
- •1.Особенности опс энергокомпаний и показатели эффективности их использования.
- •2.Амортизационная политика энергокомпаний.
- •3.Особенности оборотных средств энергокомпаний. Нормирование оборотных средств.
- •5.Затраты на производство энергии. Себестоимость электрической и тепловой энергии.
- •1. Материальные затраты
- •2. Затраты на оплату труда
- •3. Отчисления на социальные нужды (есн)26%
- •4. Амортизация основных средств
- •4. Он после 37
- •5. Прочие затраты
- •15.Калькуляция себестоимости энергии. Связь сметы затрат и калькуляции.
- •6. Методы оценки эффективности инвестиционных проектов в условиях рынка.
- •8.Технико-экономические особенности электростанций кэс,тэц
- •9.Технико-экономический характеристики гэс,аэс.
- •10. Классификация резервных мощностей, оптимизация мощности аварийного и ремонтного резерва.
- •11. Значение и виды ремонта энергетического оборудования
- •12. Формы организации ремонта энергетического оборудования
- •13. Распределение электрической нагрузки между турбоагрегатами кэс
- •14. Распределение тепловой нагрузки тэц между ее турбоагрегатами
- •15.Энергетические характеристики конденсационных турбоагрегатов типа «к»
- •16. Энергетическая характеристика турбоагрегата с противодавлением (р)
- •17.Энергетические характеристики конденсационных турбоагрегатов типа «пт», «т».
- •18. Цель, структура и краткая характеристика разделов бизнес-плана.
- •20.Методы планирования электрической и тепловой нагрузки энергокомпаний.
- •21. Экономическая эффективность комбинирования в электроэнергетике
- •22. Разработка плана «Управление издержками» энергокомпаний.
- •25. Разработка плана «Маркетинг» энергокомпаний.
- •26. Разработка плана «Управление закупками» энергокомпаний.
- •27. Разработка плана «Управление капиталом» энергокомпанией.
- •28. Анализ эффективности использования опс и выявление влияния факторов на их использование.
- •29. Анализ использования рабочего времени
- •30. Анализ финансовых результатов
- •31.Анализ финансового состояния и финансовой устойчивости компании.
- •32. Анализ финансовой (рыночной) устойчивости. Прогнозирование банкротства.
- •33. Принципы и методы государственного регулирования в электроэнергетике
- •34. Методы государственного тарифообразования в электроэнергетике
- •35.Система договоров на оптовом и розничных рынках электроэнергии.
- •36. Отличие рынка электроэнергии и мощности в России от зарубежных рынков.
- •37. Система тарифов, подлежащая регулированию фст рф и региональными органами власти.
- •4. Энергетическая и экономическая эффективность централизации энергоснабжения.
- •19. Планирование производственной программы энергокомпаний.
- •38. Формирование рынка системных услуг.
- •39. Зарубежный опыт реформирования в электроэнергетике.
- •40. Основные задачи и принципы реформирования электроэнергетики.
- •41. Инфраструктура отрасли (оао «фск», оао «атс», оао «со», Холдинг «мрск»)
- •42. Участники оптового рынка энергии и мощности (огк, тгк, гп, Независимые сбыты)
- •43. Норэм, система рынков, требования к участникам норэм, лишение статуса субъекта норэм.
- •44. Оптовый рынок электроэнергии (участники, договора, цены, механизмы).
- •46. Розничный рынок электроэнергии (участники, договора, тарифы). Принцип формирования розничного тарифа
- •47. Требование к статусу гп. Формирование сбытовой надбавки.
- •Принципы формирования тарифов на услуги по передаче электроэнергии (котловой тариф, «матрешка», транзит, и пр.).
- •Методы государственного регулирования инновационной деятельности.
- •Основные этапы инновационного процесса и источники финансирования.
- •53. Организационные структуры инновационных компаний: технополисы, технопарки, венчурные фирмы.
- •54. Риски инновационных проектов в электроэнергетике и основные факторы их определяющие.
- •Старение оборудования, потеря надежности энергоснабжения
- •55.Технико-экономическая характеристика еэс.
- •Характеристика оэс, входящих в еэс России (декабрь 2009)
- •56. Система оперативно-диспетчерского управления еэс.
- •57. Управление параметрами и режимами еэс.
- •Экологическое регулирование.
- •63. Цели управления энергетических компаний
14. Распределение тепловой нагрузки тэц между ее турбоагрегатами
Распределение электрической нагрузки между теплофикационными турбоагрегатами ТЭЦ зависит от того, как распределены между ними тепловые нагрузки.
Тепловые нагрузки ТЭЦ распределяются между ее турбинами в последовательности убывания величины удельной выработки электроэнергии m, т.е. по принципу максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
P=mQчас МВт.
где m - удельная выработка электроэнергии (удельная электрическая мощность) на единицу отпуска тепла турбиной.
Эта величина является функцией давления в отборе турбины:
m=(iн-i0/i0)(ηперген/0,86) МВт∙ч/Гкал
где iн - начальное теплосодержание пара в турбине; i0- теплосодержание пара в отборе: ηперген - частичный КПД генератора, учитывающий переменную часть потерь в генераторе.
Для турбин с противодавлением это правило совпадает с правилом распределения нагрузки по минимуму относительного прироста расхода тепла на единицу электрической мощности:
q’=dQ/dP Гкал/ МВт
одновременно приводит к максимуму обратной величины относительного прироста электрической мощности (выработки) на единицу отпускаемого тепла:
m= dP/ dQ МВт∙ч/Гкал
Распределение тепловых нагрузок ТЭЦ между теплофикационными турбинами любого типа следует производить в указанном ниже порядке:
Турбины группируются по величине давления в отборе, отвечающего требованиям потребителей (по типу тепловой нагрузки).
В результате сопоставления возможных суммарных часовых отборов пара различных давлений с соответствующими значениями заданных тепловых нагрузок потребителей выявляется необходимость в отпуске на внешнее теплопотребление острого пара из котлов через соответствующие редукционно-охладительные установки (РОУ) (возможности отпуска тепла турбинами должны быть предельно использованы и расход острого пара сведен к необходимому минимуму).
Распределение тепловой нагрузки (потребного суммарного отбора пара одного давления) между турбинами должно производиться в последовательности убывания величины удельной выработки электроэнергии Э0q или m на тепловом потреблении. Так как удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении находится в прямой зависимости от величины теплоперепада
h0=iн-i0 кал/кг
Э0q=( iн-i0/ i0)* (ηперген/0,86) МВт∙ч/Гкал,
то значит, что чем выше начальное давление пара (при заданном давлении в отборе), тем больше выработка электроэнергии на заданном тепловом потреблении и тем экономичнее режим.
При одинаковом начальном давлении и одинаковом давлении в отборе (при одинаковом теплоперепаде h0 ) у турбин различного типа («Т», «ПТ», «Р») в первую очередь следует загружать турбины с противодавлением «Р», так как их электрическая нагрузка является прямой функцией нагрузки тепловой и выработка электроэнергии (на теплопотреблении) этими турбинами наиболее экономична вследствие отсутствия у них привязанной конденсационной мощности.
Распределение отопительной нагрузки ТЭЦ между турбинами типа «Т» и «ПТ» базируется на сопоставлении экономичности соответствующих режимов этих турбин. Так как экономичность выработки электроэнергии на теплопотреблении у турбин «Т» и «ПТ» при одинаковом теплоперепаде одинакова, основным вопросом распределения тепловой нагрузки является сравнительная экономичность работы этих турбин по конденсационному циклу.
Если станции задана определенная электрическая нагрузка, которая может быть покрыта только при использовании конденсационной мощности обеих турбин, то оказывается экономически целесообразным дать максимальную конденсационную нагрузку той турбине, относительный прирост которой будет при этом меньше; это значит, что тепловую нагрузку следует передать в основном другой турбине, другого типа, с большим относительным приростом b’.
При одинаковой экономичности конденсационного цикла турбин «Т» и «ПТ» желательно разгрузить турбину «ПТ» от второго (теплофикационного) отбора.
При наличии на ТЭЦ двух или более одинаковых турбин, тепловая нагрузка распределяется между ними равномерно (при условии достаточной тепловой нагрузки для обеих (всех) турбин). При этом следует учитывать неэкономичность работы турбин с отбором при небольшой тепловой нагрузке вследствие необходимости держать включенным регулятор давления в отборе (что увеличивает относительный прирост и удельный расход тепла);
П
ри
небольшой эл. нагрузке ТЭЦ, не требующей
высокой нагрузки всех турбин, распределяя
тепловую
нагрузку,
необходимо учитывать величину минимально
возможной эл. нагрузки (технического
минимума) каждой турбины и целесообразность
ее полной разгрузки (холостой ход) или
останова.
При необходимости получить от ТЭЦ максимально возможную электрическую мощность следует, распределяя тепловую нагрузку между турбинами, учитывать различные возможности перегрузки турбин различного типа при различных отборах пара.