Особенности планирования работы гидроэлектростанций
Планирование работы ГЭС отличается от планирования работы ТЭС особенностями составления производственной программы. Эти особенности обусловлены тем, что выработка электроэнергии на ГЭС зависит от стока воды в реке, который резко колеблется в зависимости от водности года (многоводный, средне-водный, маловодный), а также по кварталам и месяцам.
Эта выработка будет равна площади годового графика расходов воды, умноженной на постоянную величину.
Зависимость КПД от напора и расхода уточняется с помощью характеристик гидроагрегатов и ГЭС.
Из приведенных формул видно, что для определения выработки электроэнергии ГЭС необходимо, прежде всего, запланировать величину естественного стока и напора и его распределение по месяцам и кварталам года и составить баланс водного хозяйства.
План работы ГЭС и связанного с ней комплекса сооружений на следующий год составляется обычно в середине текущего года. Следовательно, необходимо располагать методами прогноза бытовых расходов воды через створ ГЭС. В настоящее время пока пользуются статистическим методом прогнозирования стоков в связи с тем, что в момент составления плана неизвестны многие факторы, влияющие на сток будущего года (количество осадков, температурный режим и др.). По указанию Госплана СССР годовое планирование выработки электроэнергии на ГЭС осуществляется при помощи кривых обеспеченности среднегодовых расходов, которые строятся по данным наблюдений за достаточно длительный период времени.
Эта кривая дает лишь представление вероятности той или другой величины стока. Одной и той же величине обеспеченности среднегодового расхода могут соответствовать годы с различным внутригодовым распределением стока, что оказывает влияние на величину выработки электроэнергии. Вследствие этого обеспеченность выработки электроэнергии не совпадает с обеспеченностью среднегодовых приточных расходов. Поэтому, приняв некоторую величину среднегодового расхода по плановой норме обеспеченности (например, 50%), из фактического ряда лет наблюдений выбирают год со средними внутригодовыми характеристиками расходов. По этому году рассчитывают приток и его распределение по месяцам и кварталам и строят гидрограф. Эти данные характеризуют приходную часть плана водного хозяйства.
После этого вычисляют среднемесячные (средне-квартальные) величины потребления воды на судоходство (шлюзование), орошение, водоснабжение, потери и т. д. Определяют расходную часть плана водного хозяйства. Затем по принятым в соответствии с эксплуатационными условиями уровнями водохранилища по отметкам на первое число месяца выявляется роль водохранилища в обеспечении водопотребления всех водопользователей. Вычитая из водных ресурсов потребление воды и накопление водохранилища, определяют объем воды, остающийся для работы ГЭС.
При составлении плана исходят из средних расходов за определенные промежутки времени: при годовом планировании — из средних за месяц бытовых расходов, а при квартальном и месячном — средних за декаду. При прогнозировании стоков для целей оперативного планирования пользуются более точными методами краткосрочных прогнозов. Они опираются на периодические замеры расходов воды в нескольких верхних створах — контрольных пунктах, расположенных выше плотины.
Очень важным моментом в планировании выработки электроэнергии ГЭС является обоснование плановой нормы обеспеченности стока. При большей обеспеченности меньшая выработка ГЭС должна компенсироваться выработкой электроэнергии на тепловых электростанциях. Это значит, что нужно предусмотреть в плане ЭЭС больше топлива и денежных средств. Возможны изменения и в ремонтном плане. При меньшей выработке электроэнергии на ТЭС, если в плане принимается низкая норма обеспеченности (соответственно большая выработка электроэнергии), изменяется место ТЭС в покрытии совмещенного графика нагрузки ЭЭС. Они перемещаются в полупиковую и пиковую части, что связано с ухудшением их технико-экономических показателей. Поскольку прогнозы стока недостаточно точны, то это вызывает необходимость при составлении плана производства в ЭЭС прорабатывать такие ситуации, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации, а также предусмотреть меры по устранению дефицита мощности и энергии, которые могут возникнуть при отклонениях фактической обеспеченности от плановой.
В связи с этим кроме основного составляют так называемый контрольный план. При его разработке принимают гарантированную обеспеченность среднегодового расхода порядка 90%.
План повышения эффективности производства на ГЭС может предусматривать ряд мероприятий по использованию заложенных в сооружениях и оборудовании резервов и повышению использования оборудования. Этими мероприятиями могут быть: установка надстроек на плотинах, повышающих напор станции; повышение уровня верхнего бьефа за счет использования запасов прочности гидросооружений; установка дополнительных агрегатов для более полного использования паводковых вод; расчистка водохранилищ и подводящих каналов от заиления; устранение потерь воды из-за фильтрации и различных утечек, расчистка русл рек; организационные меры, обеспечивающие правильное использование водохранилищ, и разработка оптимальных вариантов схемы регулирования и распределения нагрузки между гидроагрегатами; мероприятия по дальнейшей автоматизации и телемеханизации, механизации ремонта и др.
Планирование себестоимости на ГЭС также имеет некоторые особенности. На крупных гидроэлектростанциях планирование издержек производства ведется по технологическим стадиям, которые совпадают с разделением по цехам: гидротехнический цех; машинный (турбинный) цех; электротехнический цех.
По гидротехническому цеху планируются затраты на содержание, эксплуатацию, текущий ремонт, амортизацию, заработную плату обслуживающего персонала и другие расходы. К этому цеху относятся гидротехнические сооружения (дамбы, плотины, щиты на плотинах, водохранилища, каналы, аванкамеры, рыбоподъемники с лифтом и другие гидротехнические сооружения); автомобильные и железные дороги на сооружениях и прилегающих к ним территориях, числящиеся на балансе ГЭС; различная контрольно-измерительная аппаратура, включая гидрометрическую службу (служба наблюдения).
По машинному (турбинному) цеху планируются те же затраты, что и по предыдущему. К этому цеху относят гидротурбины, включая щиты и затворы со всем вспомогательным оборудованием, гидромеханической автоматикой, оперативные, ремонтные и аварийные затворы, защитные заграждения, механизмы, обслуживающие затворы и другое оборудование, находящееся в ведении цеха.
По электротехническому цеху планируются затраты, связанные с эксплуатацией, обслуживанием и текущим ремонтом всего электротехнического оборудования, включая гидрогенераторы, силовые трансформаторы, электрооборудование и электроаппаратуру открытых подстанций и распределительных устройств всех напряжений и др. Сюда же включаются затраты по содержанию и эксплуатации электротехнической лаборатории, высокочастотных каналов связи, телевизионных установок связи, сигнализации, АТС, радиоузла, службы релейной защиты, автоматики и измерений и др.
Если на ГЭС цехи укрупнены, то планирование затрат ведется в соответствии с этим укрупнением. При бесцеховой структуре планирование производства производится без подразделения по технологическим стадиям. В тех случаях, когда ГЭС объединены в каскад, планирование и учет осуществляются в управлении каскадом. Планирование затрат ведется по каждой отдельной ГЭС (в ведомости 12Э) и в целом по каскаду.
Задавайте вопросы нашему консультанту, он ждет вас внизу экрана и всегда онлайн специально для Вас. Не стесняемся, мы работаем совершенно бесплатно!!!
Также оказываем консультации по телефону: 8 (800) 600-76-83, звонок по России бесплатный!
При планировании используется та же номенклатура статей затрат, входящих в отдельные калькуляционные статьи, что и на ТЭС, за исключением тех, которые могут относиться только к тепловым станциям, например, таких, которые связаны с содержанием и эксплуатацией оборудования топливно-транспортного цеха.
На гидроэлектростанциях группируют статьи затрат по тем же экономическим элементам и калькуляционным статьям, как и на ТЭС. Разница только в том, что не применяются статьи «Топливо на технологические цели» и «Вода на технологические цели»».
Структура себестоимости электроэнергии на ГЭС значительно отличается от структуры на ТЭС. Если на тепловых станциях основной составляющей является «топливо», то на ГЭС — амортизационные отчисления. В зависимости от типа и мощности станции эта составляющая себестоимости колеблется в довольно широких пределах и составляет примерно 50—90%. Заработная плата имеет меньший удельный вес — 5—15%, остальные составляющие— 10—15%.
Разработка других разделов плана и определение основных показателей аналогичны с тепловыми станциями. Так, коэффициент готовности оборудования к несению нагрузки рассчитывается точно так же, как и на конденсационных электростанциях. Так же рассчитываются штатный коэффициент, удельный расход БОДЫ на 1 кВтч и другие показатели.
Штатный коэффициент на ГЭС много ниже, чем на тепловых электростанциях, так как почти все ГЭС автоматизированы и работают с минимальным количеством эксплуатационного персонала. На численность ремонтного персонала все еще сравнительно велика.
Особенности планирования эксплуатации электросетевых производственных подразделений
Процесс передачи и распределения электроэнергии является продолжением процесса ее производства. Поэтому электрические сети относятся к основному производству и составляют неотъемлемую часть электроэнергетической системы.
Планирование работы производственных единиц и предприятий электрических сетей (ПЕЭС и ПЭС) основывается на тех же принципах, методах и порядке, которые были рассмотрены по отношению к электростанциям. Вместе с тем особенности сетевого хозяйства в известной мере отражаются на составе показателей, утверждаемых ПЕЭС (ПЭС), на содержании отдельных разделов плана и структуре затрат.
Важнейшей задачей планирования работы электрических сетей является обеспечение бесперебойного снабжения потребителей, надежной работы оборудования и максимальной экономичности. Решение этой задачи находит отражение и в планах работы.
Вопросы развития данной электроэнергетической системы в связи с ростом потребления электроэнергии и объединения ЭЭС решаются в непосредственной связи с развитием электрических сетей. Поэтому ПЕЭС (ПЭС) нуждаются также в перспективном планировании.
Пятилетний план отражает развитие электросетей. Он может осуществляться за счет собственного строительства и строительства другими ведомствами объектов электросетей, которые передаются затем в данную ПЕЭС. Следовательно, должен быть установлен план ввода сетевых объектов по годам пятилетки и соответствующий прирост основных фондов и денежных средств.
Ввод новых объектов увеличивает затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей. На объектах, сооружаемых собственными силами, увеличение плана по труду и другим расходам определяется по действующим нормативам с учетом заданий по их снижению. Объекты, сооружаемые другими ведомствами, после окончания строительства передаются с соответствующими планами по труду и плановыми данными по постоянным расходам.
В пятилетнем плане, если это необходимо, предусматривается изменение конфигурации сети и ее реконструкция с целью увеличения пропускной способности в связи с ростом нагрузок.
В плане технического развития и организации производства должны быть сконцентрированы мероприятия: по дальнейшему повышению надежности снабжения потребителей электроэнергией и ее качества, по снижению потерь электроэнергии при ее передаче и распределении, по снижению численности персонала и различных затрат и т. п. Все мероприятия подразделяются по подразделам.
Для снижения потерь электроэнергии могут быть предусмотрены такие мероприятия, как замена проводов на провода большего сечения на отдельных участках, установка дополнительных компенсирующих устройств и другие технические и организационные мероприятия. Для снижения численности персонала могут быть предусмотрены: механизация и централизация ремонтных работ, укрупнение подразделений и совершенствование структуры управления, организация хозрасчетных бригад и т. п.
Другие разделы пятилетнего плана разрабатываются с учетом плана технического развития и повышения эффективности производства.
Производственным единицам (предприятиям) электрических сетей утверждаются следующие показатели при годовом (текущем) планировании: график капитальных ремонтов; потери электроэнергии в сетях в процентах от ее количества, поступившей в сеть, либо план мероприятий по их снижению; общий фонд заработной платы; сумма затрат по передаче и распределению электроэнергии; затраты на капитальный ремонт; нормативы запаса материальных ценностей. Эти показатели являются хозрасчетными.
Для электрических сетей могут устанавливаться и другие хозрасчетные показатели. Например: коэффициент обслуживания (отношение условной мощности сетей к численности работающих, без учета персонала, занятого обслуживанием объектов социально-культурного назначения); удельные постоянные затраты (отношение суммы условно-постоянных затрат к объему эксплуатационного обслуживания, измеряемого в тысячах условных единиц). Эти показатели приняты в сетях Украинской ССР.
В годовом плане предусматриваются и такие показатели, как: объем капитального ремонта, выполняемого хозяйственным способом (тыс. руб.); объемы капитального строительства; численность персонала; план по новой технике (количество мероприятий); объем эксплуатационных работ (челч); выполнение наладочных работ абонентам (тыс. руб.), по договорам и др.
Количество передаваемой и распределяемой энергии как показатель, отражающий основную функцию электросетей, не входит в число хозрасчетных показателей ПЕЭС (ПЭС). При работе сети без отключения или ограничения потребителей количество передаваемой электроэнергии от электростанций к потребительским установкам не зависит от персонала, не может служить показателем оценки его деятельности и не может быть рассчитано самими производственными единицами (предприятиями) электрических сетей.
Количество отпускаемой электроэнергии от каждой электростанции в сети и расчет потерь устанавливается в процессе разработки производственной программы ЭЭС.
Планирование потерь электроэнергии ЭЭС и отдельных ПЕЭС (ПЭС) необходимо для сведения баланса электроэнергии. Они учитываются при распределении нагрузки между электростанциями (как потери мощности). Потери оказывают влияние на себестоимость и, в конечном итоге, на прибыль ЭЭС. По ним оценивается и работа сетевых подразделений. Максимально возможно снижение потерь является одной из важных задач не только для данных подразделений электросетей и ЭЭС, но и для народного хозяйства в целом, так как при этом экономится топливо и мощность электростанций.
Энергообъединение должно располагать возможностью при планировании своей работы определять величину потерь и обоснованно планировать мероприятия по их снижению. При этом величину потерь необходимо знать не только по ЭЭС в целом, но и по каждому ее элементу в отдельности (в ЛЭП различных напряжений, в кабелях, трансформаторах, в реакторах, на корону и т. д.).
Расчет потерь является сложной задачей и точность их определения зависит от точности исходных данных, к которым относят размер потребления в разных точках ЭЭС, рабочие режимы электрической сети, методы расчета и др. В настоящее время определение потерь облегчается применением ЭВМ. Расчетные потери кладутся в основу нормативных и плановых величин по отдельным элементам сети.
Для обеспечения нормальной работы электросетей составляются планы по эксплуатационному обслуживанию, текущему и капитальному ремонту ЛЭП, подстанций, кабельных трасс, распределительных сетей и т. п.
План по эксплуатационным работам составляется на основании состава оборудования, норм периодичности осмотров в соответствии с правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и номенклатурой эксплуатационных работ. Эксплуатационные работы (ревизии, испытания, обходы, осмотры, измерения глубины загнивания деревянных опор, чистка трансформаторных помещений и др.) проводятся регулярно, через установленные ПТЭ периоды времени. Поэтому может быть точно установлен перечень работ, которые необходимо выполнить в данном плановом периоде.
Объем работ по текущему ремонту трансформаторов, масляных выключателей, закрытых и открытых РУ, заземлений и другого оборудования планируется на основании их перечня, которые заносятся в журналы дефектов, выявленных при осмотре. Определяется смета затрат на текущий ремонт. Эти затраты отражаются в калькуляции себестоимости.
План работ по капитальному ремонту сетей составляется на основе графика и перечня работ. Здесь также составляется смета затрат.
План по труду и заработной плате составляется на основании: директивных материалов по определению численности персонала; типовых организационных структур управления; директивных материалов по оплате труда с учетом мероприятий по снижению численности персонала против нормативной; дополнительных указаний управлений ПЭО. Учитывается и развитие сетей.
Планирование себестоимости передачи электроэнергии осуществляется так же как и на электростанциях, но в соответствии со структурой сетей (по участкам, районам).
Особенностью здесь являются стадии передачи:
а) воздушные линии высокого и низкого напряжения и вводы вместе с обслуживающими их подстанциями, включая трансформаторные помещения, фидерные пункты и фазокомпенсаторы;
б) подземные кабельные линии и вводы вместе с подстанциями, включая также трансформаторные помещения, фидерные пункты и фазокомпенсаторы;
в) межрайонные линии передачи напряжением выше 220 кВ.
Форма калькуляции, как уже отмечалось, одинакова для всех структурных подразделений. В связи с особенностями сетевого хозяйства такие статьи, как «Топливо на технологические цели» и «Вода на технологические цели», отсутствуют, но включается статья «Покупная энергия».
По статьям «Основная заработная плата», «Дополнительная заработная плата» планируется и учитывается оплата труда всего дежурного персонала подстанций, линейного персонала сетей и производственных служб. В статью «Расходы по содержанию оборудования» включаются: амортизация производственного оборудования и транспортных средств; затраты на текущий ремонт; затраты на материалы по обслуживанию оборудования (кроме материалов, учитываемых в затратах на текущий ремонт); стоимость воды для охлаждения трансформаторов, синхронных компенсаторов и другого оборудования; затраты на производственные командировки линейного персонала и прочие расходы.
В статье «Цеховые расходы» планируются: заработная плата начальников производственных служб, лабораторий, районов (участков) электросетей, их заместителей, мастеров по ремонту, служащих и МОП, затраты на содержание и текущий ремонт зданий и инвентаря, амортизационные отчисления, расходы по испытаниям собственных лабораторий и услуги посторонних лабораторий по различным анализам.
В статье «Пусковые расходы» планируют расходы, связанные с комплексным опробованием оборудования и наладочными работами на линиях и подстанциях.
Номенклатура общезаводских (общесетевых) расходов одинакова с общестанционными. В калькуляции все статьи расшифровываются по элементам затрат для увязки со сметой производства.
Особенностью себестоимости передачи и распределения электроэнергии является почти полное отсутствие переменных расходов, поскольку они не зависят от загрузки сетей. Особенностью структуры затрат по передаче и распределению является то, что наибольший удельный вес в них занимают амортизационные отчисления (около 60%). Они зависят от структуры основных фондов, которая определяется в основном мощностью подстанций, протяженностью линий по отдельным напряжениям.
Удельный вес заработной платы в себестоимости передачи электроэнергии доходит до 30%. Поэтому снижение численности персонала является непосредственной задачей сетевых подразделений. В этом направлении осуществляется очень много мероприятий. К ним относятся: внедрение централизованного ремонтно эксплуатационного обслуживания сетей, удлинение межремонтного срока работы оборудования, внедрение телесигнализации, телеизмерений и телеуправления, перевод подстанций на работу без постоянного обслуживания, совмещение профессий, механизация трудоемких работ, снижение потерь рабочего времени при переездах, научная организация труда и т. д.
В отличие от себестоимости производства энергии себестоимость ее передачи растет. Это объясняется укрупнением мощностей электростанций и образованием объединений электроэнергетических систем. В связи с этим увеличиваются радиусы передачи, число трансформаций, сооружается большое количество межсистемных ЛЭП высокого напряжения с высокой стоимостью. Но одновременно с этим повышается надежность энергоснабжения и снижается себестоимость производства электроэнергии в результате оптимизации электробалансов в целом по стране.
Показатель себестоимости передачи 1 кВтч определяется для целей анализа и не используется для оценки эффективности работы электросетей. Для этого нужна дифференциация себестоимости обслуживания, учитывающая особенности структуры сетей и условия обслуживания (дальность передачи, напряжение, географические условия и др.). Это позволило бы установить нормативную себестоимость, по сравнению с которой можно было бы дать оценку деятельности коллектива.
Планирование работы тепловых сетей
Планирование работы производственных единиц (предприятий) тепловых сетей ничем не отличается от планирования работы электрических сетей, за исключением некоторых особенностей. Задачи и порядок планирования, утверждаемые хозрасчетные показатели, калькулирование себестоимости передачи тепла потребителям те же, что и в электрических сетях.
Так, планирование развития теплосетей на пятилетний период неразрывно связано с развитием ЭЭС. Если намечено расширение или строительство новых ТЭЦ, то неизбежно должно быть предусмотрено и строительство новых теплосетей. Предусматривается и строительство теплосетей для более полного использования тепловой мощности ТЭЦ.
Планирование отпуска тепла потребителям, так же как и электроэнергии, осуществляется в управлении ПЭО при разработке производственной программы энергообъединения.
Особенности планирования работы тепловых сетей заключаются в установлении нормативных и плановых технико-экономических показателей, характеризующих качество теплоснабжения и некоторые особенности в планировании себестоимости передачи тепла.
К показателям, характеризующим экономичность и качественную сторону теплоснабжения, относятся: потери тепла, удельный расход сетевой воды на присоединенный гигаджоуль тепловой нагрузки, удельный расход электроэнергии на перекачку сетевой воды. По этим показателям должны составляться нормативные характеристики.
Потери тепла при планировании в водяных и паровых сетях устанавливают в процентах от количества тепла, поступившего в сети. Как известно, величина тепловых потерь слагается из потерь с утечками пара или воды и потерь в окружающую среду. Утечки сетевой воды вызываются также и непосредственным водоразбором. Поэтому норма утечки устанавливается отдельно по утечке из-за неплотностей и по водоразбору. Утечки компенсируются подпиточной водой, количество которой замеряется на ТЭЦ. Среднегодовая утечка теплоносителя не должна превышать 0,25% в час от объема воды в тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления.
Потери тепла в окружающую среду определяются по формулам, которые приводятся в специальной литературе.
Для выполнения этих норм необходимо следить за регулированием работы сети и отопительных систем.
В соответствии с расходами сетевой воды планируются и расходы электроэнергии на ее перекачку по установленным нормам.
Но планируется и учитывается этот расход электроэнергии на ТЭЦ. При планировании себестоимости в тепловых сетях применяется группировка затрат по экономическим элементам и калькуляционным статьям аналогично электрическим сетям.
По статье «Вода на технологические цели» в тепловых сетях планируют затраты на химически очищенную воду, получаемую от электростанций, или собственные затраты на подготовку подпитки для восполнения утечек. Определяются затраты на химически очищенную воду, получаемую от электростанций, по плановой ее себестоимости. Планирование затрат ведется без внутреннего подразделения по фазам, т. е. как по одной стадии производства. Сюда относятся: расходы по эксплуатации линий теплосетей; содержание, текущий ремонт и амортизация трубопроводов, каналов, смотровых колодцев и прочего оборудования теплосетей; содержание диспетчерского пункта, заработная плата персонала, обслуживающего теплосеть, отчисления на социальное страхование и другие расходы.
Одной из проблем маленьких деревень в давние времена был высокий процент детей рождающихся с генетическими отклонениями. Причина этого крылась в том, что муж и жена из-за того, что людей в деревнях мало, часто могли приходиться друг другу родственниками.
Вопрос: Какое изобретение конца 19 века резко снизило процент детей рождающихся с генетическими отклонениями в сельской местности?
Статью подготовила доцент кафедры социально-гуманитарных дисциплин Волгушева Алла Александровна. 
