Приведение вариантов в сопоставимый вид.

Приведение вариантов к равному энергетическому эффекту.

Разница определяется тем, что станции разного типа. Они отличаются:

1. Расходом мощности и э/э на собственные нужды.

2. Станции расположены в разных местах потребителю. ТЭЦ рядом с потребителем, так как тепло не можем передавать на большие расстояния, а КЭС располагается чаще всего ближе к топливной базе. Расположение КЭС связано с объемом выбросов в атмосферу.

3. По степени аварийности ТЭЦ и КЭС отличаются. Более аварийной считается ТЭЦ (там чаще аварии). Следовательно, аварийной резерв в системе при наличии ТЭЦ должен быть выше, чем при наличии КЭС.

Учитывает разную потребность в электроэнергии и мощность на собственные нужды

Учитывает разность потребности энергии и мощности на компенсацию потерь в линиях электропередач разных станций

Дополнительная потребность в аварийном резерве

Вводятся показатели долевого участия по мощности и выработке.

По мощности:

По выработке:

ДЛЯ КЭС

Показатели	года
	1		2	3	4	5	6	7	8	9	Всего
Кi,%	-		15	35	35	15	-	-	-	-	100
Кiкэс	-		0,15Ккэс	0,35Ккэс	0,35Ккэс	0,15Ккэс	-	-	-	-	Ккэс
Кiкэс зам	-		*αN	*αN	*αN	*αN	-	-	-	-	*αN
Какц заем	-		0,15Ккэс	0,35Ккэс	0,35Ккэс	0,05Ккэс	-	-	-	-	0,9Ккэс
Какц заем зам	-		*αN	*αN	*αN	*αN	-	-	-	-	Какц заем зам
Кзаем кэс	-		-	-	-	0,1Ккэс	-	-	-	-	0,1Ккэс
Кзаем кэс зам	-		-	-	-	*αN	-	-	-	-	Кзаем кэс зам
Кпогаш.кр.	-		-	-	-	-	Кзаем кэс/3	Кзаем кэс/3	Кзаем кэс/3	-	Кпогаш.кр.
% пр.кэс	-		-	-	-	0,12Кзаем кэс	0,12Кзаем кэс	√	√	-	Кзаем кэс
% пр.кэс зам	-		-	-	-	*αN	*αN	*αN	*αN	-	Кзаем кэс зам
Э кэс, %	-		-	-	70	80	100	100	100	100	100
Э кэс*10⁶, МВт*ч		-	-	-	0,7 Экэс	0,8 Экэс	Экэс	Экэс	Экэс	Экэс		Экэс

Издержки:

Показатели	года
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	всего
Ит кэс	-	-	-	0,7Ит	0,8Ит	Ит	Ит	Ит	Ит	Ит
Иам	-	-	-	0,5Иам	0,85Иам	Иам	Иам	Иам	Иам	Иам
Иам зам	-	-	-	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN
Ирем	-	-	-	0,5Ирем	0,85Ирем	Ирем	Ирем	Ирем	Ирем	Ирем
Ирем зам	-	-	-	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN
Иот	-	-	-	Иот	Иот	Иот	Иот	Иот	Иот	Иот
Иот зам		-	-	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN
Ипроч	-	-	-	√	√	Ипроч	Ипроч	Ипроч	Ипроч	Ипроч
Ипроч зам	-	-	-	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN	*αN
Изам кэс	-	-	-	√	√	√	√	√	√	√

Изам кэс = Ит зам+Иам зам+Ирем зам+Иот зам+Ипроч зам

Финансовые показатели энергопредприятия.

Лекция 9

Тарифы на э/э и тепло.

Тариф - дифференцированная цена, на нее влияет несколько факторов.

Э/э:

Какие факторы влияют на цену:

1. Регион

В Сибири наибольший удельный вес - гидростанции. Себестоимость на гидростанциях низкая, порядка 10-15 коп/кВт*ч.

В европейской части - теплостанции, себестоимость порядка одного рубля.

Структура генерирующий мощностей, а именно регион в котором расположены станции, влияет на величину тарифа на э/э.

Норма прибыли должна быть одинаковой.

2. Тип потребителя и его режим работы.

Для энергообъединения режим работы второго потребителя не выгоден, так как он требует ввода дополнительных мощностей и дополнительных затрат.

3. Влияние точки присоединения потребителя.

Полная себестоимость э/э включает в себя два показателя:

Все издержки компенсируются потребителем. И если потребитель подсоединен к сетям высшего напряжения, он должен компенсировать издержки по ЛЭП и по подстанциям высшего напряжения.

Если потребитель подсоединен к сетям среднего напряжения, то он компенсирует издержки по ЛЭП и по подстанциям высшего и среднего напряжения.

Если потребитель подсоединен к сетям низшего напряжения (220В), он компенсирует издержки ЛЭП и по подстанциям высшего, среднего и низшего напряжения.

В стране используется двухставочный и одноставочный тариф. Все потребители э/э сгруппированы в 9 групп.

1. Крупные промышленные потребители (металлургия). Они платят по двухставочному тарифу.

К этой группе относятся потребители с присоединенной мощностью трансформаторов свыше 750 кВ*А.

2. Мелкие промышленные потребители.

3. Транспорт (он не может воздействовать на свой режим работы)

4. Сельскохозяйственный потребитель.

5. Не промышленный потребитель (театры, музеи)

6. Комунальнобытовой потребитель.

7. Перепродавцы.

8. Двухставочный тариф - плата на э/э и за заявленную мощность.

а и в - ставки двухставочного тарифа за каждый киловатт заявленной мощности и киловатт час э/э. Зависят от региона и точки присоединения потребителя. Ставка а компенсирует условно постоянные издержки системы, ставка в - условно переменные. При расчете а и в учитывается норма прибыли.

Эпотр - величина э/э, снятая по показаниям счетчика у потребителя.

Nзаяв - указывается в договорах между потребителем и поставщиком и отражает с какой мощностью собирается работать потребитель, часы максимума нагрузки системы.

(Та мощность с которой потребитель собирается работать в максимум нагрузки системы)

Как стимулируется потребитель к графику нагрузки:

Двухставочный тариф стимулирует потребителя к уплотнению графика. Чем hmax будет выше, тем ниже цена. (Чем плотнее график, тем ниже цена).

9. Одноставочный тариф:

в' - ставка одноставочного тарифа. Она имеет значение для каждого типа потребителя с учетом региона и точки присоединения. Причем внутри потребителя тоже существует колебание этой ставки. Например: комунальнобытовой потребитель. Для Москвы эта ставка одна, для Подмосковья другая. В Москве тоже все платят не по одной ставке, у кого электрическая плита - по одной, у кого газовая - по другой.

убыток – нерентабельная, прибыль – рентабельная.

Ставка в может меняться по времени (дневное время/ночное время).

Для ТЭЦ: расчет R1, Ток.

Пок-ли	года
	1	2	3	4	5…всего 10 лет		Всего
Кiтэц	√	√	√	√	√	----- Эвыр ТЭЦ √ 1-5 год
Эвыр тэцi	-	-	-	0,7*Эвыр	0,8*Эвыр
Эотп тэцi	-	-	-	√	√
Орэ/э= Эотп тэц*Цэ/э
Ор∑= Орэ/э+ Орт/э
Орт/э
Косвоен.				1,2,3 год	1-4 год
Итэц				√	√	√
По=Ор∑- Итэц
Н=0,2По
R
Иамi тэц
Пri+Иамi
Накопления	Пусть было: 5 10 5 15 Накопления: 5 15 30 45
Ток Срок окупаемости	6 лет = х месяц. Месяц: 45-30/12=Δ К'ст = 35

Срок окупаемости характеризует период времени, когда накопленная чистая прибыль и амортизация будут равны вложенным капитальным вложениям.

(Инвестор сможет вернуть вложенные деньги)

При финансовых расчетах появляется третий альтернативный вариант: банк и ценные бумаги.

Показатель средней доходности: Еср.

Альфы - Доля заемного и акционерного капитала

% - доходность банка и по ценным бумагам.

Еср = 10%

Лекция 10

Для КЭС

Порядок расчета:

1. Заменяемая КЭС.

Котельные.

Районная котельная.

Она уже сопоставима с нагрузками ТЭЦ.

Промышленная котельная.

Расчет аналогичный.

Раздельная схема

Определение расчетного периода:

Расчетный период одинаковый (для КЭС и для ТЭЦ, примерно 30-31 год)

Показатели:

1. Дисконтированные затраты.

Выбирается оптимальное решение.

Еср - норма дисконта, которая учитывает и доходность ценных бумаг, доходность банка и темпы инфляции.

Раздельная схема КЭС (для ТЭЦ аналогично)

2. Чистый дисконтированный доход (ЧДД).

Чистый доход - это приток денежных средств минус отток денежных средств.

Инвестор начнет платить дивиденды (часть чистой прибыли, выплачиваемая акционерами; начало выплаты когда выходим на 100% выработку).

Д = 0,06 К акц.

Схема расчета:

3. Внутренняя норма доходности.

Характеризует устойчивость проекта к колебанию банковской ставки.

Показывает при каких ставках банка проект будет эффективен (положительное ЧДД)

Итоговая таблица

	R	Tок	Зд	ЧДД	Евнд
Iсх тэц
IIсх кэс+кот

Вывод:

Лекция 11

Оптимизация режимов на станциях и в энергообъединениях.

График построен на основе суммирования графиков работы всех потребителей электроэнергии.

График должен быть покрыт работой конкретных станций. Наша цель определить, в каком месте в этом графике работает каждая станция.

Эта задача решается в энергообъединении с использованием автоматизированной системы управления режимами, то есть АСУТП. Системы включают множество машин, которым необходимо задавать программу. Эта программа состоит из 5 уравнений:

1. Целевая функция. (F)

Станции должны работать так, что бы это соответствовало минимальным издержкам.

Условно постоянные не зависят от режима работы, а переменные зависят.

Минимум издержек системы сводиться к минимизации переменных издержек.

При дефиците топлива в энергосистемах в качестве целевой функции выступает минимум расхода топлива в системе.

2. Характеристики объектов.

На каждой станции в качестве объекта выступает котлоагрегат и турбоагрегат, и характеристиками объекта являются расходные энергетические характеристики.

3. Ограничение.

В качестве ограничения выступает баланс мощности системы:

Pст – суммарная нагрузка всех станций.

Рmax – максимальная нагрузка системы.

Рлэп – суммарные потери мощности в ЛЭП.

Рсн – расход мощности на собственные нужды станции.

4. Уравнение управления.

λ - множитель Лагранжа, позволяющий выполнить уравнение баланса с заданной точностью.

5. Уравнение адаптации.

Учитывая, что со временем характеристики объектов устаревают и меняются и в системах могут возникнуть непредвиденные обстоятельства (аварии) в процессе оптимизации меняется целевая функция (при авариях целевая функция - минимум ущерба). Наша модель должна адаптироваться к изменяющимся условиям.

Характеристики объектов.

1. Турбоагрегаты.

Расходная энергетическая характеристика т.а. отражает взаимосвязь между подведенной к данному агрегату первичной энергией и полученной вторичной энергией.

Данные характеристики получены для каждого вида агрегата экспериментальным путем на каждом заводе изготовителя. Завод изготовитель дает нам аналитическое выражение энергетических характеристик, с указанием условия ограничения по выдаче нагрузки.

Сама расходная характеристика зависит от типа регулирования.

Существует дроссельное и обводное (или клапанное) регулирование.

Дроссельное регулирование - наличие дроссельного клапана, открывая который мы увеличиваем пропуск тепловой нагрузки в турбину.

По мере открытия дроссельного клапана уменьшаются потери дросселирования.

Использовать криволинейные характеристики на практике сложно, поэтому расходную энергетическую характеристику спрямляют.

rт - Показатель относительного прироста расхода тепла турбоагрегата. Характеризует сколько тепла необходимо подать в турбину, что бы увеличить нагрузку турбоагрегата на 1 МВт. Это показатель экономичности турбины на данном участке нагрузки.

Аналитическое выражение данной характеристики:

Q - текущая тепловая нагрузка.

P - энергетическая нагрузка.

Клапанное (обводное) регулирование.

Кроме основного клапана существуют дополнительные, позволяющие увеличивать пропуск тепла к турбинам.

Теплофикационные агрегаты.

Тоже имеют и клапанное и дроссельное регулирование. Но значения Рмаксимум, Рминимум, Ркритическое необходимо определять. Потому что существует взаимосвязь между отборами пара и электрическими нагрузками.

Для определения критической нагрузки используем справочники.

Зима.

	Дчаст	Дчасп	Аналит. Выр.	Рmin	Pкр1	Ркр2	Ркр3	Рmax
ТЭЦ
КЭС	№1
	№2

Qmin	Qкр1	√	√	Qmax	rт 1	rт 2	rт 3

Лето.

	Дчаст/2	…
ТЭЦ
КЭС	№1
	№2 (в ремонт)

Лекция 12

Расходные энергетические характеристики котлоагрегатов.

Снимает эту характеристику завод изготовитель.

Q – потери тепла

ΔQ1 – потери с уходящими газами

ΔQ2 – от поверхности котла

ΔQ3 – потери с химическим недожогом

ΔQ4 – с физическим недожогом

dB/dQ – относительный прирост.

rк = dB/dQ – характеризует сколько топлива необходимо для получения ГДж тепла.

Qmin определяется исходя из возможности не затухания факела. Зависит от вида топлива:

Qmin = 30% от Qmax – для газо-мазутного топлива

Qmin = 50% от Qmax – для твердого топлива.

Qmax определяется условиями выбросов вредных примесей/газов и образовавшихся шлаков.

В справочнике заданы характеристики относительных приростов, в соответствии с видом топлива и коэффициентом полезного действия.

Определение максимальной и минимальной нагрузки для котлоагрегата.

1. Производительность котла в соответствии с типом турбоагрегата.

Котлоагрегат должен быть тех же параметров, что и турбоагрегат (давление/температура)

В таблице по характеристике турбоагрегатов находим значения максимальной потребности пара для турбины. Следовательно в таблице котлоагрегатов котел должен обеспечить потребность.

Для станции с поперечными связями производительность и количество котлов уже определена. Для блочного типа - количество котлов соответствует количеству турбоагрегатов.

Для конденсационных агрегатов (тип к) - искать производительность не надо, так как в капитальных вложениях указана производительность котла.

2. Определение Qmax и Qmin

Iп и iв – энтальпии пара и питательной воды, отражают показатель тепловой передачи соответствующих параметров.

%

30

40

50

60

70

80

90

100

Зима

Т,ПТ

rк

Q

К

rк

Q

Лето

Т,ПТ

rк

Q

К

rк

Q

Режимная карта машинного зала.

Строится на основе характеристик относительного прироста турбоагрегата.

Вспомогательная таблица:

rт	Тип т.а	Зона загрузки
rт1	№1	[Рmin1;Pкр1]
rт2	№2	[Pmin2;Pmax2]
rт3	№1	[Pкр1;Pmax1]

Режимная карта отражает взаимосвязь между нагрузкой станции и нагрузкой турбоагрегата. (Оба агрегата в рабочем состоянии)

Pmin ст = Pmin1*n1+Pmin2*n2

Pст1 = Pкр1*n1+Pmin2*n2

Pст2 = Pкр1*n1+Pmax2*n2

Pmax ст = Pmax1*n1+Pmax2*n2

Это предварительная режимная карта, так как в дальнейшем будет уточнять максимальную и минимальную нагрузку станции (из-за возможных ограничений по работе котельной)

Лекция 13