Деятельность Фонда принимает во внимание современное состояние электроэнергетики в стране, которое может быть охарактеризовано следующими основными моментами:

- около 50 % всей электроэнергии и мощности в стране торгуется по свободным ценам;

- выстроена система регулирования отраслью;

- изменены правила трансляции оптовых цен на розничных потребителей;

- изменены сроки оплаты за электроэнергию, произошла синхронизация рынка топлива и рынков электроэнергии, ужесточена платежная дисциплина;

- ужесточено антимонопольное законодательство;

- снижен порог доступа на оптовый рынок электроэнергии (но требованию ФАС;

- окончательно утвердился механизм «сглаживания» цен.

Сложившаяся система регулирования отраслью опирается на законодательно - нормативную власть государства и некоторую возможность саморегулирования рынков электроэнергии.

Можно говорить, что сформировалась централизованная связующая структура. С одной стороны - правительственный уровень, который объединяет функции управления электроэнергетикой в целом (Министерство энергетики РФ) и управления отдельными задачами: тарифное регулирование - Федеральная служба по тарифам (ФСТ), антимонопольное регулирование Федеральная антимонопольная служба (ФАС). В области технического регулирования должна усилить надзорные функции Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).

Другая сторона - саморегулирование рынка. Некоммерческое партнёрство "Совет рынка" после прекращения деятельности РАО "ЕЭС России" осуществляет функции нормотворчества и регулирования рынка и имеет право обращаться в Правительство РФ с соответствующими проектами нормативных актов.

Функционирование коммерческой инфраструктуры оптового рынка обеспечивает Администратор торговой системы (АТС), технологической инфраструктуры рынка - Федеральная сетевая компания (ФСК), системный оператор (СО).

Участников оптового рынка сейчас более 200, это генерирующие, сетевые и сбытовые компании. Все они, вместе с потребителями, определяют контуры управления отраслью.

Граница между оптовым и розничными рынками физически не существует - она задаётся условиями участия в оптовом рынке. Всем покупателям розничного рынка транслируются пены и правила оптового рынка, через сбытовые компании оптовые пены влияют на конечные розничные цены.

Рис.1.5. Система регулирования отраслью:

Граница между оптовым и розничными рынками физически не существует - она задаётся условиями участия в оптовом рынке. Всем покупателям розничного рынка транслируются пены и правила оптового рынка, через сбытовые компании оптовые пены влияют на конечные розничные цены.

Если на первых этапах работал только оптовый рынок электроэнергии и не шла речь о покупке мощности, то сейчас закономерно встали вопросы создания рынка мощности и рынка системных услуг, что обусловлено их физической сущностью и различными целями.

Рынок электроэнергии и обеспечивает краткосрочную надёжность и экономическую эффективность, формирует наиболее эффективную загрузку существующего ресурса генерации, воздействует на характер и параметры электрических режимов, даёт ценовые сигналы для энергоэффективного потребления. Ставя задачи планирования и развития рынка мощности, исходят из необходимости обеспечения долгосрочной надёжности, предупреждения дефицита генерация, формирования наиболее эффективной структуры генерации (с наименьшими совокупными затратами), выдачи ценовых сигналов для развития генерации в регионах.

Это позволит повысить инвестиционную привлекательность отрасли через долгосрочные гарантии поставщикам и выгодные условия для получения кредитов.

Планируемый рынок системных услуг позволит оплачивать услуги по поддержанию системной надёжности.

Такая система рынков в электроэнергетике должна обеспечить надёжность и экономическую эффективность энергоснабжения в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

В настоящее время покупатели оплачивают всю конкурентно отобранную мощность и мощность, включённую в ДПМ (договор на предоставление мощности) - в оплату, распределяемую между покупателями пропорционально их потреблению в пиковые часы.

Процесс конкурентного отбора мощности представлен на рисунке. Отбираются заявки поставщиков, в совокупности обеспечивающие требуемые параметры, объёмы мощности и минимальную стоимость мощности для покупателей. Кривая предложения формируется на основе ценовых заявок поставщиков, кривая спроса задастся прогнозом потребления с учетом резервов и ограничивается предельным уровнем цепы. Таким образом определяется единая цена конкурентного отбора.

Рис.1.6. Конкурентный отбор мощности:

Ставится задача определения целевого предельного размера платы за мощность, который будет отражать наиболее низкую стоимость прироста мощности в системе при модернизации генерирующего оборудования. Предполагается его расчёт на каждый год конкурентного отбора с использованием макроэкономических параметров, особенностей ценовых зон и доходов с рынков электроэнергии. В переходный период (в 2011 г.) предельный размер платы за мощность будет определяться условно-постоянными затратами и средневзвешенной величиной тарифов на мощность тепловых электростанций в соответствующей ценовой зоне, "очищенных" от инвестиционной составляющей, перекрёстной оплаты по теплу, амортизации. Предельный размер платы за мощность в 2013 г. составит, по предварительным оценкам, в 1-й и 2-й ценовых зонах соответственно 141-161 и 172-192 тыс. руб./МВт в месяц. Конкурентные отборы на 2012-2014 гг. будут постепенно приближать уровень платы за мощность к целевому значению: предусматривается усиление штрафных санкций за неготовность к таким отборам. В дальнейшем проведение конкурентных отборов на 2015 и последующие годы определит целевой предельный уровень (с существенными штрафными санкциями за невыполнение требований по предоставлению мощности). С принятием постановления Правительства Российской Федерации от 14 ноября 2009 г. № 929 "О порядке осуществления государственного регулирования в электроэнергетике, условиях его введения и прекращения и о внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" сделаны важные шаги в области государственного регулирования оптового рынка электроэнергии (мощности).

Вводится постоянный мониторинг ФСТ и Минэнерго РФ семидневных темпов изменения цен на электроэнергию на рынке. При превышении этих темпов предельных уровней (что рассчитывается на основе статистики за последние три года) АТС вводит особый режим расчёта цен на электроэнергию - сглаживание. В особых случаях - при образовании временного совокупного дефицита электроэнергии в отдельных ценовых зонах оптового рынка и (или) на оптовом рынке в целом, при постоянных условиях отсутствия конкуренции в силу технологических причин. при чрезвычайных ситуациях - решением Правительства РФ вводится государственное регулирование в электроэнергетике (предложение, согласованное ФСТ, поступает от Минэнерго РФ).

Если темп изменения цен на оптовом рынке превысил ограничения, установленные правилами рынка, и механизм сглаживания в течение семи суток после начала его действия не приводит к возврату темпа изменения цен в пределы заданных ограничений, Правительственная комиссия по вопросам развитая электроэнергетики вправе принять решение о введении государственного регулирования цен. (тарифов) на рынке сроком не более чем на 30 дней. При этом предусмотрены следующие меры:

- иена в заявках поставщиков ограничивается регулируемым тарифом, утверждённым ФСТ;

- оплата поставщикам на рынке на сутки вперед осуществляется по иене не выше регулируемого тарифа;

- цена покупки электроэнергии определяется как средневзвешенная иена в заявках поставщиков, дифференцированная по субъектам Российской Федерации, с учётом потерь электроэнергии и системных ограничений, т. е. отменяется маржинальное ценообразование.

В настоящее время создана система финансовых расчётов за электроэнергию, основанная на требованиях оптового рынка. Однако задолженность на этом рынке продолжает расти - за 9 месяцев 2009 г. она составила около 30 млрд руб., что выше аналогичных показателей 2008 г. По этому рассматривается ряд предложений но повышению платёжной дисциплины как на оптовом, гак и на розничных рынках электроэнергии, в том числе:

- внесение изменений в нормативные документы но обеспечению платёжной дисциплины на розничном рынке;

- утверждение в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка требования о предоставлении обеспечения исполнения обязательств по оплате электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке;

- ужесточение ответственности участников оптового рынка за нарушение требований системы организации финансовых расчётов;

- внесение изменений в нормативные документы по обеспечению досудебного внутриотраслевого урегулирования в отношении гарантирующих поставщиков (ГП).

Предложено обеспечивать финансовые гарантии через обязательные для покупателей денежные депозиты в размере двухмесячного объема платежей или возможность безакцептного списания средств со всех счетов покупателя в коммерческих банках.

В декабре 2009 г. Правительство РФ рассмотрело "Основные направления государственной тарифно-ценовой политики в инфраструктурном секторе на 2009-2011 годы, предложив меры по снижению перекрёстного субсидирования и переходу к долгосрочных тарифам. При установлении тарифов будет применяться метод доходности на инвестированный капитал (RAB) при чётком распределении расходов, финансируемых из платы за подключение. Однако следует иметь в виду. что. по заявлению главы ФСТ С. Новикова, рост цен на услуги ФСК с переходом на RAB может превысить 50 %.

Розничные рынки сейчас только формируются, и правила их работы требуют существенного пересмотра. Основные моменты отражены в таблице.

Таблица 1.1. Модели розничных рынков:

Действующая модель	Целевая модель
ГП обязан заключить договор с любым обратившимся. ЭСК свободна в выборе контрагентов Мелкие и средние потребители "привязаны" к ГП и не могут сменить поставщика Нерегулируемые цены формируются постфактум - ценовые сигналы не работают Реальная конкуренция - лишь за крупных потребителей	Отношения на розничном рынке - публичные, т. е. любая ЭСК обязана заключить договор с потребителем на заранее объявленных условиях Единая группа точек поставки для всех ЭСК региона позволит потребителям менять ЭСК Цена должна быть я шее ша потребителю заранее - необходимо развитие долгосрочных договоров на оптовом и розничных рынках Конкуренция за любых потребителей

В настоящее время только гарантирующие поставщики заключают публичные договоры с потребителями электроэнергии. Публичность договора означает обязанность ГП заключить договор с каждым, кто к нему обратится, при наличии технологического присоединения, оформленного в установленном порядке. Другие энергосбытовые компании (ЭСК). которые постепенно образуются в регионах, свободны в выборе контрагентов и, предлагая лучшие, чем у ГП, условия, переманивают к себе "лучших" и наиболее платежеспособных потребителей и. как правило, крупных. Гарантирующий поставщик обязан осуществлять электроснабжение всех остальных потребителей, в результате чего теряет финансовую устойчивость.

Мелкие и средние потребители "привязаны" к ГП, так как он единственный, кто может покупать для них электроэнергию на оптовом рынке, и сменить поставщика они не могут, как не могут и влиять на нерегулируемые цены, определяемые на оптовом рынке. В этих условиях нерегулируемые иены обычно выше регулируемых, а также предлагаемых другими ЭСК. Таким образом, средние и мелкие потребители заведомо поставлены в менее выгодные условия, чем крупные, у которых есть возможность выбора любой ЭСК или выхода на оптовый рынок.

Поэтому постепенно, с развитием розничных рынков, условия работы на них должны бытъ пересмотрены. Оптимальным принципом представляется публичность отношений на розничном рынке (на оптовом отношения остаются индивидуальными, хотя доступ к инфраструктуре оптового рынка должен носить недискриминационный характер). Каждая ЭСК и ГП должны будут заранее объявлять условия, на которых заключаются договоры, и любой потребитель, независимо от величины его электропотребления и других параметров, сможет заключать с ними публичные договоры. Только такая постановка сделает возможной действительную конкуренцию на розничных рынках, конкуренцию за потребителя, а не навязывание ему невыгодных условий работы. Следует принять во внимание нововведение по срокам оплаты электроэнергии на розничных рынках, которое вступило в силу с декабря 2004 .г. (постановление Правительства РФ № 816 от 12 ноября 2009 г. "О внесении изменений в акты Правительства Российской Федерации в части совершенствования порядка расчётов за электрическую энергию (мощность), тепловую энергию и природный газ). Все потребители должны будут оплачивать электроэнергию несколькими платежами: 30 % стоимости договорного объема электрической энергии (мощности) в месяце, за который осуществляется оплата, вносится до 10-го числа этого месяца (в виде аванса); далее 40 % стоимости - до 25-го числа этого месяца. Полный расчёт за фактически потребленную в истекшем месяце электрическую энергию (мощность), с учетом средств, ранее внесённых потребителями в качестве оплаты, должен быть произведён до 18-го числа следующего месяца.

Таким образом, у сбытовых компаний появляется возможность воздействовать на неплательщиков и не допускать ситуаций, когда потребители по несколько месяцев не оплачивают электроэнергию. Это норма прямого действия, т. е. независимо оттого, что написано в договоре электроснабжения, норма постановления Правительства главенствует, и по ней обязаны осуществлять расчёты все потребители и сбытовые компании.

Все уже принятые и планируемые изменения законодательства направлены на совершенствование рыночных отношений в электроэнергетике, развитие конкуренции, повышение финансовой прозрачности взаимодействия субъектов оптовых и розничных рынков.

При подготовке проекта энергетической стратегии России на период до 2030 года (ЭС-2030) Минэнерго РФ исходило из того, что она является не просто пролонгацией предыдущей стратегии - но формирует новые стратегические ориентиры развития энергетического сектора в рамках перехода российской экономики на инновационный путь развития, заявленный в Концепции долгосрочного социально - экономического развития РФ.

Подготовка проекта ЭС-2030 осуществлялась Межведомственной рабочей группой, насчитывающей около 100 специалистов, представляющих Российскую академию наук, федеральные и региональные органы исполнительной власти, крупнейшие энергетические компании и отраслевые институты. Основные положения ЭС-2030 подлежат использованию при разработке и корректировке стратегий и программ социально - экономического развития, энергетических стратегий и программ субъектов РФ, Генеральных схем и программ развития отраслей ТЭК, комплексных программ по энергетическому освоению новых регионов, а также должны учитываться при подготовке и корректировке инвестиционных программ и крупных проектов компаний энергетического сектора.

Ожидаемые результаты реализации ЭС-2030:

- полноценное участие России в формировании систем глобальной энергетической безопасности, в том числе за счет диверсификации направлений экспортных поставок углеводородов;

- снижение зависимости экономического благосостояния страны от нефтегазового сектора с уменьшением доли ТЭК в структуре ВВП с 30 до 18%;

- снижение удельной энергоемкости ВВП в 2,1-2,3 раза;

- оптимизация структуры топливно-энергетического баланса страны со снижением доли газа в структуре внутреннего потребления ТЭР с 52 до 44-48% и увеличением доли нетопливной энергетики с 11 до 13-15%;

- освоение новых нефтегазоносных районов;

- развитие социального партнерства энергетического бизнеса и общества;

- достижение устойчивой инвестиционной обеспеченности хозяйствующих субъектов ТЭК;

- инновационное обновление производственных фондов и энергетической инфраструктуры, создание и развитие новых видов энергии и энергетических технологий;

- экологическая безопасность и эффективность развития и функционирования ТЭК с ограничением выбросов парниковых газов за счет реализации потенциала энергоснабжения и повышения энергоэффективости.

Достижение намеченных результатов предполагается осуществлять поэтапно.

Для первого этапа характерны следующие основные задачи:

- скорейшее преодоление кризисных явлений в экономике и энергетике;

- выход к концу этапа на темпы экономического развития, заложенные в Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ до 2020 года;

- использование экономического кризиса для качественного обновления и организации ТЭК;

Задачи второго этапа:

- резкое повышение энергоэффективности экономики и энергетики;

- ускоренная реализация энергетических проектов в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, полуострове Ямал и на шельфе арктических морей;

- инновационное обновление отраслей ТЭК.

Задачи третьего этапа:

- высокоэффективное использование традиционных энергоресурсов;

- постепенный переход к энергетики будущего.

К числу важнейших стратегических инициатив Энергостратегии-2030 относятся:

- освоение нефтегазового потенциала комплексов Восточных регионов страны;

- освоение углеводородного потенциала шельфа арктических морей и Северных территорий России;

- развитие и территориальная диверсификация энергетической инфраструктуры;

- развитие нетопливной энергетики;

- реализация потенциала энергосбережения и повышение энергоэффективности.

Предложен поэтапный подход к отбору экспортно-ориентированных электростанций и вариантов с многокритериальной оценкой их сравнительной эффективности и рисков на стадии, предшествующей разработке проектов. Этот подход может быть полезным при предварительном рассмотрении вариантов крупномасштабного экспорта электроэнергии в Китай. Приведены результаты экспериментальных расчётов.

России на энергетические рынки стран Северо-Восточной Азии является одной из важных стратегических задач, связанных с развитием энергетики и экономики Сибири и Дальнего Востока. Разработка долгосрочной энергетической стратегии этих регионов России предусматривает оценку целесообразных масштабов экспорта электроэнергии, рациональной структуры и размещения генерирующих мощностей.

Реализация крупных экспортно-ориентированных проектов, особенно на востоке страны, связана с развитием топливных баз, сооружением новых электростанций и мощных линий электропередачи. Оценка экономической эффективности таких проектов затрудняется большой неопределённостью исходных прогнозных показателей, в том числе сведений о возможной конъюнктуре на внешних энергетических рынках. Эта неопределённость особенно велика на стадии инициации и подготовки проекта (feasibility study), предшествующей конкретному проектированию и заключению соглашения между экспортёрами и импортёрами. Именно для этой стадии далее рассматривается методический подход к предварительной оценке сравнительной экономической эффективности возможных вариантов экспорта электроэнергии.

Отбор и оценка таких вариантов может проводиться только на фоне уже имеющихся сценариев долгосрочного развития экономики и энергетики региона и генеральной схемы развития электроэнергетики, которые, в свою очередь, могут корректироваться по результатам уточнения экспортной политики.

Отсутствие данных о вероятной динамике цен на внешних рынках на импортируемую из России электроэнергию не позволяет потенциальному инвестору определять действительную эффективность вариантов экспорта и риски, связанные с реализацией этих вариантов. Приходится ограничиться оценкой относительной эффективности. При этом целесообразно для сравнения использовать цены самоокупаемости по каждому варианту с учётом разной неопределённости исходных данных. Эти цены определяются как такая минимально приемлемая для экспортёра цена на поставляемую электроэнергию, при которой обеспечивается покрытие эксплуатационных издержек, возврат собственных и заёмных средств на инвестиции и получение приемлемой прибыли на вложенный капитал после уплаты налогов.

Административная система управления энергетикой имела значительный, особенно заметный в рыночных условиях недостаток - она не имела целью получение прибыли как обобщающего показателя работы любого подразделения. Коммерческие показатели работы подменялись технологическими, например, такими, как выполнение плана по рабочей мощности, удельный расход топлива на производство 1 кВт•ч электроэнергии, поддержание заданного уровня напряжения и др.

Приватизация в энергетике, результатом которой стала организация Федерального оптового рынка (ФОРЭМ), привела к образованию вместо энергосистем самостоятельных субъектов рынка: АО-энерго, АО-электростанций и др. У субъектов оптового рынка электроэнергии появились свои коммерческие интересы, цель которых - получение максимальной прибыли. Более того, прежний критерий минимизации топливных издержек был пригоден лишь при условии задания объема и режима производства электрической и тепловой энергии. В условиях конкурентного рынка каждый объект стремится производить тот объем энергетической продукции и работать в том режиме, который выгоден именно для него. Все вышесказанное обуславливает необходимость введения принципиально иного критерия наивыгоднейшего распределения нагрузки генерирующей компании, который бы отвечал требованиям нынешней ситуации, складывающейся в энергетической отрасли и учитывал дальнейшие тенденции ее развития. В рыночной экономике, исследуя поведение отдельных фирм, исходят из предположения, что фирмы определяют оптимальный объем выпуска продукции из условия максимизации прибыли.

Для этого при назначении оптимальных режимов работы станции, т.е. определении объемов выработки энергии, необходимо определить и сравнить суммы, которые каждая дополнительная единица продукции будет добавлять к валовому доходу, с одной стороны, и к валовым издержкам - с другой.

Иначе говоря, производителю следует сравнить предельный доход (MR) и предельные издержки (MC) каждой последующей единицы продукции. Любую единицу продукции, предельный доход от которой превышает ее предельные издержки, следует производить. Почему? Потому, что на каждой такой единице продукции производитель получает больше дохода от ее продажи, чем она прибавляет к издержкам, производя эту единицу. Точно так же, если предельные издержки единицы продукции превышают ее предельный доход, производителю следует избегать производства этой единицы. Она добавит больше к издержкам, чем к доходу; такая единица продукции не будет окупаться.

На начальных стадиях производства, когда объем выпуска относительно небольшой, предельный доход будет обычно (но не всегда) превышать предельные издержки. Следовательно, прибыльно производить в пределах этого объема производства. Но на последующих стадиях производства, когда объем выпуска относительно велик, повышающиеся предельные издержки вызовут обратное действие. Предельные издержки будут превышать предельный доход. Очевидно, что следует избегать производства продукции, попадающего в этот интервал, в интересах максимизации прибыли. Разделять эти два интервала производства будет особая точка, в которой предельный доход равен предельным издержкам. Эта точка - ключ к правилу, определяющему объем производства: производитель будет максимизировать прибыль или минимизировать убытки, производя в той точке, где предельный доход равен предельным издержкам. Этот руководящий принцип максимизации прибыли называется правилом:

MR=MC

Рис.1.7 График максимизации прибыли при равенстве предельного дохода предельным издержкам:

Оптимальный объем производства энергии (Q*) позволяет энергетическому предприятию максимизировать свою прибыль. Предположим, что производится меньшее по сравнению с оптимальным количество продукции Q₁, но по более высокой цене P₁.

В этом случае предельный доход производителя превышает предельные издержки, и повышая объем производства до Q* , при котором дополнительная прибыль, получаемая от выпуска еще одной единицы продукции равна нулю, он увеличил бы совокупную прибыль на величину, равную площади abc.

Больший относительно оптимального объем производства Q₂ также не максимизирует прибыль, т.к. предельные издержки превышают предельный доход. Увеличение прибыли за счет сокращения объема производства до значения Q* вместо Q₂ соответствует величине, равной площади bde.

Также можно показать алгебраически, что объем производства Q* максимизирует прибыль [49,50,51,52]. Прибыль р равна разности между доходом и издержками, которые представляют собой функцию от объема производства (Q):

р (Q) = R(Q) - C(Q), (1.11)

Где R(Q) - доход;

C(Q) - издержки.

По мере того, как Q растет, начиная с нуля, прибыль будет возрастать до тех пор, пока не достигнет максимума, а затем станет снижаться. Таким образом, объем производства Q максимизирует прибыль в том случае, когда приращение прибыли от дополнительного увеличения Q равно нулю, то есть:

Др /ДQ =0

Тогда:

Др /ДQ = ДR/ДQ - ДC/ДQ = 0. (1.12)

Но ДR/ДQ является предельным доходом, а ДC/ДQ - предельными издержками, и поэтому условием максимизации прибыли является:

MR - MC = 0

Или:

MR= MC, (1.13)

Где MR - предельный доход;

MC - предельные издержки.

Таким образом, новым критерием оптимизации режимов работы энергосистем является принцип максимизации прибыли:

MR=MC (1.14)

На основании разработанного критерия оптимизации в диссертационной работе решаются задачи:

Более выгодное распределение электрической энергии тепловых электростанций при заданных значениях тарифа на электроэнергию, которые складываются на рынке.

Поскольку основной режим работы тепловых электростанций - теплофикационный, то управление их функционированием должно осуществляться с учетом вынужденного графика по отпуску тепловой энергии. Поэтому в работе исследуется вопрос о возможности применения подхода к более выгодному распределению электроэнергии между агрегатами станции для определения оптимальных режимов по производству обоих видов энергии с учетом «жестких ограничений», накладываемых вынужденным режимом работы ТЭЦ.

Каждая из этих задач решается последовательно на основе критерия максимизации прибыли.

В ходе решения этих задач находится отклонение (%) оптимального режима по распределению электрической нагрузки от результатов нахождения оптимальных режимов работы ТЭЦ. В том случае, если найденное отклонение в объемах выработки электроэнергии является удовлетворительным, то можно считать созданный подход управления режимами работы ТЭЦ по производству электроэнергии корректным и не выполнять проверку с использованием корректирующего механизма. В противном случае, предлагается использовать корректирующий механизм. Автор считает, что осуществление проверки уместно в любом случае.

Поскольку оптимальный режим работы ТЭЦ по производству электроэнергии разрабатывался для определенного заданного соотношения в разнесении топливных затрат между видами производимой энергии, то можно утверждать, что в работе, по сути, создан принцип разнесения эксплуатационных издержек между электрической и тепловой энергией.

Выводы:

1. Проведен критический анализ существующих критериев управления функционированием энергетического объекта, которые являются не адекватными в настоящих условиях.

2. Предложен критерий управления режимами работы энергетического объекта, который объединяет технологические особенности функционирования энергетической отрасли с новыми экономическими рычагами управления. В качестве этого критерия в работе используется принцип максимизации прибыли.

3. Показана возможность увеличения прибыли тепловых электростанций при назначении их оптимальных режимов на основе предложенного критерия. При этом максимизация прибыли достигается в случае назначения режимов работы станций как по выработке электрической энергии, так и по тепловой.

4. Выбор оптимального управления нагрузкой тепловых электростанций в современных условиях базируется на решении таких задач, как распределение электрической мощности между агрегатами станции, распределение тепловой энергии с учетом вынужденного режима работы ТЭЦ и нахождение оптимальной загрузки тепловой электростанции как комбинированного производства.

2. Оптимальное распределение электрической и тепловой энергии на станциях на основе принципа максимизации прибыли

Распределение электрической и тепловой энергии на станциях в соответствии с проведенным критическим анализом существующих способов осуществляется на основе разработанного критерия максимизации прибыли, графическая иллюстрация которого приведена на рис.2.1. При этом учитываются различные виды ограничений, в частности, вынужденный режим работы станции по теплофикационному циклу.

Рис.2.1. Определение оптимального объема выпуска продукции:

Здесь D-спрос на продукцию фирмы за определенный временной период; Эопт - оптимальная величина выпуска за период; Ропт - цена продажи, соответствующая оптимальному выпуску.

Предельный доход от продажи определяется кривой спроса на продукцию фирмы, а предельные издержки - переменной составляющей затрат на выпуск.

Задачи оптимизации режимов решаются на всех уровнях управления, начиная с нижнего - уровня электростанций. Таким образом, использование термина “внутристанционная оптимизация” становится не совсем уместным, так как внешняя конкурентная среда накладывает ограничения на внутренний режим работы каждого объекта.

Эта задача решается в несколько этапов. На первом определяется оптимальная загрузка станции по электрической мощности с учетом вынужденного режима ее работы по выработке тепловой энергии. Затем осуществляется назначение оптимальных режимов работы станции по тепловой энергии.

На заключительном этапе производится проверка соответствия этих режимов работы и их взаимная увязка.

2.1 Принципы построения ХОП станции

Построение характеристик относительных приростов. Так как большинство станций - это станции с поперечными тепловыми связями, характеристики относительных приростов строились для заданных составов работающего оборудования относительно характерных сезонов года с учетом вынужденного режима работы ТЭЦ по графику тепловой нагрузки.

Рассмотрим более подробно принципы построения характеристик относительных приростов котлов и турбин.

Принципиальная схема блока станции представлена на рис. 2.2

Рис.2.2. Принципиальная схема блока станции:

Относительный прирост расхода топлива котла может быть определен как производная от расхода топлива (B) по расходу тепла (Q) или пара (D):

(2.1)

Для турбины - это производная от расхода тепла (Q) по мощности (N):

(2.2)

Характеристику относительных приростов котлоагрегата построим по статистическим данным, учитывая состав работающего оборудования.

Так как выработка электроэнергии неравномерна в течение месяца, то при построении ХОП весь месяц условно делится на три декады (первая, вторая и третья декада), для каждой из которых строят расходные характеристики агрегатов. Под первой декадой месяца необходимо рассматривать первых десять дней; под второй - с одиннадцатого числа данного месяца по двадцатое число. Третья включает в себя с двадцать первого числа по тридцатое или тридцать первое число включительно.

Для построения ХОП станции по декадам месяца более подробно рассмотрим один из месяцев и произведем расчет и выбор оборудования для каждой декады этого месяца.

Зная исходные данные о составе и состоянии парка цехов и необходимую мощность, расход тепла выберем состав работающего оборудования по декадам.

Экономические характеристики теплофикационных турбоагрегатов представляют зависимость расхода тепла от двух или трех независимых переменных - электрической нагрузки и расходов пара в один или два отбора. Кроме того, на них накладываются ограничения по пропускной способности различных частей турбины.

Расходные характеристики турбин с отборами пара обычно представляют в виде семейства кривых (или ломаных), соответствующих различным значениям расходов пара в отборы. После выбора состава работающего оборудования строим характеристики относительных приростов для турбинного цеха по вышеприведенной методике. Для этого необходимо определить средние значения отборов пара с турбин и построить их расходные характеристики. Построение ХОП котельного и турбинного цеха по суткам. При построении ХОП для каждого сезона используется условие равенства относительных приростов для котельного и турбинного цехов соответственно.

Для построения ХОП котельного цеха для каждого сезона получается условие:

(2.3)

Где - относительные приросты котлов, станционные которых определяются составом работающих котлов для характерных сезонов; - суммарная производительность котельного цеха; m - станционные номера котлов. Учитывая, что станция с поперечными связями, в общем случае , для турбинного цеха:

; (2.4)

Где - относительные приросты турбин, станционные номера которых определяются составом работающих турбин для характерных сезонов; - суммарная мощность турбинного цеха; n - станционные номера турбин.

Построение ХОП станции по суткам.

Перейдем к построению характеристики относительного прироста станции. Необходимо отметить, что построение осуществляется в рамках каждой декады месяца.

Рассмотрим построение ХОП станции в целом:

(2.5)

Где - относительные приросты станции;

- расход топлива котлами станции;

- мощность, выдаваемая станцией;

- тепло, вырабатываемое котлами станции;

- относительные приросты котельного цеха;

- относительные приросты турбинного цеха.

Таким образом, для построения этой характеристики нужно перемножить соответствующие значения ХОП котельного и турбинного цехов для каждой декады. Перемножение осуществляется следующим образом. По графику ХОП котельного цеха для каждой декады определяем значение теплопроизводительности (Гкал/ч), соответствующее определенному значению относительного прироста расхода топлива (обозначим его (т.у.т./Гкал)). Затем переводим полученное значение (Гкал/ч) в соответствующее ему значение паропроизводительности (т/ч), используя соотношение:

. (2.6)

По найденному значению (т/ч), используя график суммарной расходной характеристики для каждого сезона, определяем cоответствующее ему значение мощности N.

Далее для полученного значения мощности N по графику ХОП турбинного цеха для каждого сезона определяем значение соответствующего ему относительного прироста расхода тепла (обозначим его (Гкал/МВт)).

Путем перемножения значений ( Гкал/МВт*ч) и (т.у.т./Гкал) получаем новые значения (т.у.т./МВт*ч) для каждой декады.

На основе использования полученных значений (т.у.т./МВт*ч) и соответствующих им значений N (МВт) строим нормативные характеристики станции для каждой декады.

2.2 Принципы построения кривых предельных издержек

Построение графиков предельных издержек. Предельные издержки (MC) являются дифференциальной составляющей затрат на производство энергии, которую для тепловых электростанций можно представить как характеристику относительных приростов топливных издержек. Поэтому для построения графиков предельных издержек используют характеристики относительных приростов расходов топлива (ХОП) и среднесезонные цены на закупаемое топливо.

Полученные характеристики относительных приростов для каждого из сезонов отражают режимы работы энергосистемы и являются базой для определения оптимальных режимов загрузки, исходя из критерия максимизации прибыли.

Непосредственно кривые предельных издержек получались умножением значений характеристик относительных приростов b (т.у.т./МВт*ч) на усредненные цены топлива для каждого из сезонов:

, (2.7)

Где - значения предельных издержек станции в руб/ МВт*ч;

- цена топлива в руб/ т.у.т.;

- значения относительных приростов станции в т.у.т./МВт*ч.

В результате чего получаем значения (руб/МВт*ч), на основании которых и строятся графики предельных издержек станции . Типичная кривая приведена на рис. 2.3:

Рис.2.3. Кривая предельных издержек станции

2.3 Принципы построения характеристик спроса и предельного дохода тепловых станций

Построение графиков предельных доходов. Кривые предельных доходов строят на основе графиков спроса на электроэнергию. Однако характеристику спроса для конкретной станции построить достаточно сложно, т.к. физически электрическую энергию в ЭЭС не разделяют ни по источникам, ни по потребителям.

На практике общую нагрузку энергосистемы (общий спрос) распределяют между станциями на уровне диспетчерского управления ЭЭС, формируя, таким образом, спрос на продукцию конкретного производителя. Поэтому для отдельной станции, в качестве характеристики спроса, можно принять характеристику себестоимости производства электроэнергии, которую можно скорректировать на величину нормы прибыли. Реальная кривая спроса является кусочной в силу переменного характера энергопотребления (рис.2.4).

Рис.2.4. Реальная кривая спроса на энергетическую продукцию:

Скачки на кривой спроса обусловлены изменением режима энергопотребления, например подключением или отключением новых потребителей. Однако для решения практических задач используют аппроксимацию зависимостей спроса от объема электропотребления, подбирая для этого соответствующие полиномы. Аппроксимированные кривые себестоимости и спроса показаны на рис.2.5.

Рис.2.5 Кривая себестоимости и спроса:

Здесь s и p - себестоимость производства и цена продажи электроэнергии соответственно; Эош - электроэнергия, отпущенная с шин станции; кривая себестоимости производства электроэнергии; кривая спроса, полученная как себестоимость плюс норма разумной прибыли d, т.е:

р=s+d

Величина d устанавливается регулирующими отрасль государственными органами. Поскольку энергопотребление имеет выраженный сезонный характер, целесообразно рассматривать три кривые спроса: зона I (рис.2.5) - соответствует летнему потреблению; зона II (рис.2.5) - переходному периоду (весна-осень) и, наконец, зона III (рис.2.5) - потреблению зимнего периода. Каждая кривая может быть аппроксимирована соответствующими полиномами.

Однако нас интересуют собственно не кривые спроса, а кривые предельного дохода.

Графически кривую предельной выручки можно построить на основе аппроксимированной кривой спроса. При этом возможны два случая:

1. График спроса является кривой;

2. График спроса - прямая (частный случай первого).

Рассмотрим вначале общий случай, когда график спроса - кривая.

На основе кривой спроса можно определить расходы покупателей на приобретение данного товара или услуги, которые формируют выручку продавцов (TR; total revenue - англ.):

TR = P*Э, (2.8)

Где P - цена продукта или услуги;

Э - объем выработки электроэнергии.

При снижении цены с Р₁ до Р₂ объем спроса увеличится с Э₁ до Э₂. Но что произойдет при этом с общей выручкой продавцов или расходами покупателей?

Возрастут они или снизятся? И на сколько?

При цене Р1 общая выручка составит:

TR = OP1AQ1

При цене:

Р2 - TR = OP2BQ2

Поскольку часть выручки равна площади прямоугольника OP2CQ1, ее изменение при снижении цены с P1 до Р2 составит, как очевидно:

ДTR = Э1ДP - P2ДЭ,

Или:

ДTR = Э1ДP*(1 - (P2ДЭ/ Э1ДP)), (2.9)

Где ДTR - прирост общей выручки;

ДP - изменение цены;

ДЭ - выработка дополнительной единицы электроэнергии.

Рис.2.6. Изменение цены и выручки от производства электроэнергии:

Прирост общей выручки (ДTR) в результате продажи дополнительной единицы (ДЭ) называют предельной выручкой (MR; marginal revenue - англ.):

MR = ДTR/ДЭ

Или:

MR = ДTR/ДЭ = (Э1ДP - P2ДЭ)/ ДЭ. (2.10)

Таким образом, в случае, когда график спроса является кривой, график предельного дохода также имеет криволинейный вид (это видно из формулы (2.10)), и может быть построен на основе кривой спроса с использованием формулы (2.10). Теперь перейдем к рассмотрению более частного случая, когда график спроса прямолинеен. Выберем на кривой спроса произвольную точку А (рис. 2.7) и проведем из нее перпендикуляры AP и AЭ к осям координат. Отметим на AP точку С, такую, чтобы PC ровнялось AC. Проведем через нее луч из точки B и отметим его пересечение с AЭ (точка B). Полученный луч и представляет линию предельной выручки (MR).

Рис.2.7. Построение предельной выручки на основе линии спроса:

Действительно, при цене P общая выручка равна площади прямоугольника OPAЭ, тогда как сумма предельной выручки от продажи всех единиц товара (электроэнергии) равна площади трапеции ODBЭ. Но обе площади равны, поскольку имеют общую часть OPCBЭ, а треугольники DPC и ACB равны. Следовательно, DCB есть линия предельной выручки - зависимости MR(Э) (руб/ МВт•ч), которые строятся для каждого из сезонов.

2.4 Оптимальное распределение электрической энергии на станциях на основе критерия максимизации прибыли

Для определения оптимальной электрической мощности станции должны быть принципиально решены следующие задачи.

Построение характеристик относительного прироста (ХОП) станции для типового состава работающего оборудования относительно характерных сезонов года.

Построение на их основе графиков предельных издержек станции для каждого сезона года.

Построение характеристик предельных доходов станции для каждого из сезонов при различных значениях тарифов на электроэнергию.

Определение оптимальных электрических мощностей и соответствующих им значений тарифа.

На уровне станций в процессе распределения электрической нагрузки между единицами основного оборудования одновременно строятся энергетические характеристики электростанций (характеристики относительных приростов расхода топлива и характеристики затрат). Это наиболее сложная задача в ряду связанных с ней оптимизационных задач по расчету режимов.

Как показывает практика, наибольший экономический эффект достигается при решении этой задачи для тепловых электростанций с поперечными связями, разнотипным оборудованием, на которых, ко всему прочему, сжигается одновременно топливо различных видов (газ, мазут, уголь). Тем более, что по прогнозам авторов основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу вплоть до 2020 года останутся тепловые электростанции, доля которых в структуре установленных мощностей отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. - 67 - 70% (2000 г. - 69%). Соответственно ТЭС обеспечат выработку 69% и 67 - 71 % всей электроэнергии в стране (2000 г. - 67 %). Такие прогнозы обусловлены климатическими условиями России, где теплоснабжение городов является жизненно необходимым фактором, а отопительный сезон продолжается более полугода.

Немалый эффект дает комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. При традиционном технологическом процессе электростанции возникает необходимость конденсировать рабочую среду и отводить теплоту. Чем оптимальнее технологический процесс, тем ниже температура сбрасываемой теплоты. Обычно уровень температуры рабочего тела на выходе столь низок, что нецелесообразно использовать его теплоту. При комбинированной выработке электрической и тепловой энергии расширение в турбине завершается при противодавлении так, что, с одной стороны, вырабатывается меньше электроэнергии, а с другой, - сохраняется необходимый уровень температуры отходящей теплоты. При этом коэффициент использования топлива по сумме электрической и тепловой энергии может быть значительно выше, чем при выработке электрической энергии, и составить 85 - 90 %. Это обеспечивает в настоящее время ежегодную экономию топлива в размере не менее 20 млн т условного топлива, улучшая экологическую обстановку в городах и промышленных узлах.

С переходом на рыночные отношения в электроэнергетике существенно осложнилась работа ТЭЦ, что обусловлено возникновением конкуренции, и необходимостью для станций доказывать свою конкурентно способность. Среди основных причин не конкурентно способности высокотехнологичных ТЭЦ России можно также выделить:

- необоснованное занижение тарифов на электроэнергию и соответственное завышение тарифов на тепловую энергию от ТЭЦ;

- завышенные потери тепла в магистральных и особенно в распределительных муниципальных тепловых сетях;

- расширенное использование экологически вредных автономных котельных;

- плановое государственное недофинансирование бюджетных организаций, обуславливающее неплатежи за тепло, получаемое от ТЭЦ.

Конкурентно способность ТЭЦ определяется на основе сравнения тарифов на вырабатываемую (точнее, отпускаемую в сеть) электрическую и тепловую энергию с тарифами, устанавливаемыми для альтернативных источников. На потребительском рынке, т.е. в АО-энерго, по электроэнергии ТЭЦ конкурирует либо с местными электростанциями, либо с энергией, покупаемой с ФОРЭМ. Если ТЭЦ продает свою электрическую мощность и энергию на ФОРЭМ, то она вступает в непосредственную конкуренцию с поставщиками оптового рынка.

Необходимо учитывать, что конкуренция производителей электрической и тепловой энергии может осуществляться в настоящее время в основном в рамках регулируемого рынка. Это налагает определенные ограничения на возможности развития конкуренции, так как тарифы на оптовом и потребительских рынках устанавливаются разными энергетическими комиссиями.

Федеральная и региональная энергетические комиссии не всегда принимают согласованные решения. Так, неоправданное сдерживание тарифов одной из комиссий (ФЭК или РЭК) нарушает объективность оценки тарифов на федеральном оптовом или региональном потребительском рынке. Это свидетельствует, прежде всего, о несовершенстве действующего в настоящее время порядка регулирования тарифов. И в искаженной конкурентной среде необходимо искать возможности выживания действующих ТЭЦ. В результате решения оптимизационной задачи на уровне тепловых электростанций пользователь получает весьма полезную информацию о наиболее целесообразном способе распределения нагрузок (электрической и тепловой) между агрегатами, находящимися в работе, о диапазоне изменения электрической нагрузки электростанции, о характере изменения затрат на расходуемое топливо (в рублях) при производстве электроэнергии на всем диапазоне электрической нагрузки и, что особенно важно для работы в условиях оптового рынка, имеет представление о величине дополнительных затрат на топливо при изменении текущей нагрузке электростанции на 1 кВт*ч. Кроме того, решая эту задачу, можно осуществить эффективный выбор состава работающего оборудования, соблюдая все технологические требования и ограничения. Не решив этой задачи, нельзя говорить серьезно об оптимизации режима на всех остальных уровнях.

3. Управление режимами работы тепловых электростанций как комбинированных источников производства

3.1 Построение ХОП станции

Характеристику относительных приростов котлоагрегата построим по статистическим данным, учитывая состав работающего оборудования.

Таблица 3.1 Состав парка работающего оборудования для зимнего периода:

Станция	Сезон года	Котлы	Турбины
		ТП-170	ТП-81	ЦКТИ-75-39 Ф2	Т-24.5-90	ПТ-22-90	Т-100-130
НТЭЦ-4	Зима	4	4	3	1	2	3

Так как выработка электроэнергии неравномерна в течение месяца, то при построении ХОП весь месяц условно делится на три декады (первая, вторая и третья декада), для каждой из которых строят расходные характеристики агрегатов.

Под первой декадой месяца необходимо рассматривать первых десять дней; под второй - с одиннадцатого числа данного месяца по двадцатое число. Третья включает в себя с двадцать первого числа по тридцатое или тридцать первое число включительно.

Для построения ХОП станции по декадам месяца более подробно рассмотрим один из месяцев и произведем расчет и выбор оборудования для каждой декады этого месяца. В таблице 3.2 приведены необходимые мощности для выбора оборудования по декадам. Зная исходные данные о составе и состоянии парка цехов и необходимую мощность, расход тепла выберем состав работающего оборудования по декадам.

Таблица 3.2 Значения мощностей для выбора оборудования по декадам:

	1 декада	2 декада	3 декада
N МВт	238,15	292,9	289,9
Q Гкал/ч	404,2	538,9	560,6

Таблица 3.3 Данные о составе оборудования:

	котлы	турбины
	ТП 81	ТП 170	ЦКТИ 75-39Ф	Т-100-130
1 декада	2	1	-	3
2 декада	2	1	1	3
3 декада	3	-	-	3

Экономические характеристики теплофикационных турбоагрегатов представляют зависимость расхода тепла от двух или трех независимых переменных - электрической нагрузки и расходов пара в один или два отбора. Кроме того, на них накладываются ограничения по пропускной способности различных частей турбины. Расходные характеристики турбин с отборами пара обычно представляют в виде семейства кривых (или ломаных), соответствующих различным значениям расходов пара в отборы. После выбора состава работающего оборудования строим характеристики относительных приростов для турбинного цеха по вышеприведенной методике. Для этого необходимо определить средние значения отборов пара с турбин и построить их расходные характеристики. Ниже приведено построение характеристик относительных приростов Новосибирской ТЭЦ-4 с учетом работающего оборудования.

Таблица 3.4 Данные для построения характеристики относительных приростов котла 2* ТП -81:

b, т.у.т/Гкал	0,147	0,15	0,16	0,17	0,175	0,18	0,185
Q, Гкал/ч	348	366	420	450	462	474	482

Рис.3.1. ХОП котла 2*ТП-81:

Таблица 3.5 Данные для построения характеристики относительных приростов котла ЦКТИ 75:

b, т.у.т/Гкал	0,145	0,178
Q, Гкал/ч	24,5	47,5

Рис.3.2. ХОП котла ЦКТИ 75:

Таблица 3.6 Данные для построения характеристики относительных приростов котла ТП 170:

b, т.у.т/Гкал	0,157	0,158	0,159	0,162	0,165
Q, Гкал/ч	70	75	80	90	100

Рис.3.3 ХОП котла ТП 170:

Таблица 3.7 Расходная характеристика турбины 3*Т- 100-130:

N, МВт	156	300
Q, Гкал/ч	471	762

Рис.3.4 Расходная характеристика турбины 3*Т 100-130:

Как показывает практика, наибольший экономический эффект достигается при решении оптимизационной задачи для тепловых электростанций с поперечными связями, разнотипным оборудованием, на которых, ко всему прочему, сжигается одновременно топливо различных видов (газ, мазут, уголь).

Тем более, что по прогнозам авторов основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу вплоть до 2020 года останутся тепловые электростанции, доля которых в структуре установленных мощностей отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. - 67 - 70% (2000 г. - 69%).

Соответственно ТЭС обеспечат выработку 69% и 67 - 71 % всей электроэнергии в стране (2000 г. - 67 %).

Такие прогнозы обусловлены климатическими условиями России, где теплоснабжение городов является жизненно необходимым фактором, а отопительный сезон продолжается более полугода.

Построение ХОП котельного и турбинного цеха по суткам:

При построении ХОП для каждого сезона используется условие равенства относительных приростов для котельного и турбинного цехов соответственно.

Таблица 3.8 Данные для построения характеристики относительных приростов котельного цеха для первой декады:

b, т.у.т/ Гкал	0,148	0,149	0,157	0,16	0,165	0,17	0,175	0,18	0,185
Q, Гкал/ч	344	363	470	505	540	550	560	574	583 ...

Подобные документы

• Система учета тепловой энергии в мире и в РБ

  Потребление тепловой и электрической энергии. Характер изменения потребления энергии. Теплосодержание материальных потоков. Расход теплоты на отопление и на вентиляцию. Потери теплоты с дымовыми газам. Тепловой эквивалент электрической энергии.
  
  реферат [104,8 K], добавлен 22.09.2010
  

• Общая энергетика

  Производство электрической и тепловой энергии. Гидравлические электрические станции. Использование альтернативных источников энергии. Распределение электрических нагрузок между электростанциями. Передача и потребление электрической и тепловой энергии.
  
  учебное пособие [2,2 M], добавлен 19.04.2012
  

• Производство и использование электрической энергии

  Роль электроэнергии в производственных процессах на современном этапе, метод ее производства. Общая схема электроэнергетики. Особенности главных типов электростанций: атомной, тепловой, гидро- и ветрогенераторы. Преимущества электрической энергии.
  
  презентация [316,3 K], добавлен 22.12.2011
  

• Показатели потребности в тепловой и электрической энергии

  Расчет потребности в тепловой и электрической энергии предприятия (цеха) на технологический процесс, определение расходов пара, условного и натурального топлива. Выявление экономии энергетических затрат при использовании вторичных тепловых энергоресурсов.
  
  контрольная работа [294,7 K], добавлен 01.04.2011
  

• Основные направления развития энергетики Республики Беларусь

  Основы энергосбережения, энергетические ресурсы, выработка, преобразование, передача и использование различных видов энергии. Традиционные способы получения тепловой и электрической энергии. Структура производства и потребления электрической энергии.
  
  реферат [27,7 K], добавлен 16.09.2010
  

• Производство атомной энергии в России

  Принцип работы и классификация атомных электростанций по различным признакам. Объемы выработки электроэнергии на российских АЭС. Оценка выработки электрической и тепловой энергии на примере Билибинской атомной станции как одной из крупнейших в России АЭС.
  
  контрольная работа [734,2 K], добавлен 22.01.2015
  

• Производство, передача и использование электрической энергии

  Промышленная и альтернативная энергетика. Преимущества и недостатки гидроэлектростанций, тепловых и атомных электростанций. Получение энергии без использования традиционного ископаемого топлива. Эффективное использование энергии, энергосбережение.
  
  презентация [1,2 M], добавлен 15.05.2016
  

• Электростанции

  Производство электрической энергии. Основные виды электростанций. Влияние тепловых и атомных электростанций на окружающую среду. Устройство современных гидроэлектростанций. Достоинство приливных станций. Процентное соотношение видов электростанций.
  
  презентация [11,2 M], добавлен 23.03.2015
  

• Технологии теплоснабжения

  Принцип устройства и действия тепловой трубки Гровера. Основные способы передачи тепловой энергии. Преимущества и недостатки контурных тепловых труб. Перспективные типы кулеров на тепловых трубах. Конструктивные особенности и характеристики тепловых труб.
  
  реферат [1,5 M], добавлен 09.08.2015
  

• Технико-экономические показатели ТЭЦ

  Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции ТЭЦ, эксплуатационные издержки. Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции. Расход условного топлива при однотипном оборудовании. Структура затрат и себестоимости электрической и тепловой энергии.
  
  курсовая работа [35,1 K], добавлен 09.11.2011
  

• Технико-экономическое сравнение электрической тяги с тепловой

  Системы тока и напряжения, применяемые в электрической тяге. Силы, действующие на поезд в различные периоды движения. Основные преимущества электрической тяги по сравнению с тепловой. Общие недостатки электрической тяги. Наличие блуждающих токов.
  
  презентация [356,4 K], добавлен 14.08.2013
  

• Тепловой расчёт ЦВД паровой турбины

  Значение тепловых электростанций. Определение расходов пара ступеней турбины, располагаемых теплоперепадов и параметров работы турбины. Расчет регулируемой и нерегулируемой ступеней и их теплоперепадов, действительной электрической мощности турбины.
  
  курсовая работа [515,7 K], добавлен 14.08.2012
  

• Проект энергоблока АЭС электрической мощностью 480 МВт, тепловой мощностью 110 МВт

  Построение процесса расширения пара в турбине в h-S диаграмме. Составление сводной таблицы параметров пара и воды. Составление материальных и тепловых балансов всех элементов схемы. Расчет показателей тепловой экономичности атомной электрической станции.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 08.11.2015
  

• Расчет тепловых затрат на коммунально-бытовые нужды

  Характеристика тепловой нагрузки. Определение расчётной температуры воздуха, расходов теплоты. Гидравлический расчёт тепловой сети. Расчет тепловой изоляции. Расчет и выбор оборудования теплового пункта для одного из зданий. Экономия тепловой энергии.
  
  курсовая работа [134,1 K], добавлен 01.02.2016
  

• Графики нагрузки различных типов потреблений электроэнергии и энергосистемы в целом, их обеспечение и регулирование

  Факторы распространенности электроэнергии на современных производствах и в быту в виде энергии пара, горячей воды, продуктов сгорания топлива. Виды тепловых электрических станций. Графики электрической и тепловой нагрузки, способы покрытия их пиков.
  
  контрольная работа [62,5 K], добавлен 19.01.2011
  

• Проблемы электроснабжения городов-миллионников

  Влияние отклонения показателей качества электрической энергии от установленных норм. Параметры качества электрической энергии. Анализ качества электрической энергии в системе электроснабжения городов-миллионников. Разработка мероприятий по ее повышению.
  
  дипломная работа [2,8 M], добавлен 21.01.2017
  

• Топливоподача газомазутной тепловой электрической станции: схемы и оборудование

  Рассмотрение особенностей выбора типа золоулавливающих установок тепловой электрической станции. Характеристика инерционных золоуловителей, способы использования электрофильтров. Знакомство с принципом работы мокрого золоуловителя с коагулятором Вентури.
  
  реферат [1,7 M], добавлен 07.07.2014
  

• Планирование производственной программы энергосистемы

  Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта оборудования электростанций. Планирование режимов работы электростанций. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы.
  
  курсовая работа [46,1 K], добавлен 14.07.2013
  

• Измерение и учёт электрической энергии

  История возникновения приборов учёта и измерения электрической энергии. Классификация счётчиков электричества по типу измеряемых величин, типу подключения и конструкции. Схема устройства индукционного счетчика. Будущее учёта электрической энергии.
  
  реферат [268,8 K], добавлен 11.06.2014
  

• Проектирование электрической части КЭС мощностью 600 МВт

  Выбор тепловой схемы станции, теплоэнергетического и электрического оборудования, трансформаторов. Определение расхода топлива котлоагрегата. Разработка схем выдачи энергии, питания собственных нужд. Расчет тепловой схемы блока, токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [995,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам