- •3.2. Курс лекций по дисциплине
- •Тема 1. Топливно-энергетический комплекс (тэк) и его организационно-производственная структура
- •1.1. Виды и формы предприятий отраслей тэк
- •1.2. Состав и структура тэк
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы:
- •Тема 2. Основные направления развития электроэнергетики России
- •2.1. Основные этапы развития электроэнергетики России
- •2.2. Современное состояние электроэнергетики и перспективы развития
- •Инвестиционные потребности электроэнергетики, млрд.Дол.
- •Прогноз цен на основные энергоносители (без учета инфляции)
- •2.3. Реструктуризация электроэнергетики
- •2.4. Субъекты электроэнергетики России, формируемые в процессе реформы Генерирующие компании
- •Оптовые генерирующие компании (огк)
- •Территориальные генерирующие компании (тгк)
- •Состав тгк
- •Региональные генерирующие компании (ргк)
- •Инфраструктурные компании
- •Федеральная сетевая компания и Межрегиональные магистральные сетевые компании
- •Распределительные компании
- •Администратор торговой системы (атс)
- •Сбытовые компании
- •Холдинг гарантирующих поставщиков, изолированных ао-энерго
- •Ремонтные и сервисные структуры
- •Формирование конкурентного рынка электроэнергии
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема3. Производственные фонды энергетики
- •Ориентировочная структура основных производственных фондов в промышленности, %
- •3.2. Амортизация основных производственных фондов
- •3.3. Оборотные фонды и оборотные средства
- •Структура нормируемых оборотных средств энергетических предприятий, %
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Глава 4. Нормирование и оплата труда на энергетическом предприятии
- •4.1. Организация труда в электроэнергетике
- •4.2. Планирование численности персонала
- •4.3. Заработная плата на энергетических предприятиях
- •4.4. Пути повышения производительности труда в энергетике
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 5. Себестоимость производства и передачи энергии
- •5.1. Классификация производственных затрат
- •5.2. Деление текущих затрат на условно-постоянные и условно-переменные
- •5.3. Себестоимость электрической энергии на конденсационных электростанциях
- •5.4. Себестоимость электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях
- •Особенности зарубежных методов разнесения затрат Франция
- •Германия
- •5.5. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии
- •Структура потерь электроэнергии, %
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Глава 6. Финансирование электроэнергетики и электроснабжения в условиях рыночных отношений
- •6.1. Капиталовложения и их структура
- •6.2. Стадии проектирования. Характеристика затрат
- •6.3. Сметы на строительство энергопредприятий
- •6.4. Приближенные методы определения стоимости строительства
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 7.Экономическая оценка инвестиций
- •7.1. Методика определения экономической эффективности инвестиционных проектов
- •Методы дисконтирования Чистая приведенная стоимость (Net Present Value)
- •Индекс рентабельности инвестиций (Profitability Index)
- •Внутренняя норма прибыли (Internal Rate of Return)
- •Дисконтированный срок окупаемости (Discounted Payback Period)
- •Простые (статические) методы
- •Простая норма прибыли
- •Простой срок окупаемости капитальных вложений
- •7.2. Источники финансирования капитальных вложений
- •7.4. Бизнес-план
- •Социальная реакция отражает информацию о социальной реакции на строительство (расширение, реконструкцию) энергообъекта, характеризующая:
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 8. Ценообразование в электроэнергетике
- •8.1. Понятие цены и тарифа
- •8.2. Методика расчета потребительских тарифов на энергию
- •8.3. Основные направления совершенствование тарифов
- •8.4. Прибыль и рентабельность в электроэнергетике
- •8.5. Ценовая политика энергокомпании
- •Контрольные вопросы:
- •Используемая литература
- •Тема 9. Основы организации ремонтного обслуживания энергетического оборудования.
- •9.1 Организация ремонтного обслуживания энергетического оборудования.
- •9.2.Основные принципы организации планово – предупредительного ремонта.
- •9.3.Способы ремонта энергооборудования.
- •9.4.Планирование ремонтов.
- •Контрольные вопросы.
- •Список используемой литературы:
- •Тема 10. Энергетический маркетинг
- •10. 1. Особенности маркетинга в электроэнергетике
- •10.2. Маркетинговые исследования на энергетическом предприятии
- •Примеры предварительных и заключительных маркетинговых исследований
- •10.3. Прогнозирование спроса на электроэнергию
- •10.4. Эластичность спроса на электроэнергию
- •Эластичность спроса в зависимости от цен на электроэнергию в одном из
- •10.5. Связи с общественностью
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 11. Управление спросом на энергию
- •11.1. Способы управления спросом
- •11.2. Стимулирование деятельности по управлению спросом
- •11.3. Мониторинг энергоэффективности
- •Контрольные вопросы Список используемой литературы:
- •Тема 12. Организация сбыта энергии
- •12.1. Функции и организация структуры энергосбытовых подразделений
- •12.2. Система учета энергопотребления
- •12.3. Надежность энергоснабжения
- •12.4. Качество энергии
- •Контрольные вопросы:
- •Список использованной литературы
- •1.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ п.П. Долгов и др.- м.: Высш. Шк. ,1991
- •Тема 13. Управление энергетическим предприятием
- •13.1 Видение перспективы
- •13.2. Концепция управления
- •13.3 Миссия энергетического предприятия
- •13.4. Корпоративные цели
- •13.5. Стратегия менеджмента
- •1. По объекту
- •3. По менеджерскому поведению
- •4. По темпу осуществления организационных изменений
- •5. По предметному содержанию
- •13.6. Политика менеджмента
- •Вопросы и задания для обсуждения
- •Список используемой литературы:
12.2. Система учета энергопотребления
Процесс сбыта электрической энергии требует определения (учета) ее количества. Количество купленной электроэнергии определяется с помощью систем учета. Простейшая из систем - счетчик электрической энергии, включенный непосредственно в сеть или через измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Система учета с помощью одного счетчика обладает рядом недостатков. Она применима только в тех случаях, когда имеется лишь один источник электроснабжения (один ввод). Запись показаний может быть произведена только вручную, показания за отдельные периоды не фиксируются и не хранятся. В тех случаях, когда абонент имеет несколько источников (вводов), оборудованных такими упрощенными системами, количество потребленной (отпущенной) электроэнергии определяется как сумма показаний всех счетчиков, что требует одновременной записи их показаний, исключения ошибок при расчетах и т.д.
Системы учета, по которым производятся расчеты за поставленную (потребленную) электроэнергию, носят название коммерческих. Существуют также системы технического учета, предназначенные для определения количества электроэнергии, потребленной отдельными элементами производственного процесса. Технический учет на предприятии дает возможность анализировать затраты электроэнергии по переделам, разрабатывать и внедрять энергосберегающие мероприятия. На электростанциях и в электрических сетях он обеспечивает анализ затрат на производство и распределение энергии и их минимизацию.
У потребителей, рассчитывающихся по двухставочному тарифу, кроме приборов учета величины потребляемой энергии устанавливаются приборы учета величины мощности (ваттметры), показания которых должны фиксироваться строго синхронно в определенные часы. Суммарная потребляемая мощность при наличии нескольких вводов определяется как сумма показаний ваттметров. Особую сложность в этих случаях представляют собой задачи определения потерь в подводящих сетях и баланса мощности и энергии по отдельным узлам и энергосистеме в целом. Решение этих задач требует применения более сложных автоматизированных систем коммерческого (АСКУЭ) и технического (АСТУЭ) учета.
Упрощенная структура АСКУЭ показана на рис. 12.2.1. Интеллектуальные счетчики активной и реактивной энергии, способные запоминать и хранить показания с заданным интервалом времени, передают информацию на устройство сбора данных (УСД), откуда они в преобразованном виде передаются на рабочее место (АРМ) диспетчера АСКУЭ и в локальную вычислительную сеть АО-энерго. Программные продукты АРМ диспетчера АСКУЭ и АО-энерго позволяют извлечь максимум информации из представленных данных первичными приборами учета:
величины потребления энергии и мощности за любой интервал, например год, квартал, месяц,неделю;
анализ потребления по зонам суток, дням месяца, временам года;
баланс электропотребления по узлам и энергосистемам в целом, а значит, текущее значение потерь энергии по узлам и по энергосистеме.
Рис.12.2.1. Упрощенная структура АСКУЭ
Следует подчеркнуть, что внедрение АСКУЭ отвечает интересам и потребителя, и энергоснабжающей организации. При отсутствии АСКУЭ потребитель рассчитывается за заявленную им и фиксированную в договоре величину мощности, в случае перебора которой оплата производится по повышенному тарифу. Поскольку определение текущего значения мощности затруднено, потребитель вынужден заявлять мощность с запасом на 5-10 % во избежание оплаты по повышенному тарифу. В случае внедрения АСКУЭ потребителю предоставляется право рассчитываться за фактически потребленную мощность, зафиксированную приборами. Так как они работают строго синхронно, суммарная мощность в этом случае на 5-10 % меньше определенной ручным способом. Таким образом, в целом экономия может достигать 10-20 %. Кроме того, наличие АСКУЭ позволяет использовать ее в качестве системы технического учета для анализа электропотребления по переделам, участкам, цехам и выявления резервов энергоснабжения.
Суммарные потери электроэнергии, отпущенной в сеть, состоят из технических (потерь холостого хода и нагрузочных) и коммерческих потерь. Структура потерь показана на рис. 17.5.
Рис.12.2.2. Структура потерь электрической энергии в энергосистеме
Коммерческие потери электроэнергии можно разделить на две составляющие. Первая связана с погрешностью учета электроэнергии, которая при существующих классах точности измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии может достигать 5-8 %. Вторая составляющая определяется хищениями и безучетным потреблением электроэнергии и может достигать 35-38 %. Поэтому внедрение АСКУЭ позволяет энергокомпании привести в более полное соответствие размер потребленной электроэнергии и величину ее оплаты. Варианты структурных схем АСКУЭ и их функциональные возможности показаны на рис. 17.6 на примере разработок НПП "Энерготехника".
Внедрение АСКУЭ требует определенных затрат, которые колеблются в зависимости от размеров предприятия-потребителя и энергокомпании от десятков тысяч до сотен миллионов рублей. Срок окупаемости инвестиций при этом составляет 3-5 лет.
Рис.12.2.3. Структурная схема АСКУЭ (локальный вариант)