми, при необходимости делают коррекцию основных статей затрат.

Рис. 3. Последовательность разработки бизнес-плана
энергетической компании

1. План маркетинга

Порядок расчета. Целью данного раздела курсового проекта является определение спроса на энергетическую продукцию со стороны потребителей, представленного в виде суточных и годовых графиков нагрузки (ГН). Формирование ГН энергосистемы производится упрощенно на основе типовых суточных графиков отдельных групп потребителей и эмпирических подходов по определению годовых ГН, для которых по вариантам заданы следующие показатели:

1) зимний максимум нагрузки группы потребителей , МВт;

2) профили почасовых суточных ГН потребителей , заданных в % от ;

3) коэффициент летнего снижения максимума нагрузки , %;

4) коэффициент потерь мощности в сетях электроэнергетической системы %.

По результатам расчетов строятся суточные графики нагрузки: для каждого потребителя и , сумма которых формирует совмещенные зимний и летний графики нагрузки ЭЭС , .

Годовой график максимальной нагрузки ЭЭС используется при анализе резервов мощности, для планирования ремонтов оборудования и т.д. Формирование годового графика нагрузки ЭЭС производится на основании суточных графиков нагрузки, заданной месячной неравномерности ГН при предположении линейной зависимости изменения плотности (заполнения) суточного графика при переходе от зимы к лету.

Последовательность расчетов.

1. Рассчитывается коэффициент заполнения ГН для характерного зимнего и летнего месяцев:

где – суммарная энергия за зимние сутки с учетом потерь; – наибольшее значение мощности из ряда .

2. , где – суммарная энергия за летние сутки с учетом потерь; – наибольшее значение мощности из ряда .

3. Определяются для каждого месяца как значения из убывающего ряда от до для t = 1...12 мес.

4. По эмпирической формуле рассчитываются месячные максимальные мощности ЭЭС:

где

5. Определяется средняя мощность ЭЭС:

Представление результатов. Все расчеты следует свести в табл. 1 и 2. По результатам расчетов построить совмещенные годовые графики нагрузки ЭЭС

Таблица 1

Прогноз основных показателей суточных графиков нагрузки

Показатель	Часы
0…4		20…24
Максимальная зимняя нагрузка потребителей
Максимальная летняя нагрузка потребителей
Максимальная зимняя нагрузка ЭЭС
Потери мощности ЭЭС зимой
Зимний спрос с учетом потерь
Максимальная летняя нагрузка ЭЭС
Потери мощности ЭЭС летом
Летний спрос с учетом потерь

Таблица 2

Годовые графики максимальной и средней нагрузки

Показатель	Месяцы
bсут = f (t)

2. План по полезному отпуску

Порядок расчета. Рассчитывают полезный отпуск электроэнергии в сеть ЭК по месяцам:

Э_{по мес} = Э_{ош мес} – ∆Э,

где Э_{ош мес} = – энергия, отпущенная с шин за месяц; ∆ Э = Э_{ош мес} – потери энергии (сетевые, собственные нужды и др.); – суточное потребление по ЭЭС (определяется из ГН для зимнего и летнего дня).

Представление результатов. Результаты расчетов представляются в виде графика Э_{ош мес} = f (t) по ЭЭС на 1 год помесячно. Полученные значения являются предварительными и будут уточнены в соответствии с ремонтной программой.

3. Предварительный баланс
энергии и мощности

Порядок расчета. Необходимо определить и обосновать предварительные величины покупки/продажи энергии на оптовом рынке.

Основой для обоснования покупки/продажи электрической энергии и мощности энергосистемой являются плановые балансы. Они разрабатываются в соответствии с требованиями «Временного положения об основах формирования плановых балансов производства и поставок электрической (тепловой) энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России по субъектам оптового рынка», утвержденного соответствующими Постановлениями ФЭК РФ от 1998, 2000, 2002, 2006 гг. Согласно Постановлению, основными задачами являются: обеспечение надежного энергоснабжения потребителей; минимизация затрат на производство и поставку энергии; достижение оптимальных экономических отношений производителей, энергоснабжающих организаций и потребителей. Таким образом, оптимальная структура источников электрической энергии и мощности достигается за счет сочетания собственных генерирующих мощностей и получения дополнительной энергии и мощности со стороны для минимизации затрат, связанных с энергоснабжением потребителей региона.

По результатам формирования планового баланса, выполненного в курсовом проекте в соответствии с вариантами задания, условно все ЭК могут быть разделены на две группы – дефицитные и избыточные. Причем для зимнего и летнего периодов структура энергобалансов может существенно различаться, особенно это касается АО-Энерго, в составе которых имеются крупные ГЭС.

Доля торговли на оптовом рынке определяется:

,

где – сумма установленных мощностей всех ЭС.

Представление результатов. Представляются в виде = f (t) (график, построенный в п. 2) с выделением доли собственной генерации и доли для торговли на оптовом рынке. Рассчитываются значения (рис. 4) для зимнего и летнего периодов.

Рис. 4. Определение доли покупной/проданной энергии
на оптовом рынке

4. Производственная программа

Для задачи экономического распределения максимальной нагрузки энергосистемы особую важность имеют характеристики относительных приростов расхода топлива электростанциями, которые в совокупности с ценой топлива формируют предельные (маржинальные) затраты. Целью данного раздела курсового проекта является построение нормативных энергетических характеристик отдельных агрегатов, блоков, электростанций: абсолютных расходных характеристик, удельных расходов подведенной энергии и характеристик относительных приростов (ХОП).

4.1. Нормативные характеристики КЭС

Порядок расчета. Исходной информацией для планирования оптимального использования производственной мощности ЭЭС являются характеристики оборудования: энергетические (расходные), удельные и относительных приростов. Энергетические характеристики, представляют собой зависимости между количеством подведенной и полезной (произведенной) энергий.

Характеристика относительных приростов (частичных расходов) отражает приращение расхода подведенной энергии, необходимое для увеличения производства полезной энергии на единицу.

Расходная характеристика конденсационной электростанции наиболее проста при условии однотипности и блочной схемы компоновки основного оборудования (котлы – турбины – генераторы), что значительно упрощает расчеты. Они выполняются для характерных нагрузок станции: минимальной, максимальной, точек излома энергетических характеристик и ряда промежуточных значений нагрузок.

Нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов КЭС имеют следующий вид:

= +

или

= + + ( – ),

где – тепло, подведенное к турбине для выработки электроэнергии и – расход холостого хода, Гкал/ч; – частичный удельный расход тепла для выработки электроэнергии и – увеличение частичного удельного расхода тепла за точкой экономической мощности, т.е. в зоне перегрузки, Гкал/МВт·ч; – нагрузка агрегата и – экономическая мощность, МВт.

Данные аналитические выражения получены путем преобразования криволинейных характеристик, вид которых определяется способом пропуска пара через проточную часть турбины (дроссельное, сопловое, обводное регулирование). С достаточной для практики точностью криволинейные характеристики заменяются прямыми, проходящими через точку полной и 50 %-ной нагрузки (Приложение 2).

Энергетические характеристики котлоагрегата представляют собой зависимость между количеством подводимого топлива и получаемой теплоты. Они соответствуют установившемуся режиму и характеристическим условиям эксплуатации. Характеристики паровых котлов построены в пределах минимальных и максимальных нагрузок. Под минимальной нагрузкой понимается наименьшая нагрузка, с которой паровой котел может длительно работать без нарушения циркуляции или процесса горения. Ее величина составляет 35–55 % от максимальной и зависит от конструктивных особенностей котлов и вида сжигаемого топлива. Для этого диапазона нагрузок задается характеристика КПД парового котла.

Для упрощения расчетов в курсовом проекте представлена универсальная характеристика КПД котла = f (), в которой и величина КПД, и тепловая нагрузка заданы в процентах, что позволяет использовать ее с допустимой погрешностью планирования для всех вариантов задания исходных данных паровых котлов ТЭС (Приложение 3), которые различаются только видом используемого топлива.

Представление результатов (табл. 3).

Пояснения к табл. 3:

1. i = 1 – число заданных точек расчетной нагрузки.

2. Относительный прирост издержек на топливо необходимо рассчитывать для вариантов, у которых цена топлива на ТЭС (ТЭЦ и КЭС) различается.

3. Характеристики относительных приростов блока и КЭС в целом должны быть построены по результатам расчета (табл. 3) в координатах = f , = f или , = f – предельные издержки.

4. Должна быть построена расходная характеристика блока КЭС (в координатах «расход топлива – электрическая нагрузка блока).

Таблица 3

Расчет показателей экономичности блока КЭС

Параметр, условное обозначение	Методика расчета	Значение нагрузки
min	max
Электрическая нагрузка турбоагрегата нетто , МВт	Задается произвольным количеством точек от технического минимума до максимальной нагрузки
Расход тепла турбиной брутто , Гкал/ч	Нормативная расходная характеристика турбины
Тепловая нагрузка котла нетто ), Гкал/ч	= 1,03
Потери тепла в котле , Гкал/ч	= (1– )
Потери топлива в котле ту.т/ч	= 0,143
Расход топлива котлом брутто , ту. т/ч	= 0,143 +
Удельный расход топлива , ту. т/Гкал	= /
Прирост тепловой нагрузки , Гкал/ч	= –
Прирост расхода топлива котла брутто , ту. т/ч	= –
Относительный прирост топлива котла , ту. т/Гкал	= 0.143+ /
Относительный прирост тепла турбины , Гкал/МВт·ч	из нормативной энергетической характеристики турбины
Относительный прирост топлива блока , ту. т /МВт·ч	=
Относительный прирост издержек на топливо блока , руб./МВт·ч	=

4.2. Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ

Порядок расчета. Особенности технологического процесса ТЭЦ определяют последовательность составления балансов:

• баланс тепловой энергии (на производство и горячую воду);

• баланс электрической нагрузки, в которой выделяется расчет теплофикационной (вынужденной) и конденсационной мощности.

Основой составления баланса являются нормативные энергетические характеристики основного оборудования ТЭЦ и графики нагрузки в паре и горячей воде. В общем виде нормативная энергетическая характеристика турбоагрегатов ТЭЦ имеет следующий вид:

· турбина «Т»:

= + + + , = m – ;

· турбина «ПТ»:

= + + + + ,

= + – ;

· турбина «Р»:

= + + , = m – ,

где – часовой расход тепла, подведенного к турбине, и – расход холостого хода, Гкал/ч; , – относительный прирост тепла для теплофикационного и конденсационного режимов, Гкал/МВт·ч; – потери электрической мощности с потоком холостого хода, МВт; m – удельная выработка электрической энергии, МВт·ч/Гкал; I и II – показатели для отборов пара и горячей воды соответственно.

В качестве критерия экономичности режима производства тепловой энергии используется максимум удельной выработки max. Более экономичный агрегат загружается в первую очередь, до расчетного отбора; последующие, менее экономичные, догружаются,

Таблица 4

Баланс тепловой энергии, Гкал/ч

№ п/п	Интервал времени	Тепловая нагрузка ТЭЦ	Нагрузка турбоагрегатов
ТА-1	ТА-2	ТА-3
За сутки, Гкал
За месяц, Гкал

обеспечивая заданный суммарный отбор. Расчет проводится независимо для производственного и теплофикационного отборов, как показано в табл. 4.1. Распределение тепловой нагрузки на производственные нужды между агрегатами типа «ПТ» и «Р» по критерию max в пределах нормативного расчетного отбора по пару.

2. Распределение тепловой нагрузки на теплофикацию между турбоагрегатами типа «Т», «ПТ», «Р». Расчет выполняется для каждой ступени суточного графика нагрузки.

3. Проверка расходной и приходной частей баланса тепловой нагрузки ТЭЦ и турбоагрегатов для зимнего и летнего периодов года.

Для составления баланса электрической нагрузки ТЭЦ определяются следующие показатели.

1. Вынужденная теплофикационная мощность для каждого турбоагрегата (ТА) на основе расчетов предыдущего этапа и их нормативных энергетических характеристик .

2. Суммарная электрическая мощность теплофикационного режима:

3. Конденсационная вынужденная мощность, необходимая для пропуска пара в конденсатор (3–5 % от установленной мощности турбоагрегата)

.

4. Дополнительная конденсационная мощность турбоагрегатов и ТЭЦ, которая может использоваться для обеспечения электрической нагрузки энергосистемы:

= – – (ТЭЦ),

= – – (ТА).

5. Степень использования дополнительной конденсационной мощности ТЭЦ, которая определяется рядом факторов:

· сравнительной экономичностью блоков КЭС и конденсационной части нагрузок ТЭЦ, которая характеризуется относительным приростом их затрат;

· возможностями энергосистемы в покрытии графиков нагрузки потребителей, резервирования, осуществления ремонтной компании и др., которые отражают избыточность ее мощности или дефицитность.

Особенности построения характеристик относительных приростов ТЭЦ. В данном курсовом проекте принята блочная схема ТЭЦ (котел–турбина), что значительно упрощает схему расчета. На основе нормативных энергетических характеристик турбоагрегатов и котлов строятся характеристики частичных удельных показателей каждого из блоков ТЭЦ и станции в целом. В табл. 5 показана последовательность расчетов относительных приростов котлов в зависимости от диапазона изменения конденсационной мощности каждого из блоков, полученного в предыдущих расчетах.

Представление результатов (табл. 5).

Пояснения.

1. Расчет выполняется для диапазона регулирования нагрузки, который определяется зоной «экономической нагрузки» котла.

2. Расчет выполняется по каждому котлу ТЭЦ для зимних и летних суточных графиков электрической нагрузки во времени и с учетом деления на теплофикационный и конденсационный режим. Характеристики относительных приростов турбин учитываются также для каждой турбины по результатам расчета балансов тепловой и электрической нагрузки по ступеням графика для летних и зимних суток. Относительные приросты топлива по каждому из блоков определяются с учетом относительных приростов котло- и турбоагрегатов – конденсационного режима (аналогично расчетам для блоков КЭС).

Таблица 5

Последовательность расчетов относительных приростов блоков ТЭЦ

Наименование	Расчетное выражение	Нагрузка турбин конденсационная, МВт или %
Расход тепла турбины (), Гкал/ч	Нормативные энергетические характеристики i -х турбин
Тепловая нагрузка котла , Гкал/ч	= 1,03
Тепловая нагрузка котла в % от максимальной производительности
КПД котла , %	Нормативная характеристика котла = f
Абсолютные потери тепла котельных агрегатов (), Гкал/ч	= (1– )
Часовой расход топлива котлом , ту. т/ч
Абсолютные потери топлива котельных агрегатов (), ту. т/ч
Расчетная нагрузка j -х интервалов , %
Относительный прирост топлива котельных агрегатов	= 0,143+
Относительный прирост тепла конденсационной нагрузки турбины , Гкал/МВт·ч	из нормативной энергетической характеристики турбины
Относительный прирост топлива блока , ту. т /МВт·ч	=
Относительный прирост издержек на топливо блока , руб./МВт·ч	=

3. Характеристика предельных издержек ТЭЦ строится для конденсационной части нагрузки ТЭЦ и ее блоков (дополнительной конденсационной электрической нагрузки) для зимних и летних периодов с учетом ступеней графиков нагрузок. Могут использоваться как графический, так и аналитический методы построения суммарных характеристик станции.

Характеристики предельных издержек КЭС и конденсационной нагрузки ТЭЦ строятся аналогично по условию равенства относительных приростов и используются для последующего распределения конденсационной нагрузки ЭЭС между электростанциями при составлении энергетического баланса спроса-предложения.

5. Ремонтная программа

Порядок расчета. Целью данного раздела является упрощенный расчет планового графика капитальных ремонтов основного оборудования электростанций (турбо- и гидроагрегатов) на базе системы планово-предупредительных ремонтов. В рамках курсового проекта не рассматривается задача анализа результатов диагностики оборудования электрических станций и сетевых предприятий, которая позволяет уточнить план-график организации ремонтной компании.

При планировании ремонтов используются следующие основные нормативы, разработанные для различного типа и параметров оборудования:

· периодичность и очередность проведения ремонтов;

· нормы простоя в различных видах ремонтов.

Периодичность ремонтов определяется длительностью ремонтного цикла, представляющего собой время эксплуатации между двумя капитальными ремонтами, а очередность проведения различных видов ремонта (капитального – КР, среднего – СР, текущего – ТР) задается структурой ремонтного цикла.

Время простоя энергооборудования в капитальном ремонте для упрощения расчетов может быть принято следующим образом: блоки КЭС – 2 месяца, блоки ТЭЦ – 1 месяц, агрегаты ГЭС – 1 месяц.

Для углубленной проработки плана ремонтов основного оборудования электростанций преподавателем могут быть заданы сроки проведения предшествующих ремонтов оборудования, т.е. ремонтный цикл каждого агрегата должен быть привязан к календарным годам эксплуатации.

Последовательность расчетов по месяцам планируемого года.

1. Определяется требуемая (диспетчерско-располагаемая) максимальная мощность ЭЭС на основе максимальной нагрузки потребителей энергосистемы и величины необходимого резерва мощности по месяцам расчетного периода:

Располагаемая ремонтная мощность энергосистемы определяется как разность между суммарной установленной мощностью энергосистемы и требуемой располагаемой мощностью:

2. В пределах этой мощности для каждого месяца может планироваться вывод в ремонт энергетического оборудования исходя из следующих принципов:

· располагаемая ремонтная площадь энергосистемы () не должна быть меньше потребной ремонтной площади , т.е. ;

· при невыполнении предыдущего условия необходимо решать дополнительно вопросы следующего характера. Возможно ли покрытие части максимальной нагрузки потребителей энергосистемы за счет перетоков? Допустимо ли изменение состава выводимого в ремонт оборудования в сторону уменьшения? Возможно ли снижение резервной мощности в период ремонтов и др.?

· свободную мощность ГЭС рекомендуется использовать в качестве местного резерва этих электростанций, так как она не обеспечена энергоресурсом (наличие свободной мощности выявляется в процессе расчетов приходной части энергетического баланса энергосистемы). Ремонт агрегатов ГЭС нецелесообразно проводить в период паводка;

· капитальные и средние ремонты агрегатов ТЭЦ следует планировать на летний период года, когда существенно снижаются тепловые нагрузки энергосистемы. При этом следует обратить внимание на перераспределение тепловой нагрузки между блоками, в результате которого загружаются агрегаты с большими расчетными отборами (остальные агрегаты в летний период, как правило, не работают);

· при выводе в ремонт блоков ТЭЦ возможно возникновение дефицита тепловой энергии, поэтому необходимо разработать мероприятия по снижению дефицита либо дать обоснование очередности ввода ограничений по теплу для потребителей;

· для наиболее мощных энергоблоков КЭС ремонты предусматриваются в периоды наибольшего снижения максимальных нагрузок энергосистемы – это может быть летний и частично весенне-осенний периоды;

· свободная площадь энергосистемы должна быть представлена в виде отдельного графика = f (t), в который вписываются требуемые ремонтные площади;

· окончательный план-график ремонтов оборудования ЭК может быть составлен только после оптимизации энергетического баланса.

Представление результатов (табл. 6). План-график ремонтов оборудования энергосистемы должен быть представлен в виде таблицы или диаграммы для расчетного периода.

Таблица 6

План-график ремонтов основного оборудования ЭЭС

№	Наименование оборудования	Месяцы расчетного периода	Длительность, дни	Календарные даты ремонта
		3 и т.д.	начало	окончание
	ГА № 1					15.01	14.02
	ГА № 6					30.11	31.12
	БЛ. № 5–КЭС					01.06	28.07
	ПТ-50-90–ТЭЦ					29.07	28.08

6. Оптимизация энергетического баланса (спроса-предложения)

6.1. Покрытие приходной части баланса

Порядок расчета. Целью данного раздела курсового проекта является определение места каждой электростанции в общем графике нагрузки ЭЭС для покрытия приходной части энергетического баланса.

Для покрытия нагрузки рекомендуется следующий порядок рассмотрения участия различных типов станций в суточном балансе максимальной мощности:

· в базовую часть суточного графика нагрузки вписывается вынужденная составляющая ГЭС (по условиям обеспечения требований водохозяйственного комплекса);

· в базовую часть ГН вводятся теплофикационная и вынужденная конденсационная мощности ТЭЦ;

· определятся режим использования свободной располагаемой энергии ГЭС (без базовой мощности);

· далее по критерию минимальных затрат определяется последовательность загрузки КЭС и конденсационная дополнительная мощность ТЭЦ.

При решении этой задачи по данным суточного зимнего и летнего графиков нагрузки необходимо построить интегральные кривые нагрузки (ИКН).

Для этого нужно предпринять следующее:

· график нагрузки поделить на горизонтальные зоны, соответствующие ступеням изменения нагрузки и ;

· по оси времени для каждой зоны подсчитать продолжительность ее нагрузки в часах, где i = 1... n – число временных зон;

· определить величину электроэнергии для каждой зоны;

· произвести последовательное суммирование (нарастающим итогом) полученных значений электроэнергии для каждой зоны .

Представление результатов (табл. 7).

Таблица 7

Расчет ИКН

№ временной зоны
…
n

По данным табл. 7 строятся интегральные кривые нагрузки = f *.

__________________

* Порядок построения ИКН изложен в п. 6.2.

Выработка электроэнергии откладывается в масштабе по оси абсцисс ИКН, а на оси ординат в соответствующем масштабе – максимальная нагрузка системы. Точке максимальной мощности соответствует суточное потребление электроэнергии системы.

6.2. Определение доли ГЭС в общей выработке ЭЭС

Порядок расчета. При определении доли ГЭС в базовой части графика нагрузки ЭЭС необходимо разместить вынужденную по условиям работы водохозяйственного комплекса (транспорт, водоснабжение и др.) мощность ГЭС () и определить величину базовой выработки ГЭС:

= ·24.

Для размещения оставшейся выработки ГЭС в летнем и зимнем графиках нагрузки ЭЭС следует использовать два следующих критерия:

· ГЭС обеспечивает максимальное покрытие пиковой части графика нагрузки;

· максимальное использование всего располагаемого энергетического ресурса водотока.

В зависимости от располагаемого энергетического ресурса можно выделить два крайних режима использования свободной энергии ГЭС: покрытие пика нагрузки при малом ресурсе по воде; работа в базовой части графика и при наличии холостых сбросов при большом притоке. Холостые сбросы будут иметь место при условии

> ·24.

Для определения места использования свободной мощности ГЭС можно использовать следующий метод.

1. Построить прямоугольный треугольник, катеты которого равны:

[AB] = – , [BC] = – .

2. Перемещая треугольник ABC по интегральной кривой нагрузки, добиться такого его положения, когда катеты [ АВ ] и [ ВС ] параллельны осям абсцисс и ординат соответственно.

На рис. 5 приведены возможные варианты расположения АВС на ИКН: вариант 1 показывает располагаемую мощность ГЭС, соответст-

Рис. 5. Определение места КЭС и ТЭЦ в общей выработке ЭЭС

вующую подведенному расходу воды; вариант 2 определяет холостые сбросы воды, которые могут быть использованы для производства дополнительной энергии для торговли на ОРЭМ; вариант 3 – отрезок [ АE ] – неиспользованная мощность ГЭС.

Положение ABC на ИКН определяет место гидростанции в графике нагрузки системы.

При решении задачи рекомендуется учитывать следующие факторы (в порядке значимости).

· Выработка ТЭЦ в теплофикационном режиме и базовая (вынужденная) мощность ГЭС располагаются в базовой части графика нагрузки.

· Принятие решения по загрузке КЭС и ТЭЦ в конденсационном режиме основывается на сравнении их характеристик относительных приростов в натуральном или стоимостном выражении.

· Наличие связи с оптовым рынком требует обоснования экономической целесообразности закупок на нем энергетической продукции. На начальном этапе разработки бизнес-плана экономические показатели собственного производства еще не определены, поэтому за основу формирования баланса может быть принята стратегия, когда баланс в первую очередь обеспечивается загрузкой собственных источников.

Представление результатов. Итогом расчета приходной части планового энергобаланса являются оценка степени загрузки генерирующих мощностей энергокомпании, величины проданной и покупной мощности и энергии ЭЭС (табл. 8) и уточненный график нагрузки = f (t) с указанием места и доли выработки каждой электростанции, резервов, ремонтов, доли оптового рынка для зимнего и летнего дней.

Таблица 8

Форма 1. Баланс поставок электрической энергии, тепла и мощности

№ п/п	Наименование	Квартал	Итого
1.	Поставки электрической энергии, млн. кВт·ч
1.1.	Отпуск электроэнергии в сеть от собственных источников
	КЭС
	ГЭС
	ТЭЦ
1.2.	Покупная электроэнергия, всего
1.3.	Отпуск в сеть, всего
1.4.	Потери электроэнергии в сетях
	то же % к отпуску в сеть
1.5.	Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды
	то же % к отпуску в сеть
1.6.	Полезный отпуск электроэнергии, всего
2.	Поставки тепловой энергии
2.1.	Отпуск тепловой энергии с коллекторов
2.2.	Потери в тепловых сетях, всего
2.3.	Полезный отпуск тепловой энергии, всего
3.	Поставки электрической мощности, МВт
3.1.	Средняя установленная электрическая мощность электростанций
3.2.	Покупка мощности с рынка
3.3.	Продажа мощности на рынок

Для разработки бизнес-плана студентам предлагается заполнить основные формы (упрощенный вариант) в соответствии с рекомендациями по составлению бизнес-планов и программ развития энергосистем, разработанных ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» по заказу Министерства энергетики Российской Федерации.

Форма № 1 заполняется по кварталам (1-й и 4-й кварталы рассчитываются по графику нагрузки зимних месяцев, 2-й и 3-й квартал