МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Белорусский национальный технический университет Кафедра «Экономика и организация энергетики» МЕНЕДЖМЕНТ В ЭНЕРГЕТИКЕ Методические указания к выполнению курсовой работы   Минск БНТУ 2014 1 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Белорусский национальный технический университет Кафедра «Экономика и организация энергетики» МЕНЕДЖМЕНТ В ЭНЕРГЕТИКЕ Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 1-43 01 02 «Электроэнергетические системы и сети» М и н с к Б Н Т У 2 0 1 4 2 УДК 620.9:005(075.8) ББК 31я7 М50 Составители : Л. П. Падалко, А. И. Лимонов Рецензенты : В. А. Булат, Ю. С. Петруша В издании рассматривается методика разработки плана основного производства энерго- системы с целью осуществления решения двух основных задач – оптимального распределе- ния выработки энергии и мощности между электростанциями и расчета основных технико- экономических показателей энергосистемы. © Белорусский национальный технический университет, 2014 3 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ В табл. 1 приведены варианты заданий. Каждому варианту соот- ветствует отдельная строка таблицы (несколько КЭС и одна ТЭЦ). Здесь указывается состав электростанций энергосистемы, тип уста- новленного на них оборудования и вид сжигаемого топлива. Например, варианту № 1 соответствует: 1) КЭС-600 МВт (4  К-150, на мазуте); 2) КЭС-1000 МВт (5  К-200, на каменном угле); 3) КЭС-1200 МВт (4  К-300, на каменном угле); 4) ТЭЦ-540 МВт (3  ПТ-60, на мазуте + 2  Т-180, на газе). Таблица 1 Варианты заданий по курсовой работе № варианта Тип турбоагрегата К-150 К-200 К-300 К-500 К-800 ПТ-60 ПТ-135 Т-100 Т-180 Т-250 1 4, м 5, ку 4, г 3, м 2, г 2 4, м 4, ку 3, м 4, г 2, г 3 4, м 6, ку 2, бу 2, м 4, м 4 6, ку 5, г 3, бу 1, м 3, м 5 5, г 8, м 5, бу 2, г 2, г 6 5, м 6, г 3, г 3, м 2, м 7 6, ку 8, г 4, м 4, м 2, м 8 3, ку 3, ку 3, бу 2, г 4, г 9 5, ку 6, г 4, бу 2, г 3, ку 10 4, ку 5, м 3, м 4, г 2, г 11 4, ку 7, м 4, м 4, г 3, г 12 3, м 3, м 5, ку 3, ку 1, г 3, г 13 6, м 8, ку 3, бу 3, г 4,м 14 6, ку 4, г 3, м 4, м 1, м 15 5, ку 8, м 3, г 2, м 3, м 16 3, г 6, м 4, м 4, м 3, г 17 8, ку 3, ку 4, г 3, г 3, г 18 6, ку 6, г 3, м 5, м 2, м 19 5, г 4, ку 2, м 4, м 20 6, ку 4, м 4, ку 2, м 3, м 21 5, ку 4, ку 3, ку 3, г 3, г 22 4, ку 8, ку 4, м 4, г 2, г 23 6, м 3, ку 4, г 1, м 3, м 24 10, ку 10, ку 4, г 2, г 4,г 25 4, м 7, г 4, м 4, м 2, м 26 5, м 3, м 4, м 5, г 1, ку 27 6, ку 4, ку 4, ку 4, м 5, ку 4 Окончание табл. 1 № варианта Тип турбоагрегата К-150 К-200 К-300 К-500 К-800 ПТ-60 ПТ-135 Т-100 Т-180 Т-250 28 4 ку 5, м 3, м 2, м 3, м 29 5, бу 5, м 3, ку 4, г 2, м 30 5, бу 6, бу 4, ку 4, м 2, г 31 6, ку 3, ку 3, ку 4, ку 4, г 32 6, ку 4, м 4, м 2, г 5, м 4, м 33 8, м 6, бу 3, м 5, г Для решения задачи необходимо знать объем и режим годового электропотребления. С целью упрощения расчетов весь год пред- ставляется в виде двух периодов – летнего и зимнего. Продолжи- тельность летнего периода принимается равной пЛ = 210 суток, а зимнего пЗ = 155 суток. Более полным было бы представление каждого сезона в виде трех характерных суточных графиков нагрузки: рабочего, субботне- го и воскресного. Однако, поскольку в работе расчет выполняется вручную, такое детальное представление режима приведет к суще- ственному увеличению трудоемкости расчетов. Поэтому в работе каждый сезон представлен одним суточным графиком. Таким обра- зом, для выполнения работы необходимо знание двух рабочих су- точных графиков электрической нагрузки – зимнего и летнего. Ни- же приведены данные по конфигурации этих графиков (табл. 2). Максимальную нагрузку, которая, как видно из табл. 2, приходится на t = 18 ч зимних суток, рекомендуется принимать на уровне, рав- ном 95 % установленной мощности энергосистемы. По данным этой таблицы следует построить на миллиметровой бумаге два суточных графика. Помимо этого на отдельном листе необходимо построить годовой график продолжительности нагрузки. Построение такого графика начинается с максимальной нагрузки. Продолжительность ее в часах равна количеству зимних суток, умноженных на число часов в сутках, в течение которых эта нагрузка имеет место (для максимальной нагрузки это – 1 ч). Таблица 2 Суточные графики нагрузки в относительных единицах Часы суток 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Лето 0,50 0,50 0,50 0,50 0,55 0,60 0,70 0,75 0,80 0,80 0,78 0,75 Зима 0,60 0,60 0,60 0,60 0,65 0,70 0,80 0,90 0,96 0,95 0,90 0,85 5 Окончание табл. 2 Часы суток 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Лето 0,65 0,70 0,70 0,72 0,73 0,73 0,70 0,65 0,60 0,60 0,55 0,55 Зима 0,85 0,90 0,94 0,95 0,97 1,0 0,95 0,90 0,85 0,80 0,70 0,65 Так же, как и для электрической, для тепловой нагрузки прини- маются два типовых суточных графика – зимний и летний. График производственной нагрузки принимаем неизменным для всего года, т. е. одинаковым для летних и зимних суток. Этот график считаем двухступенчатым: max0,6п пQ Q (с 0 до 8 часов); maxп пQ Q (с 8 до 24 часов). Максимальную производственную нагрузку maxпQ принимаем равной 80–90 % от номинальной величины отбора  max ном0,8...0,9 .п пQ Q График теплофикационной (отопительной) нагрузки принимаем одноступенчатым для зимних и летних суток. Для летних суток ве- личину теплофикационной нагрузки определяем как  лет зим0,2...0,4 .m mQ Q Величину же зимней теплофикационной нагрузки принимаем на уровне  зим ном0,8...0,9т тQ Q , т. е. 80–90 % от номинальной величины отбора. Распределение энергии между электростанциями, методика ко- торого освещается далее, может осуществляться либо на базе двух характерных суточных графиков, либо на базе одного годового гра- фика по продолжительности. 6 ПОСТРОЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ПРИРОСТОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ЭНЕРГОСИСТЕМ На основании характеристик относительных приростов (ХОП) электростанций осуществляется экономическое распределение актив- ной электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы. Критерием экономичности является минимум затрат на топливо. ХОП энергоблока или электростанции определяется как ,q r  где q – относительный прирост расхода тепла турбоагрегата (ТА); r – относительный прирост расхода топлива котельного агрегата (КА). Таким образом, для построения ХОП электростанции необходи- мы ХОП турбо- и котельного агрегата. ХОП КА приведены в табл. 3. Энергетические характеристики ТА приведены в табл. 4. Расчет относительных приростов КЭС сводится в табл. 5. Необ- ходимые для этих расчетов данные о производительности котлов приведены в табл. 3. Минимальная нагрузка КЭС определяется минимальной нагруз- кой КА minКАQ : min номКА КА0,5Q Q (для КЭС, работающих на газе и мазуте); min номКА КА0,6Q Q (для КЭС, работающих на твердом топливе). Таблица 3 Характеристики относительных приростов котлоагрегатов (т у т / Гкал) Тип турбины Произво- дитель- ность котло- агрегата, т/час 100 % тепловая нагрузка КА номКАQ , Гкал/час Нагрузка, % от номКАQ КАном50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % К-150 480 320 0,153 0,156 0,159 0,164 0,170 0,180 0,89 К-200 640 410 0,152 0,154 0,158 0,162 0,167 0,176 0,90 7 Окончание табл. 3 Тип турбины Произво- дитель- ность котло- агрегата, т/час 100 % тепловая нагрузка КА номКАQ , Гкал/час Нагрузка, % от номКАQ КАном50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % К-300 950 605 0,151 0,153 0,156 0,160 0,165 0,171 0,91 К-500 1600 1025 0,150 0,152 0,155 0,158 0,162 0,167 0,92 К-800 2500 1600 0,148 0,150 0,153 0,156 0,160 0,165 0,93 Таблица 4 Энергетические характеристики турбоагрегатов Тип турбоагрегата Энергетические характеристики К-150 Qчас = 24,85 + 1,922 Рэк + 2,101 (Р – Рэк), Гкал / ч; Рэк = 124 МВт. К-200 Qчас = 29,48 + 1,82 Рэк + 1,95 (Р – Рэк), Гкал / ч; Рэк = 173 МВт. К-300 Qчас = 35,0 + 1,81 Рэк + 1,93 (Р – Рэк), Гкал / ч; Рэк = 270 МВт. К-500 Qчас = 58,0 + 1,805 Рэк + 1,9 (Р – Рэк), Гкал / ч; Рэк = 450 МВт. К-800 Qчас = 87,0 + 1,80 Рэк + 1,88 (Р – Рэк), Гкал / ч; Рэк = 700 МВт. ПТ-60-130 э час т12,0 1,99 1,12Q Р Р   , Гкал / час; т т0,35 0,614 8,7пР Q Q   , МВт; ном 85пQ  Гкал / час; номт 52Q  Гкал / час ПТ-135-130 эчас 20,0 1,95 1,11 тQ Р Р   , Гкал / час; т т0,36 0,616 14,5пР Q Q   , МВт; ном 200пQ  Гкал/час; номт 110Q  Гкал / час. Т-100-130 эчас т15,0 1,89 1,02Q Р Р   , Гкал / час; т т0,63 9,5Р Q  , МВт; номт 160Q  Гкал / час. Т-180-215 эчас т29,89 1,86 1,3Q P P   ,Гкал / час; т т0,637 16,74P Q   ,МВт; номт 280Q  Гкал / час. 8 Окончание табл. 4 Тип турбоагрегата Энергетические характеристики Т-250-240 эчас т32,0 1,84 1,0Q Р Р   , Гкал / час; т т0,7 20,0Р Q  , МВт; номт 335Q  Гкал / час. Зная minКАQ , можно найти минимальную электрическую нагрузку КЭС по формуле min min КАКЭС хх Q QР n q  , где q – относительный прирост ТА в зоне нагрузки до экономиче- ской; n – количество блоков на КЭС. Относительный прирост котла при любой нагрузке находится с помощью интерполяции по формуле  11 2 1 2 1 Q Qr r r r Q Q    , где Q1, Q2, r1, r2 – смежные с Q значения тепловых нагрузок и соот- ветствующих им относительных приростов из табл. 4 ( 2 1;Q Q 2 1r r ). Таблица 5 Расчет относительных приростов КЭС Нагрузка, МВт ХОП q, Гкал/МВтч r, т у т / Гкал ε, т у т / МВтч Рmin Рэк Рmax В результате проведенных расчетов строятся в графической форме ХОП КЭС. 9 ХОП ТЭЦ строятся на основании энергетических характеристик теплофикационных турбоагрегатов. В целях упрощения расчетов расход топлива на выработку теп- ловой энергии по ТЭЦ определяется как эчасВ ,qb Q где qb – удельный расход топлива на отпущенное с котла тепло: 1 , т у. т. / Гкал, 7q k b   где k – среднегодовой КПД котла, принимаемый на уровне 0,9. Расход топлива на выработку электроэнергии по конденсацион- ному режиму составит  B Bk q хх k k xx kb Q q P P     , где q kb q  – относительный прирост расхода топлива ТЭЦ по конденсационному циклу. Как видно, относительный прирост ε принят постоянной величиной. На основании ХОП электростанций строится ХОП энергосистемы. Следует обратить внимание на то обстоятельство, что ХОП строятся раздельно для летнего и зимнего периодов года. При этом предполагается, что для зимнего периода все оборудование нахо- дится в работе, а для летнего периода один агрегат на каждой стан- ции находится в плановом ремонте и не участвует в работе. Если по условию баланса тепловых нагрузок на ТЭЦ вывод од- ного агрегата в ремонт недопустим, то нужно считать все агрегаты включенными в летний период. Это может иметь место, в частно- сти, для ТЭЦ, на которых установлены турбины с отпуском тепла на производственные нужды. Если в случае отключения агрегатов не выполняется условие баланса по электрической нагрузке для за- данной энергосистемы, то считается, что недостаток мощности пе- редается из соседней параллельно работающей энергосистемы (по- купная электроэнергия). 10 РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ МЕЖДУ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ Распределению электрической нагрузки между КЭС и конденса- ционными мощностями ТЭЦ предшествует распределение отпуска тепла между агрегатами каждой ТЭЦ и определение на основе этого теплофикационной электрической мощности. Тепловая нагрузка между агрегатами распределяется поровну. По известной величине тепловой нагрузки для каждого агрегата на- ходится теплофикационная мощность для каждой из них в соответ- ствии с энергетическими характеристиками (табл. 4). Теплофикаци- онная электрическая мощность всей станции определяется как про- изведение теплофикационной электрической мощности одного агрегата на их количество. Найденная теплофикационная электрическая мощность вписы- вается в базовую часть графика электрической нагрузки энергосис- темы как вынужденная мощность. К вынужденной мощности ТЭЦ относятся также и минимально необходимая конденсационная мощность, обусловленная пропуском пара в конденсатор. Для каж- дого агрегата эту мощность minkP можно принять равной 5 % от но-минальной. Тогда полная вынужденная мощность агрегата и всей ТЭЦ определится как ТЭЦ minвын т .kP P P  Для распределения электрической энергии между электростан- циями необходимо из графика электрической нагрузки энергосис- темы вычесть график вынужденной мощности ТЭЦ. Оставшаяся часть графика распределяется между КЭС и конденсационными мощностями ТЭЦ. Распределение нагрузки следует производить по принципу первоочередности загрузки станций, имеющих меньшее значение относительного прироста. При распределении следует пользоваться теми ХОП, которые были построены ранее. Распределение производится для зимних и летних суток. В результате решения этой задачи получаем суточные графики нагрузки всех электростанций. Зная суточные графики и количество дней в году, легко подсчитать годовую выработку элек- троэнергии по каждой станции. Для ТЭЦ при этом должна быть уч- тена выработка электроэнергии по теплофикационному циклу. 11 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ В курсовой работе рассчитываются следующие технико- экономические показатели. 1. Число часов использования установленной мощности элек- тростанции и энергосистемы выр y y Э h N  . 2. Годовой расход топлива каждой электростанцией и энерго- системой. Для КЭС расход топлива может быть определен следующим об- разом. При известном суточном графике нагрузки станции можно определить график для каждого энергоблока, разделив нагрузки на число блоков. Зная электрическую нагрузку и энергетическую ха- рактеристику ТА (табл. 4), можно определить расход тепла на агре- гат за каждый час суток. Задаваясь примерным значением КПД (табл. 4), определяют по формуле 1 7q k b   удельный расход топ- лива на отпуск тепла qb . Далее по формуле сут c эB qb Q определяют суточный расход топлива. Здесь сутэQ – суточный рас- ход тепла на ТА, определяется как сумма часовых расходов тепла, найденных ранее: 24сут часэ э 0t Q Q    . Зная суточный расход топлива для характерных суток, легко подсчитать годовой расход: лет зимгод c лет c зимB B Bn n  . 12 Расход топлива на ТЭЦ складывается из расхода на выработку электроэнергии и на отпуск тепла. Расход на выработку электроэнергии определяется аналогично КЭС. При известных электрических нагрузках и энергетических характеристиках теплофикационных агрегатов (табл. 4) можно оп- ределить расход тепла на выработку электроэнергии (конденсаци- онной плюс теплофикационной), а затем и расход топлива. Расход топлива на отпуск тепла определится как год годт.э отпB qb Q , где годотпQ – годовой отпуск тепла. В расчетах предполагается, что все тепло отпускается из отборов турбины, т. е. коэффициенты теплофикации αт равны единице. Если предположить, что часть тепла отпускается от энергетиче- ских котлов через РОУ и от пиковых водогрейных котлов, то следу- ет задаться значениями αт меньшими единицы. В свою очередь, годовой отпуск тепла складывается из отпуска на производственные и отопительные нужды: год год годотп отп(п) отп(т)Q Q Q  ,  сутгодотп(п) лет зимотп(п)Q Q n n  ; сут(лет) сут(зим)годотп(т) лет зимотп(т) отп(т) ,Q Q n Q n  где сут(лет)отп(т) ,Q сут(зим) отп(т)Q – суточные отпуски тепла на отопительные нужды, соответственно, в летний и зимний периоды. Общий расход топлива на ТЭЦ год год годТЭЦ э.э т.эB B B  . 13 3. Удельный расход топлива на 1 кВтч, отпущенный в сеть энергосистемы, годопт э.ээ оптгод В .Эb  Эта величина определяется как по каждой электростанции, так и по всей энергосистеме. 4. Эксплуатационные расходы в энергосистеме. По каждой электростанции они определяются как сумма условно переменных и условно постоянных затрат. Условно переменные затраты определяются как произведение цены топлива, принимаемой равной 250 у. е. / т у. т., на его расход: т тC Ц B . Для ТЭЦ эти затраты определяются по формуле ТЭЦ год годт т э.э т т.эC Ц B Ц B  . Условно постоянные расходы складываются из затрат на амор- тизацию, заработную плату и прочих затрат (вспомогательные ма- териалы и прочее). Амортизационные отчисления определяются по формуле ам ам y yC Р К N , где амР – норма амортизационных отчислений в относительных единицах (табл. 8); yК – удельные капвложения в электростанцию. Для КЭС yК определяют, исходя из табл. 9. Для ТЭЦ, работаю- щей на твердом топливе, yК = 2500 у. е / кВт; для ТЭЦ на газо-мазутном топливе yК = 2000 у. е / кВт. 14 Таблица 8 Средние нормы амортизации для КЭС и ТЭЦ, % Тип агрегатов электростанции Вид топлива Уголь Газ, мазут К-150 6,30 6,50 К-200 6,50 6,65 К-300 6,90 6,80 К-500 7,15 7,30 К-800 7,85 7,45 ПТ-60 7,10 6,90 Т-100 7,30 7,10 ПТ-135 7,50 7,30 Т-250 7,80 7,50 Таблица 9 Удельные капвложения в КЭС, у. е / кВт Тип блоков Вид топлива Каменный уголь Бурый уголь Газ, мазут К-150 1500 1600 1100 К-200 1400 1500 1050 К-300 1350 1450 1000 К-500 1300 1400 900 К-800 1200 1300 850 Заработная плата рассчитывается как годз.п шт у з.пC К ФN , где штК – штатный коэффициент (для КЭС приведен в табл. 10, а для ТЭЦ – на 10 % выше, чем для КЭС той же мощности); годз.пФ – среднегодовой фонд заработной платы (принимается на уровне 6000 у. е / чел.год). 15 Таблица 10 Штатные коэффициенты для КЭС, чел / МВт Мощность, кВт Тип и количество блоков штК Твердое топливо Газ, мазут 600 4  К-150 0,66 0,5 900 6  К-150 0,59 0,43 800 4  К-200 0,5 0,38 900 3  К-300 0,41 0,32 1200 6  К-200 0,42 0,33 1200 4  К-300 0,37 0,27 1800 6  К-300 0,28 0,25 2400 8  К-300 0,26 0,23 3000 6  К-500 0,21 0,17 4000 8  К-500 0,19 0,17 4000 5  К-800 0,16 0,13 Суммарные эксплуатационные затраты по всем электростанциям энергосистемы   т ам з.п 1 C C C 1 n i i i t C       , где α – коэффициент, учитывающий прочие расходы (α = 0,1). 5. Себестоимость 1 кВтч, отпущенного в сеть энергосистемы: э.э отпэ.э ΣC С Э , где э.эΣС – суммарные эксплуатационные расходы, относящиеся к отпуску электроэнергии. Для определения этой величины по ТЭЦ следует разделить за- траты на амортизацию, заработную плату и прочие расходы между двумя видами продукции. С целью упрощения расчетов предлагает- ся 60 % затрат относить на электроэнергию, а 40 % – на тепло. То- гда для ТЭЦ получим:   э.э год ТЭЦ ТЭЦТЭЦ т э.эТЭЦ ам з.пС Ц В 0,6 С С 1    ; 16   т.э год ТЭЦ ТЭЦТЭЦ т т.э_ТЭЦ ам з.пС Ц В 0,4 С С 1 .    Для КЭС   э.э год КЭС КЭСКЭС т КЭС ам з.пС Ц В С С 1 .     Суммарные затраты в энергосистеме э.э т.э Σ ΣС СС   . Себестоимость единицы тепла, отпущенной от всех ТЭЦ т.эт.э отпС С .Q Эксплуатационные расходы в электрических сетях можно при- ближенно определить как э.с э.сС Кр , где р – коэффициент, учитывающий отчисления на амортизацию, заработную плату и прочие затраты и принимаемый р = 0,07; э.сК – капитальные вложения в электрические сети, равные 50 % от капитальных вложений в электростанции. Тогда общие затраты в энергосистеме, относимые к электроэнер- гии, будут равны э.э э.ээн э.сС С С .  Себестоимость 1 кВтч, полезно отпущенного потребителям, со- ставит:   э.эпол эн покэ.э отп пот С ПС ,Э 1 К   где потК – коэффициент потерь в сетях ( потК = 0,1); покП – стоимость покупной продаваемой энергии, определяе- мая как 17 пок пок мэпП Э Т , где Эпок – количество покупной (продаваемой) энергии; Тмэп – тариф на межсистемные передачи электроэнергии (Тмэп = = 0,1 у. е. / кВтч). 6. Стоимость реализации энергии  отп ср српот э.э отп т.эП 1 К Т ТЭ Q   , где срэ.эТ , срт.эТ – средние тарифы на электроэнергию и тепло для по- требителей ( срэ.эТ = 0,12 у. е. / кВтч; срт.эТ = 50 у. е. / Гкал). 7. Прибыль энергосистемы  эн покД П С П   , где э.э т.ээн энС С С  . 8. Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы (ос- таточная прибыль), после осуществления всех выплат: До = Д(1 – α), где α – налог на прибыль (принять равным 0,3). 9. Фондоотдача ф.о о ПК ,Ф где Фо – стоимость основных фондов (может быть принята равной капитальным вложениям в энергосистему). 10. Рентабельность основных фондов о орен о ДК .Ф 11. Рентабельность продукции пр орен эн ДК .С 18 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Падалко, Л. П. Методические указания к курсовой работе по планированию основного производства в энергосистеме курса «Орга- низация и планирование энергетического производства» для студентов специальности 0302 «Электрические системы». – Минск : БНТУ, 1988. 2. Кузьмин, В. Г. Организация, планирование и управление в энергетике. – М. : Высшая школа, 1982. 3. Падалко, Л. П. Экономика и управление в энергетике. – Минск : Вышэйшая школа, 1987. 19 СОДЕРЖАНИЕ Исходные данные………………………………………………….. 3 Построение характеристик относительных приростов электростанций и энергосистем…………………………………... 6 Распределение электрической энергии между электростанциями энергосистемы……………………………………………………... 10 Расчет технико-экономических показателей работы Энергосистемы…………………………………………………….. 11 Список литературы………………………………………………… 18 20 Учебное издание МЕНЕДЖМЕНТ В ЭНЕРГЕТИКЕ Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов специальности 1-43 01 02 «Электроэнергетические системы и сети» Составители: ПАДАЛКО Леонид Прокофьевич ЛИМОНОВ Александр Иванович Редактор Т. А. Зезюльчик Компьютерная верстка А. Г. Занкевич Подписано в печать 19.12.2013. Формат 6084 1/16. Бумага офсетная. Ризография. Усл. печ. л. 1,16. Уч.-изд. л. 0,90. Тираж 100. Заказ 651. Издатель и полиграфическое исполнение: Белорусский национальный технический университет. ЛИ № 02330/0494349 от 16.03.2009. Пр. Независимости, 65. 220013, г. Минск.