Некоммерческое акционерное общество
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра экономики, организации и управления производством
Экономика отрасли
Методические указания к выполнению расчетно-графической работы по теме «Определение основных технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний в условиях рынка» для бакалавров всех форм обучения специальности 5В071800 – Электроэнергетика
Алматы 2012 г.
СОСТАВИТЕЛИ: А.А. Жакупов, Р.С. Хижняк. Методические указания к выполнению расчётно-графической работы для бакалавров всех форм обучения специальности 5В071800 – Электроэнергетика. - Алматы: АУЭС, 2012. - 41 с.
Методические указания содержат общие положения по постановке расчетно-графической работы. Дается методика и алгоритм определения технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний в условиях рынка.
Методические указания предназначены для бакалавров всех форм обучения по направлению «Электроэнергетика».
Табл. – 5, библиограф. – 18 назв.
Рецензент: канд. техн. наук, доц. К. К. Тохтибакиев.
Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский университет энергетики и связи» на 2011 г.
©НАО «Алматинский университет энергетики и связи», 2012 г.
Содержание
1 Цель выполнения расчётно-графической работы 4
2 Содержание расчётно-графической работы 4
3 Введение 5
4 РГР № 1 Определение годовой потребности в электроэнергии,
построение графиков нагрузки и выбор оборудования 5
4.1 Определение годовой потребности в электроэнергии 5
4.2 Построение зимнего и летнего суточных графиков электрической
нагрузки энергосистемы 6
4.3 Определение максимальной величины мощности электростанций
энергосистемы и выбор генераторов электроэнергии на различных
типах станций для покрытия нагрузки региона 6
5 РГР № 2 Долевое участие ЭС, отпускные цены и тарифы 9
5.1 Определение долевого участия электростанций в покрытии
графика нагрузок и построение суточных рабочих графиков ЭПО. 9
5.2 Расчет себестоимости производства электроэнергии на различных
электростанциях, по типам станций 10
5.3 Прогнозные тарифы на услуги по передаче и распределению
электроэнергии 12
6 РГР № 3 Построение имитационной модели энергосистемы 12
6.1 Определение субъектов на оптовом и розничных рынках (количество оптовых и розничных потребителей) 12
6.2 Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний 13
6.3 Проведение прогнозных расчётов на экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потребителей в условиях функционирования спот-рынка в режиме часовой торговли электроэнергией 14
7 Заключение и выводы 16
8 Приложение А. Исходные данные к выполнению расчётно-графической работы 17
9 Приложение Б. Данные для выбора оборудования 21
10 Приложение В. Модель энергосистемы 24
11 Приложение Г. Пример выполнения расчётной части расчётно-графической работы 25
12 Список литературы 40
1 Цель выполнения комплекса расчётно-графических работ (РГР)
Целью расчётов является получение навыков выполнения основных технико-экономических расчетов в энергетическом производстве.
В задачу входит: выбор оборудования на основе заданного энергопотребления региона, вычисление режима работы энергопроизводящих организаций, выполнение прогнозных расчётов конечных цен на электроэнергию у оптовых и розничных потребителей на базе имитационной модели функционирования рынка электроэнергии и мощности в заданной энергосистеме. Основанием для прогнозных расчётов являются исходные данные и расчёты технико-экономических показателей энергопроизводящих (ЭПО) и энергопередающих организаций.
Для решения задачи следует использовать данное методическое указание, рекомендуемую литературу, лекционный материал по курсу "Экономика отрасли", а также специальную информацию, приведённую в приложениях. Выполнение расчётов рекомендуется производить с использованием табличного процессора Microsoft Excel или его функциональных аналогов, которые студент уже должен уметь использовать.
Исходные данные приведены в приложениях для использования в учебных целях.
2 Содержание расчётно-графических работ
Расчетно-графические работы выполняется в суммарном объёме 15-20 страниц пояснительной записки и должны включать следующие разделы:
Введение;
РГР № 1 Определение годовой потребности в электроэнергии заданного региона:
- построение зимнего и летнего суточных графиков электрической наг-рузки энергосистемы;
- определение максимальной величины мощности электростанций энергосистемы и выбор основного оборудования на различных типах станций для покрытия нагрузки региона.
РГР № 2 Долевое участие электростанции (ЭС), отпускные цены и та-рифы:
- определение долевого участия электростанций в покрытии графика нагрузок энергосистемы и построение суточных рабочих графиков ЭПО;
- расчет себестоимости производства электроэнергии на различных типах станций;
- определение отпускных цен ЭПО и прогнозных тарифов на услуги по передаче и распределению электроэнергии в национальной электросети (НЭС) и региональных электросетевых компаний (РЭК).
РГР № 3 Построение имитационной модели энергосистемы:
- определение субъектов на оптовом и розничных рынках (количество оптовых и розничных потребителей);
- составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок на-циональной сети и региональных электросетевых компаний;
- проведение прогнозных расчётов на базе экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потреби-телей в условиях функционирования спот-рынка на день вперёд и в режиме реального времени в торговой системе;
- заключение и выводы.
- список литературы.
3 Введение
Кратко изложить состояние экономики отрасли и проблемы в работе энергокомпаний в условиях рынка. Дать характеристику технико-экономическим показателям энергокомпаний.
Привести организационную схему функционирования рынка электроэнергии в Казахстане. Указать ключевые проблемы в организации и функционировании рынка электроэнергии и мощности.
Выбор варианта исходных данных студентами для выполнения РГР производится из таблиц 1, 2, 3 приложения А по двум последним цифрам зачётной книжки.
4 Расчётно-графическая работа №1. Определение годовой потребности в электроэнергии, построение графиков нагрузки и выбор оборудования
4.1 Определение годовой потребности в электроэнергии
Суммарная годовая потребность в электрической энергии на планируемый год в установившейся энергосистеме определяется на основе:
- фактического электропотребления абонентами системы за отчетный год;
- удельного веса потребителей в годовом потреблении электрической энергии;
- годового прироста электропотребления абонентами энергосистемы; - потерь электроэнергии в сетях.
Э = Эп,о, + Эсет , МВт·ч/год, (1)
где Эп,о, - планируемый полезный отпуск электрической энергии по отраслям;
Эсет – потери электроэнергии в сетях.
Формулу (1) поэтому можно написать в виде:
Э = Эпр+ Экб + Эсх + Этр + Эсет, (2)
где Эпр – промышленности;
Экб – коммунально-бытовым потребителям;
Эсх – сельскохозяйственному производству;
Этр – электрифицированному транспорту.
Необходимые исходные данные для определения планируемого полезного отпуска в производстве электроэнергии приведены в приложении А.
4.2 Построение зимнего и летнего суточных графиков
электрической нагрузки энергосистемы
Суточные графики электрической нагрузки для зимнего (декабрь) и летнего (июль) дня по каждой отрасли народного хозяйства строятся в процентах от годового максимума
Годовой (зимний) суточный максимум электрической нагрузки для каждой отрасли определяется:
, (3)
где - величина годового электропотребления данной отрасли;
- годовое число часов использования максимумов электрической нагрузки для данной отрасли.
Летний максимум электрической нагрузки обычно принимают равным 75% от зимнего максимума. Типовые суточные графики нагрузки приведены в приложении А, таблица 3.
На основе типовых отраслевых суточных графиков строится (в табличной и графической формах) суммарный суточный зимний график электрической нагрузки энергосистемы. Для пикового значения суммарного зимнего суточного графика нагрузки привести значения потребляемой мощности по отраслям (для этого интервала времени) и их процент (от суммарного пика). Полученные значения занести в таблицу 1.
Таблица 1 – Нагрузка по отраслям в период зимнего максимума
Отрасль |
Мощность нагрузок, МВт |
% от суммы |
Промышленность |
565 |
31 |
Коммунально-бытовое хозяйство |
688 |
38 |
Сельское хозяйство |
479 |
27 |
Транспорт |
68 |
4 |
∑ |
1801 |
100 |
4.3 Определение максимальной величины мощности электростанций энергосистемы и выбор генераторов электроэнергии на различных типах станций для покрытия нагрузки региона
С целью покрытия графиков электрической нагрузки потребителей принимаем в энергообьединении (ЭО) три типа электростанций. Покрытие пиковой нагрузки осуществляется ГЭС, число часов их работы лежит в пределах 2500-3000 часов в год. Мощность ТЭЦ принимают в соответствии с уровнем промышленной нагрузки. Для случая, когда величина промышленной нагрузки менее 40%, мощность ТЭЦ составляет 20-25% общей мощности ЭО, а в случае, если нагрузка превышает 50%, мощность ТЭЦ принять 25-35%. Остальная часть требуемой мощности покрывается КЭС.
Общее количество ЭС рекомендуется принять равным не менее чем 6 или 7. Из них 2 ГЭС, 3 (4) ТЭЦ, 2 КЭС. Четыре ТЭЦ принимаем в случае, если после распределения требуемых мощностей по типам электростанций выяснится, что на долю ТЭЦ приходится более 1200 МВт. При этом мощность отдельных станций выбирается, исходя из следующего соотношения:
40%-45% суммарной мощности, вырабатываемой электростанциями определённого типа, должно вырабатываться на одной станции, 55%-60% - на оставшейся (или в сумме на оставшихся – для ТЭЦ).
При выборе единичной мощности агрегатов для тепловых электростанций необходимо ориентироваться на современные энергоблоки и турбоагрегаты мощностью не менее 50 МВт. При этом на долю одного агрегата должно приходиться 40%-45% мощности всех энергопроизводящих агрегатов станции, а 55%-60% - на долю оставшихся энергоагрегатов.
Выбранное оборудование свести в таблицу 2, расписав подробно по каждому блоку каждой ЭС.
Таблица 2 - Состав и мощность оборудования электростанций
Электростанции и блоки |
Установленная мощность |
ГЭС |
340 |
ГЭС 1 |
140 |
блоки 1 и 2 |
2х40 |
блок 3 |
1х60 |
ГЭС 2 |
200 |
блоки 1 и 2 |
2х60 |
блок 3 |
1х80 |
ТЭЦ |
1655 |
ТЭЦ 1 |
495 |
блоки 1 и 2 |
2х180 |
блок 3 |
1х135 |
ТЭЦ 2 |
495 |
блоки 1 и 2 |
2х180 |
блок 3 |
1х135 |
ТЭЦ 3 |
665 |
блоки 1 и 2 |
2х250 |
блок 3 |
1х165 |
КЭС |
2280 |
КЭС 1 |
680 |
блоки 1 и 2 |
2х250 |
блок 3 |
1х180 |
КЭС 2 |
1600 |
блоки 1 и 2 |
2х500 |
блок 3 |
2х300 |
∑NуЭС всех ЭС |
4275 |
Мощность турбин для ГЭС выбирается из приведённого в приложении Б стандартного ряда мощностей генераторов, а установленные на ТЭС турбины выбираются из таблиц 1-6 приложения Б.
При определении суммарной мощности станции необходимо учесть расход электроэнергии на собственные нужды электростанций. Для ТЭЦ расход на СН принять 5-10% от Nуст. станции; для КЭС – 3-5%; для ГЭС – 1-2%.
Структуру и состав основного оборудования электростанций принимать из следующих требований норм технологического проектирования станций:
а) выдачу мощности станциями осуществлять не менее чем от двух открытых распределительных устройств (ОРУ) различного класса напряжения.
б) распределение нагрузки между ОРУ принять:
1) 60-65% от установленной мощности электростанции (Nyст.) – для покрытия нагрузки потребителей РЭК (класс напряжения – до 110 кВ);
2) 35-40% – передача электроэнергии в направлении связи с энергосистемой (в НЭС) через второе ОРУ на напряжении 220 кВ и выше.
В этом разделе следует привести теоретические принципы экономического распределения электрической нагрузки между электростанциями энергосистемы с учетом энергоэкономических характеристик различных типов электростанций. В основе принять, что в отдельных интервалах времени совмещенного суточного графика нагрузки энергосистемы предпочтение отдается той или иной электростанции на основе критерия минимума расхода топлива на единицу выработки электроэнергии.
При проектировании энергосистем аварийный резерв мощности размещается на ГЭС или крупных маневренных КЭС и ГТЭС. В данной работе резерв мощности размещаем на ГЭС.
Установленная мощность ЭО определяется по формуле:
Nу = рез , (4)
где Nрез – суммарный энергетический резерв мощности, сконцентрированный на ГЭС ЭО, МВт.
В расчёте, в целях упрощения, принимаем величину резерва мощности равной 15% суммарной мощности ГЭС. Суммарный энергетический резерв мощности ЭО составит:
Nрез = 0,15 ∙ Nрасп.ГЭС . (5)
Резервная мощность не участвует в покрытии общего графика нагрузок, но используется в покрытии пиковой нагрузки, так как вероятность выхода из строя основного генерирующего оборудования в часы пика мала и поэтому не учитывается в расчётах. Это необходимо учитывать в дальнейшем. Тогда суммарная мощность ГЭС составит:
NГЭС = 1,15 Nрасп . (6)
5 Расчётно-графическая работа №2. Долевое участие ЭС, отпускные цены и тарифы
5.1 Долевое участие электростанций в покрытии графика нагрузок и построение суточных рабочих графиков ЭПО. Определение отпускных цен и прогнозных тарифов на услуги по передаче и распределению электроэнергию в НЭС и РЭК
На основании выбранного энергопроизводящего оборудования электростанций необходимо рассчитать долевое участие D каждой электростанции в покрытии суточного графика нагрузок для зимнего максимума и летнего минимума.
DГЭС = ∑NГЭС ∙ d - NСН , (7)
где ∑ NГЭС – суммарная мощность ГЭС ЭО;
d – доля данной ГЭС в сумме мощностей ГЭС ЭО. d = NГЭС / ∑ NГЭС.
NСН – мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции. Для ТЭЦ и КЭС собственные нужды в рабочем графике не учитываем.
При расчётах нужно учитывать, что полная мощность ГЭС используется в период пиковой нагрузки, в остальное время ГЭС выдаёт электроэнергию, вырабатываемую при обязательном техническом пропуске воды из водохранилищ – 10% от NГЭС.
DТЭЦ = ∑NТЭЦ ∙ d - NСН, (8)
где ∑ NТЭЦ – суммарная мощность ТЭЦ ЭО;
d – доля данной ТЭЦ в сумме мощностей ТЭЦ ЭО.
NСН – мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции.
DКЭС = (Nнаг - ∑ DГЭС - ∑ DТЭЦ) ∙ d, (9)
где Nнаг – мощность нагрузки в данный момент времени;
d – доля данной КЭС в сумме мощностей КЭС ЭО.
NСН – мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции в текущий момент времени.
Суммарная мощность, выдаваемая всеми станциями, должна соответствовать мощности нагрузки для рассчитываемого периода времени. Таким образом, рассчитанная мощность соответствует мощности, выдаваемой с шин электростанций в сети РЭКов и НЭСа по суточному графику нагрузок.
Результаты расчёта суточных рабочих графиков свести в таблицу 3.
Таблица 3 - Суточные рабочие графики электростанций
Часы / Станции |
Доля от мощности всех ЭС данного типа, отн. е. |
0-4 час. |
4-8 час. |
8-12 час. |
12-16 час. |
16-20 час. |
20-24 час. |
Средне-суточная в час, МВт |
В сутки, МВт |
В сезон, МВт |
ГЭС1 |
0,648 |
14 |
14 |
14 |
14 |
141 |
14 |
849 |
35 |
154475 |
ГЭС2 |
0,352 |
8 |
8 |
8 |
8 |
77 |
8 |
460 |
19 |
83752 |
ГЭС ∑ |
1 |
22 |
22 |
22 |
22 |
218 |
22 |
1309 |
55 |
238227 |
ТЭЦ1 |
0,206 |
92 |
92 |
92 |
92 |
92 |
92 |
2208 |
92 |
401856 |
Продолжение таблицы 3
Часы / Станции |
Доля от мощности всех ЭС данного типа, отн. е. |
0-4 час. |
4-8 час. |
8-12 час. |
12-16 час. |
16-20 час. |
20-24 час. |
В сутки, МВт |
Средне-суточная в час, МВт |
В сезон, МВт |
ТЭЦ2 |
0,206 |
92 |
92 |
92 |
92 |
92 |
92 |
2208 |
92 |
401856 |
ТЭЦ3 |
0,588 |
262 |
262 |
262 |
262 |
262 |
262 |
6293 |
262 |
1145290 |
ТЭЦ ∑ |
1 |
446 |
446 |
446 |
446 |
446 |
446 |
10709 |
446 |
1949002 |
КЭС1 |
0,605 |
96 |
310 |
675 |
658 |
687 |
342 |
11071 |
461 |
2014837 |
КЭС2 |
0,395 |
63 |
202 |
441 |
429 |
449 |
223 |
7227 |
301 |
1315241 |
КЭС ∑ |
1 |
158 |
512 |
1116 |
1087 |
1136 |
565 |
18297 |
762 |
3330078 |
∑ мощность |
|
626 |
980 |
1584 |
1555 |
1801 |
1033 |
30315 |
1263 |
5517307 |
На основании таблицы построить суммарный зимний суточный рабочий графики с отражением долевого участия каждого типа электростанций.
5.2 Расчет себестоимости производства электроэнергии на различных электростанциях, по типам станций
Полная себестоимость электроэнергии - это годовые издержки энергосистемы по производству Uст, оказанию услуг по передаче электроэнергии Uсет. и внепроизводственных затрат Uпр.
U = Uст + Uсет. + Uпр. тыс.тенге/год . (12)
Годовые вздержки электростанций определяются как сумма издержек по отдельным электростанциям, учитывающих расходы за топливо Uт, заработную плату Uз.п., амортизацию основных фондов Uа, текущий ремонт Uт.р, общестанционные нужды Uобщ:
Uст._= S ( Uт + Uз.п.+ Uа + Uт.р + Uобщ) тыс. тенге/год. (13)
Издержки топлива на тепловых ЭПО определятся как:
Uт = Эо.с.т ∙ Вуд ∙ (7000/Qп.н) ∙ ЦТ тыс. тенге/год, (14)
где Эо.с.т - полезный отпуск электроэнергии электростанциями, кВт∙ч
Qп.н - теплотворная способность топлива, Ккал/кг (приложение 1);
ЦТ - цена тонны топлива франко-потребителя, тенге/т;
Вуд - средний удельный расход условного топлива на единицу выработанной ЭЭ электростанциями, г. у.т./кВт∙ч.
При определении Вуд для КЭС учитывают удельные расходы топлива с учётом мощности блоков. Учитывая, что средний КПД КЭС лежит в диапазоне 0,35-0,4, по выражению (15) результат получим в кг условного топлива на 1 кВт∙ч:
вуд = 0,124/ηКЭС. (15)
При расчётах необходимо учитывать так же, что КПД электростанции снижается с уменьшением единичной мощности блока. Поэтому для станции с блоками мощностью 60 МВт КПД нужно принимать меньшим, чем для станции с блоками мощностью 210 МВт.
Поскольку КЭС работает в режиме регулирования графика нагрузки, то, соответственно, с течением суток КПД КЭС изменяется. Таким образом, в зоне провала КПД КЭС принимать равным 0,25 - 0,3, а в пике – 0,37 - 0,43
Для ТЭЦ КПД принять равным 0,45 - 0,5 вне зависимости от времени суток – ТЭЦ покрывает базовую часть графика нагрузок и работает в условно-постоянном режиме выдачи мощности. Удельный расход топлива по типу турбин приведён в приложении.
C окончанием отопительного сезона КПД ТЭЦ, из-за прекращения отопительного отбора, снижается (принять снижение кпд равным 15%). Так же, вследствие общего снижения электрической нагрузки в летний период, КПД тепловых электростанций падает ещё на 25 %.
Ниже, в целях общего ознакомления, приведены расчётные формулы по определению других составляющих издержек ЭПО (формулы 16-21), в данной работе не использующиеся, за исключением формулы 17 для ГЭС.
Издержки на заработную плату персонала станции Uз.п. определяются:
Uз.п = nшт ∙ NУ ∙ ЗСР, тыс. тенге/год, (16)
где nшт - штатный коэффициент для данной электростанции, чел∙МВт (приложение 8);
NУ - установленная мощность электростанции, МВт;
ЗСР - среднегодовой фонд заработной платы одного человека промышленно-производственного персонала, 35000-65000тенге/мес.
Издержки на амортизацию основных фондов Uа на электростанциях:
Uа = S (di/100) ∙ Ki, тыс. тенге/год, (17)
где di - средневзвешенная норма амортизации, % (для КЭС – 5,8-7,1, для ТЭЦ – 6,7-7,9, для ГЭС – 2-4);
Ki — стоимость основных производственных фондов электростанции, тыс.тенге/год.
Затраты на текущий ремонт Uт.р. принимаются
Uт.р. = (0,1-0,2) ∙ Uа, тыс. тенге/год. (18)
Общестанционные издержки Uобщ. определяются по выражению
Uобщ. = (0,16-0,32)( Uз.п. + Uа + Uт.р. ), тыс. тенге/год. (19)
Издержки на амортизацию и обслуживание электросетей, приближенно оцениваемые пропорционально стоимости основных производственных фондов электрических сетей:
Uсет = S((dci/100) ∙ Kв.л.), тыс. тенге/ год, (20)
где dci - норма ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание сетей, принимаем 5,0-7,0%.
Внепроизводственные общестанционные издержки определяются как:
Uпр. = (0,017 - 0,025) ∙ (Uс.т. + Uсет), тыс. тенге/ год. (21)
Для упрощения расчётов примем, что на ТЭС топливная составляющая затрат лежит в пределах 50-60%. Тогда остальные составляющие издержек примем равными 50-40% соответственно.
Для ГЭС основная составляющая издержек – амортизация (формула №17), которую примем равной 40-50%. Тогда, найдя амортизацию, можно будет найти и остальные издержки, равные, соответственно, 60-50%.
Таким образом, полная (коммерческая) себестоимость полезно отпущенного киловатт-часа на электростанции определится как:
S = U/Эп.о. тенге/кВт∙ч. (22)
При этом электроэнергия, потребляемая на СН электростанций, не входит в издержки.
Отпускная цена электроэнергии с шин станции, с учётом доходности 10%, вычисляется как:
ЦЭС = (Sэ.с. + 0,1·Sэс). (23)
Необходимо рассчитать себестоимость и отпускную цену 1 кВтч электроэнергии для всех ЭС. Результаты расчётов свести в таблицу 4.
Таблица 4-Прогнозные отпускные цены с шин ЭС.
Отпускная цена |
Цо.т. тенге/кВт·ч |
|
ГЭС 1 |
10,71 |
|
ГЭС 2 |
9,7 |
|
ТЭЦ1 |
4,3 |
|
ТЭЦ2 |
5,2 |
|
КЭС1 |
5,6 |
|
КЭС2 |
6 |
|
5.3 Прогнозные тарифы на услуги по передаче и распределению
электроэнергии
Субъектами рынка электроэнергии РК являются НЭС («KeGOK») и РЭК, оказывающие услуги по передаче и/или распределению электроэнергии. Прогнозные тарифы на оказание услуг по передаче электроэнергии в НЭС на среднесрочный период принять в соответствии с данными, приведёнными в таблице 4. Указанные тарифы включают покрытие затрат по диспетчеризации в сетях и расходы, связанные с балансированием мощности. В рассматриваемой модели прогнозирования конечных тарифов у потребителей учитываются и тарифы на оказание услуг по передаче и распределению электроэнергии в РЭК. Количество РЭКов соответствует количеству функционирующих в регионе ЭПО. Прогноз изменения тарифов РЭКов принять в соответствии с таблицей 4 приложения А.
6 Расчётно-графическая работа №3. Построение имитационной модели энергосистемы
6.1 Определение субъектов на оптовом и розничных рынках (количество оптовых и розничных потребителей)
На основании проведённых расчётов необходимо построить упрощённую имитационную модель энергосистемы с указанием всех субъектов рынка электроэнергии, их взаиморасположение и мощности, а также составить таблицу, в которой представить расчётные данные, полученные при составлении баланса мощности в энергосистеме расчётного региона.
При этом необходимо исходить из присутствия в системе следующих типов потребителей:
МРП – малый розничный потребитель, в расчёте его мощность принимается равной 1 МВт;
КРП – крупный розничный потребитель.
В сетях НЭС присутствую:
МОП – малый оптовый потребитель, в расчёте его мощность принимается равной 5 МВт;
КОП – крупный оптовый потребитель.
Кроме того, потребители делятся также на группы, по своей отраслевой принадлежности.
Таким образом, имитационная модель включает в себя энергопроизводящие организации (6 или 7 электростанций разных типов), региональные электросетевые компании (РЭК), подстанции межрегиональной энергопередающей организации (НЭС) и потребителей различных типов (28 или 32 МРП, 28 или 32 КРП, 3 МОП и 3 КОП).
6.2 Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний
На основе построенной имитационной модели необходимо составить таблицу 4, в которой обозначить всех субъектов рынка электроэнергии. Для каждой электростанции вписать расчётные данные (см. таблицу 3) выдачи мощности в период максимума нагрузки и составить баланс потребления выдаваемой мощности потребителями для пикового режима. При этом для каждой группы потребляемая мощность определяется в соответствии с долей, определённой в таблице 1. Результаты расчёта свести в таблицу 4. Также в таблице необходимо обозначить отпускные цены ЭПО, тарифы РЭК и НЭС и суммарный тариф на вводах потребителя. При составлении итоговой таблицы нужно учитывать, что конечный потребитель может купить электроэнергию у любой электростанции, входящей в энергосистему, или у нескольких электростанций одновременно, если, по разным причинам, нет возможности закупить всю необходимую электроэнергию у одной электростанции. Отпускные цены отдельных поставщиков электроэнергии могут различаться, поэтому конечная цена для потребителя, в случае множественных поставщиков у этого потребителя, будет определяться в соответствии со следующей формулой:
. (25)
6.3 Проведение прогнозных расчётов на экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потребителей в условиях функционирования спот-рынка в режиме часовой торговли электроэнергией
Для выполнения расчётов и построения модели используется клиент-серверная программа «Модель ЭС» .
Для выполнения расчётов студенту потребуется ввести в формы программы следующую информацию:
- идентификационная информация: ФИО и № зачётной книжки;
- информация по РЭКам: название и тариф на передачу и распределение электроэнергии;
- информация по электростанциям: название; максимальная выдаваемая мощность; отпускная цена; привязка к РЭК;
- информация о НЭС: название; тариф на передачу и распределение электроэнергии; привязки к ЭС; сечение ЛЭП, в зависимости от планируемой передачи мощности;
- информация о потребителях; название; отраслевая группа; тип потребителя; потребляемая мощность; привязка к РЭК или НЭС;
- информация о заключённых контрактах: для каждого ранее введённого потребителя необходимо будет выбрать одного или более поставщиков из числа ранее введённых ЭПО (ЭС).
Ввод контрактов можно осуществлять в ручном, полуавтоматическом и автоматическом режимах.
В ручном режиме оператор выбирает поставщиков, руководствуясь критерием минимальной стоимости электроэнергии для каждого из потребителей, с заполнением контрактов по алфавитному порядку потребителей из списка ранее введённых потребителей.
В полуавтоматическом режиме для каждого потребителя поставщики выбирается случайным образом для каждого следующего контракта, имитируя рыночные отношения, согласно которым минимальная стоимость электроэнергии будет у потребителей, заключивших контракты раньше других (купивших электроэнергию у электростанций, предлагающих более низкие отпускные цены).
В автоматическом режиме заключение контрактов на поставку электроэнергии осуществляется по критерию минимального расстояния от потребителя до поставщика. То есть при выборе поставщика для конкретного потребителя предпочтение отдаётся поставщику, расположенному ближе других – как и предполагалось при строительстве ЭС. Критерий минимальной цены при этом не учитывается.
Таблица 5- Баланс мощности в сетях РЭКов с детализацией по типам и группам потребителей, производителей, поставщиков и определением тарифа и стоимости электроэнергии
Продолжение таблицы 5
Таблица 5- Баланс мощности в сетях НЭС с детализацией по типам и группам потребителей, производителей, поставщиков и определением тарифа и стоимости электроэнергии
Выданную программой таблицу необходимо сохранить на компьютере и затем включить в отчёт по РГР, вместе со схемой энергообъединения.
7 Заключение и выводы
В выводах необходимо проанализировать полученные результаты, в частности, уровни тарифов ЭПО, ЭСО, НЭС, их влияние на конечную стоимость электроэнергии у потребителя при минимизации конечных тарифов на электроэнергию у различных групп потребителей.
Исходные данные к выполнению расчётно-графической работы
Вариант выбирается по двум последним цифрам зачётной книжки.
Таблица 1- Исходные данные
Вариант энергообьединения |
Отпущено в отчетном году, тыс. МВт.ч. |
Потреблено отраслями народного хозяйства, % |
Потери в сетях |
Топливо |
|||||||
Цена франко-потребителя, тенге/т.н.т |
Теплотворная способность ккал/кг.н.т |
||||||||||
Промышленность |
Коммунально-бытовое хоз-во |
Сельское хоз-во |
Транспорт |
||||||||
1 |
19180 |
73 |
9 |
6 |
4 |
8 |
3000 |
4100 |
|
||
2 |
16380 |
69 |
10 |
9 |
3 |
9 |
3035 |
3750 |
|
||
3 |
14260 |
63 |
11 |
8 |
8 |
10 |
3070 |
4600 |
|
||
4 |
12700 |
64 |
12 |
8 |
8 |
8 |
3105 |
4850 |
|
||
5 |
10970 |
73 |
9 |
6 |
4 |
8 |
3140 |
4098 |
|
||
6 |
15630 |
63 |
10 |
15 |
3 |
9 |
3175 |
4600 |
|
||
7 |
17200 |
73 |
11 |
4 |
2 |
10 |
3210 |
4650 |
|
||
8 |
12950 |
62 |
10 |
10 |
6 |
12 |
3245 |
3750 |
|
||
9 |
7563 |
67 |
9 |
9 |
4 |
11 |
3280 |
4100 |
|
||
10 |
13920 |
57 |
11 |
12 |
8 |
12 |
3315 |
4600 |
|
||
11 |
21000 |
56 |
14 |
11 |
9 |
10 |
3350 |
4750 |
|
||
12 |
21700 |
55 |
13 |
16 |
5 |
11 |
3385 |
4050 |
|
||
13 |
14700 |
68 |
11 |
9 |
3 |
9 |
3420 |
4150 |
|
||
14 |
26900 |
63 |
15 |
12 |
9 |
11 |
3455 |
4850 |
|||
15 |
17500 |
70 |
11 |
7 |
3 |
9 |
3490 |
3950 |
|
||
16 |
24700 |
61 |
13 |
9 |
7 |
10 |
3525 |
4100 |
|
||
17 |
11400 |
71 |
12 |
7 |
2 |
8 |
3560 |
4600 |
|
||
18 |
10900 |
69 |
10 |
11 |
3 |
7 |
3595 |
4750 |
|
||
19 |
11530 |
70 |
15 |
5 |
3 |
7 |
3630 |
4050 |
|
||
20 |
17262 |
66 |
12 |
8 |
8 |
6 |
3665 |
3750 |
|
||
21 |
9630 |
69 |
10 |
6 |
4 |
11 |
3700 |
4100 |
|
||
22 |
8720 |
61 |
9 |
10 |
11 |
9 |
3735 |
4600 |
|
||
23 |
11872 |
64 |
10 |
10 |
6 |
10 |
3770 |
4550 |
|
||
24 |
9872 |
72 |
12 |
5 |
2 |
9 |
3805 |
4025 |
|
||
25 |
15430 |
70 |
12 |
6 |
4 |
8 |
3840 |
4750 |
|
||
26 |
22540 |
54 |
15 |
10 |
12 |
9 |
3875 |
4600 |
|
||
27 |
15900 |
45 |
16 |
20 |
11 |
8 |
3910 |
4100 |
|
||
28 |
25900 |
70 |
11 |
7 |
2 |
10 |
3945 |
4025 |
|
||
29 |
13700 |
62 |
13 |
10 |
4 |
11 |
4015 |
4650 |
|||
30 |
21590 |
56 |
15 |
13 |
7 |
9 |
4050 |
4150 |
|||
31 |
14580 |
63 |
12 |
9 |
8 |
8 |
4085 |
3750 |
|||
|
Продолжение таблицы 1
Вариант энергообьединения |
Отпущено в отчетном году, тыс. мВт.ч. |
Потреблено отраслями народного хозяйства, % |
Потери в сетях |
Топливо |
||||||||||||
Цена франко-потребителя тенге/т.н.т |
Теплотворная способность ккал/кг.н.т |
|||||||||||||||
Промышленность |
Коммунально-бытовое хоз-во |
Сельское хоз-во |
Транспорт |
|||||||||||||
32 |
24600 |
64 |
9 |
10 |
5 |
12 |
4120 |
4750 |
|
|||||||
33 |
9500 |
69 |
12 |
8 |
2 |
9 |
4155 |
4100 |
|
|||||||
34 |
19200 |
63 |
10 |
10 |
6 |
11 |
4190 |
4050 |
||||||||
35 |
14830 |
71 |
11 |
7 |
2 |
9 |
4225 |
4150 |
||||||||
36 |
11800 |
69 |
9 |
6 |
4 |
12 |
4260 |
4600 |
||||||||
37 |
24483 |
63 |
15 |
7 |
7 |
8 |
4295 |
4100 |
||||||||
38 |
9880 |
69 |
9 |
9 |
3 |
10 |
4330 |
3750 |
||||||||
39 |
15990 |
62 |
12 |
10 |
5 |
11 |
4365 |
4150 |
||||||||
40 |
8050 |
68 |
9 |
12 |
2 |
9 |
4400 |
4025 |
||||||||
41 |
18050 |
34 |
20 |
20 |
16 |
10 |
4435 |
4600 |
||||||||
42 |
9740 |
67 |
14 |
7 |
2 |
10 |
4470 |
4150 |
||||||||
43 |
14000 |
65 |
15 |
8 |
4 |
8 |
4505 |
4750 |
||||||||
44 |
48050 |
56 |
10 |
10 |
12 |
12 |
4540 |
4100 |
||||||||
45 |
26030 |
65 |
9 |
8 |
7 |
11 |
4575 |
4150 |
||||||||
46 |
3520 |
60 |
12 |
10 |
8 |
10 |
4610 |
4600 |
||||||||
47 |
2570 |
42 |
18 |
12 |
16 |
12 |
4645 |
3790 |
||||||||
48 |
11200 |
66 |
5 |
5 |
13 |
11 |
4680 |
4850 |
||||||||
49 |
21750 |
72 |
7 |
8 |
3 |
10 |
4715 |
4025 |
||||||||
50 |
13500 |
60 |
13 |
7 |
8 |
12 |
4750 |
4100 |
||||||||
51 |
9540 |
45 |
8 |
27 |
9 |
11 |
4785 |
4600 |
||||||||
52 |
36800 |
64 |
7 |
11 |
8 |
10 |
4820 |
4850 |
||||||||
53 |
15360 |
67 |
10 |
5 |
3 |
15 |
4855 |
4100 |
||||||||
54 |
26470 |
58 |
8 |
10 |
12 |
12 |
4890 |
4751 |
||||||||
55 |
9765 |
42 |
17 |
21 |
10 |
10 |
4925 |
3750 |
||||||||
56 |
12300 |
45 |
11 |
30 |
2 |
12 |
4960 |
4025 |
||||||||
57 |
21120 |
62 |
9 |
10 |
6 |
13 |
4995 |
4100 |
||||||||
58 |
12600 |
63 |
11 |
14 |
2 |
10 |
4750 |
4150 |
||||||||
59 |
9300 |
56 |
10 |
17 |
6 |
11 |
4785 |
3951 |
||||||||
60 |
5330 |
40 |
10 |
17 |
21 |
12 |
4820 |
4600 |
||||||||
61 |
11030 |
51 |
22 |
7 |
8 |
12 |
4855 |
4750 |
||||||||
62 |
11670 |
70 |
13 |
5 |
3 |
9 |
4890 |
4026 |
||||||||
63 |
6670 |
47 |
18 |
20 |
6 |
9 |
4925 |
4850 |
||||||||
64 |
9670 |
61 |
10 |
12 |
9 |
8 |
4960 |
4025 |
||||||||
65 |
10700 |
65 |
12 |
7 |
6 |
10 |
4995 |
4100 |
||||||||
66 |
11910 |
65 |
17 |
5 |
3 |
10 |
3030 |
4750 |
||||||||
67 |
12050 |
57 |
15 |
12 |
5 |
11 |
3065 |
4600 |
||||||||
|
Окончание таблицы 1
Вариант энергообьединения |
Отпущено в отчетном году, тыс. мВт.ч. |
Потреблено отраслями народного хозяйства, % |
Потери в сетях |
Топливо |
|||||
Цена франко-потребителя тенге/т.н.т |
Теплотворная способность ккал /кг.н.т |
||||||||
Промышленность |
Коммунально-бытовое хоз-во |
Сельское хоз-во |
Транспорт |
||||||
|
68 |
13100 |
67 |
12 |
8 |
5 |
8 |
3100 |
3850 |
69 |
19180 |
60 |
11 |
13 |
4 |
12 |
4190 |
4100 |
70 |
16380 |
62 |
12 |
9 |
6 |
11 |
4225 |
3750 |
71 |
14260 |
38 |
27 |
13 |
12 |
10 |
4260 |
4600 |
72 |
12700 |
42 |
23 |
13 |
10 |
12 |
4295 |
4850 |
73 |
10970 |
48 |
19 |
15 |
8 |
10 |
4330 |
4098 |
74 |
15630 |
50 |
15 |
20 |
6 |
9 |
4365 |
4600 |
75 |
17200 |
47 |
14 |
21 |
7 |
11 |
4400 |
4650 |
76 |
12950 |
51 |
12 |
19 |
8 |
10 |
4435 |
3750 |
77 |
7563 |
55 |
7 |
25 |
5 |
8 |
4470 |
4100 |
78 |
13920 |
58 |
8 |
18 |
7 |
9 |
4505 |
4600 |
79 |
21000 |
56 |
16 |
15 |
4 |
9 |
4540 |
4750 |
80 |
21700 |
63 |
9 |
13 |
6 |
9 |
4575 |
4050 |
81 |
14700 |
67 |
9 |
11 |
5 |
8 |
4610 |
4150 |
82 |
26900 |
47 |
14 |
21 |
8 |
10 |
4645 |
4850 |
83 |
17500 |
40 |
10 |
25 |
14 |
11 |
4680 |
3950 |
84 |
24700 |
41 |
11 |
24 |
12 |
12 |
4715 |
4100 |
85 |
11400 |
42 |
12 |
23 |
16 |
7 |
4750 |
4600 |
86 |
10900 |
43 |
13 |
22 |
14 |
8 |
4785 |
4750 |
87 |
11530 |
44 |
14 |
21 |
12 |
9 |
4820 |
4050 |
88 |
17262 |
45 |
15 |
20 |
10 |
10 |
4855 |
3750 |
89 |
9630 |
46 |
16 |
19 |
8 |
11 |
4890 |
4100 |
90 |
8720 |
47 |
17 |
18 |
6 |
12 |
4925 |
4600 |
91 |
11872 |
48 |
18 |
17 |
4 |
13 |
4960 |
4550 |
92 |
9872 |
49 |
19 |
16 |
9 |
7 |
4995 |
4025 |
93 |
15430 |
50 |
20 |
15 |
7 |
8 |
4750 |
4750 |
94 |
22540 |
51 |
10 |
14 |
16 |
9 |
4785 |
4600 |
95 |
15900 |
52 |
11 |
13 |
14 |
10 |
4820 |
4100 |
96 |
25900 |
53 |
12 |
12 |
12 |
11 |
4855 |
4025 |
97 |
13700 |
54 |
13 |
11 |
10 |
12 |
4890 |
4650 |
98 |
21590 |
55 |
14 |
10 |
8 |
13 |
4925 |
4150 |
99 |
14580 |
50 |
15 |
20 |
6 |
9 |
4960 |
3750 |
100 |
22500 |
51 |
9 |
13 |
15 |
12 |
4980 |
4750 |
Таблица 2 – Число использования максимумов электрической нагрузки
Варианты |
Число часов использования эл. нагрузки по отраслям |
|||
Промышленность |
коммунально-бытовое хозяйство |
Сельское хозяйство |
Транспорт |
|
1,10,19,28,37,46,55,64,73,82,91 |
6000 |
3000 |
3400 |
4500 |
2,11,20,29,38,47,56,65,74,83,92 |
7000 |
3500 |
3600 |
5000 |
3,12,21,30,39,48,51,66,75,84,93 |
5500 |
3400 |
3500 |
4600 |
4,13,22,31,40,49,53,67,76,85,94 |
5500 |
3400 |
3500 |
4600 |
5,14,23,32,41,50,59,68,77,86,95 |
6900 |
3400 |
3500 |
6000 |
6,15,24,33,43,51,60,69,78,87,96 |
6800 |
3500 |
3600 |
6000 |
7,16,25,34,43,52,61,70,79,88,97 |
7000 |
3500 |
3600 |
6000 |
8,17,26,35,44,53,62,71,80,89,98 |
6500 |
3500 |
3600 |
5500 |
9,18,27,36,45,54,63,72,81,90,99 |
6000 |
3000 |
3400 |
5500 |
Таблица 3 – Типовые суточные графики электрической нагрузки народного хозяйства (в % от максимума)
Потребитель |
Часы суток |
0-4 |
4-8 |
8-12 |
12-16 |
16-20 |
20-24 |
Промышленность |
при: Тпр=5500-6000 Тпр=6100-6500 Тпр=6600-7000 |
22 65 60 |
27 70 80 |
100 100 90 |
80 95 100 |
65 90 85 |
45 80 60 |
Коммунально-бытовая |
Тн-б=до 3500 Тн-б=3500 и выше |
25 32 |
45 55 |
50 60 |
55 85 |
100 100 |
50 60 |
Сельское хозяйство |
Тс/ж=3400-3600 |
50 |
80 |
45 |
60 |
100 |
60 |
Транспорт |
Ттр=4000-5000 Ттр=5000-6500 |
12 22 |
27 27 |
80 80 |
100 100 |
35 65 |
5 45 |
Удельные капиталовложения в ГЭС на 1 кВт установленной мощности колеблются в пределах от 1200-1500 долларов США (в восточных районах), а в европейской части страны - 950-1200.
Таблица 4-Прогнозные тарифы НЭС и РЭК с 2012 года
|
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
Тариф KEGOC |
1,19- 1,98 |
1,31 – 2,18 |
1,44 – 2,40 |
1,59 -2,64 |
Тарифы РЭКов |
2,38 – 4,27 |
2,86 -4,7 |
3,15 -5,1 |
3,5 – 5,5 |
Торговая надбавка ЭСО |
0,36 – 0,82 |
0,38-0,87 |
0,40-0,92 |
0,42-0,97 |
Приложение Б
Данные для выбора оборудования
Стандартный ряд мощностей генераторов для ГЭС, МВт:
1, 1,6, 2,5, 4, 6,3, 10, 16, 25, 32, 40, 63, 80, 100, 125, 200, 250, 400
Таблица 1- Проектное значение удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию для турбин типа Р, βэотп г.у.т/кВт∙ч
Тип турбины |
Коэффициент среднегодовой загрузки |
||||
1,9 |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
0,8 |
|
Р-50-130-13 |
160 |
162 |
164 |
167 |
171 |
Р-100-130-15 |
157 |
159 |
161 |
163 |
167 |
Таблица 2– Паровые турбины типа Р
№ п/п |
Наименование |
Обозна-чение |
Ед. изм. |
Р-25-90/18 |
Р-50-130/13 |
Р-100-130/15 |
1 |
Электр. мощность: номинальная максимальная |
Nнт |
МВт МВт |
25 30 |
50 60 |
100 107 |
2 |
Расход свежего пара: номинальный максимальный |
Nмт |
т/ ч т/ ч |
255 284 |
370 480 |
760 |
3 |
Расход пара из противодавления, на произв. цели |
Днт |
т/ ч |
|
332 |
650 |
4 |
Отпуск теплоты из противо-давления, на произв. цели |
Дмт |
ГДж/ ч |
817 |
963,4 |
1950 |
5 |
Тип котла, устанавливаемого с турбиной |
Дпр |
|
Е-160-100 Е-220-100 |
Е-420-140 Е-500-140 |
Е-420-140 Е-500-140 |
6 |
Номинальная паропроизводительность котла |
Qпр |
т/ ч |
160 220 |
420 500 |
420 800 |
7 |
Количества котлов на 1 турбину |
Днк |
шт. |
|
1 |
2 1 |
8 |
Вид сжигаемого топлива |
nк |
|
Все виды топлива |
Уголь, газ, мазут |
|
Таблица 3– Проектное значение удельного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию для Трубин типа Т
|
Т-50/60-130 при N= 60 МBт |
T-110/120-130 при N=110MBт |
Т-175/210-130 при N=175 МВт |
Т-250/300-240 при N= 250 МВт |
||||||||
5500 |
6000 |
6500 |
5500 |
6000 |
6500 |
5500 |
6000 |
6500 |
5500 |
6000 |
6500 |
|
4000 |
247 |
263 |
263 |
244 |
253 |
260 |
237 |
245 |
252 |
227 |
232 |
237 |
4500 |
229 |
239 |
246 |
226 |
236 |
243 |
219 |
228 |
236 |
212 |
218 |
224 |
5000 |
211 |
222 |
233 |
206 |
219 |
229 |
202 |
213 |
221 |
196 |
205 |
212 |
5500 |
- |
193 |
206 |
- |
190 |
203 |
184 |
196 |
206 |
163 |
192 |
199 |
6000 |
- |
190 |
202 |
- |
187 |
199 |
- |
181 |
192 |
- |
178 |
187 |
6500 |
- |
- |
186 |
- |
- |
183 |
- |
178 |
189 |
- |
174 |
182 |
№ п/п |
Наименование |
Обозначение |
Ед. изм. |
Т-25/30-90 |
Т-50/60-130 |
Т-110/120-130 |
Т-175/210-130 |
Т-180/210-130 (с пром. перегревом) |
Т-250/300-240 (с пром. перегревом |
1 |
Эл. мощность номинальная максимальная |
Nнт Nмт |
МВт МВт |
25 25 |
50 60 |
100 120 |
175 175 |
180 210 |
250 300 |
2 |
Расход свежего пара на турбину номинальный максимальный |
Dнт Dмт |
т/ч т/ч |
129 159,8 |
245,2 265 |
441 480 |
745 760 |
656 670 |
950 960 |
3 |
Расход пара в отопительные отборы номинальный максимальный |
Dнст |
т/ч |
100 |
174 180 |
305 332 |
532 |
490 |
630 |
4 |
Отпуск теплоты в отопительные отборы номинальный максимальный |
Qнт |
ГДж/ч |
225 |
384,5 398 |
705 747 |
1132,3 |
1006 |
1382,7 1382,1 |
5 |
Тип котла устанавливаемого с турбиной |
|
|
Е-160-100 |
Е-210-140 Е-320-140 Е-500-140 |
Е-420-140 Е-480-140 |
Е-800-140 Е-420-140 |
Е-670-140 |
Пп-950-255 Пп-1000-255 |
6 |
Номинальная производительность |
Dнк |
т/ч |
160 |
210 320 |
420 480 500 |
800 420 |
670 |
950 1000 |
7 |
Количество кот-лов на турбину |
Nк |
Шт. |
1 |
1 1 |
1 2 1 |
1 1 |
1 |
1 1 |
8 |
Вид сжигаемого топлива |
|
|
Все виды топлива |
Кроме газа, мазута |
Все виды топлива |
Уголь, мазут, газ |
Уголь, мазут |
Кроме торфа, сланцев |
Таблица 4– Турбины паровые теплофикационные с отопительным отбором и конденсатором
Таблица 5– Проектное значение удельного расхода условного
топлива на отпущенную электроэнергию для турбин типа ПТ
|
ПТ-60/75-130/13 при N=60 МВт |
ПТ-80/100-130/13 при N=80 МВт |
ПТ-135/165-130/15 при N=135 МВт |
||||||
4500 |
5000 |
6000 |
4000 |
5000 |
6000 |
4000 |
5000 |
6000 |
|
4500 5000 5500 |
245 238 232 |
230 223 - |
213 206 - |
242 235 229 |
227 220 - |
210 203 - |
239 232 226 |
224 218 - |
207 201 - |
4500 5000 5500 |
248 242 236 |
233 227 218 |
218 212 - |
245 239 233 |
230 224 215 |
215 209 - |
242 236 230 |
227 221 213 |
212 207 - |
Окончание таблицы 5
|
ПТ-60/75-130/13 при N=60 МВт |
ПТ-80/100-130/13 при N=80 МВт |
ПТ-135/165-130/15 при N=135 МВт |
||||||
4500 |
5000 |
6000 |
4000 |
5000 |
6000 |
4000 |
5000 |
6000 |
|
6000 |
230 |
212 |
- |
227 |
- |
- |
224 |
205 |
- |
4500 5000 5500 6000 |
251 245 239 233 |
236 230 225 219 |
223 218 212 206 |
248 242 236 230 |
233 227 222 216 |
220 215 209 203 |
244 239 233 227 |
230 224 219 213 |
217 212 206 201 |
4500 5000 5500 6000 |
253 250 244 240 |
240 234 230 224 |
227 222 217 212 |
250 247 241 236 |
237 231 226 221 |
224 219 214 209 |
246 241 236 230 |
234 226 223 218 |
221 216 211 206 |
№ п/п |
Наименование |
Обозначение |
Ед. изм. |
ПТ-25/30-90/10 |
ПТ-50/60-90/13 |
ПТ-50/60-130/7 |
ПТ-60/75-130/13 |
ПТ-80/100-130/13 |
ПТ-135/165-130/15 |
1 |
Эл. мощность: номинальная максимальная |
|
МВт МВт |
25 30 |
50 60 |
50 60 |
60 75 |
80 100 |
135 165 |
2 |
Расход свежего пара на турбину: номинальный максимальный |
D |
Т/ч Т/ч |
160 190 |
337,5 390,6 385 |
274 300 |
351 392 |
470 470 |
739 760 |
3 |
Номинальный расход пара в отбор: производственный отопительный |
D |
Т/ч Т/ч |
70 53 |
140 - 165 100 - 115 |
118 76 |
140 100 |
185 120 |
320 210 |
4 |
Номинальный расход теплоты в отбор: Производственный отопительный |
Q
|
ГДж/ч
ГДж/ч |
182
117 |
364 – 429 365 220 253 |
306,8
167 |
364
220 |
481
268 |
832
461 |
5 |
Тип котла, комплектного к турбине |
|
|
Е-220-100 |
Е-220-100 |
Е-220-100 |
Е-220-100 |
Е-220-100 |
Е-220-100 |
6 |
Номинальная паропроизводительность котла |
Днк |
т/ч |
220 |
220 |
220 |
220 |
220 |
220 |
7 |
Количество котлов на 1 турбину |
nк |
шт |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
8 |
Вид сжигаемого топлива |
|
|
Все виды топлива |
Все виды топлива |
Все виды топлива |
Все виды топлива |
Все виды топлива |
Все виды топлива |
Таблица 6– Турбины паровые теплофикационные с конденсатором, имеющие производственные и отопительные отборы пара
Приложение В
Модель энергосистемы
Таблица 1– Области применения воздушных ЛЭП переменного тока высокого напряжения
Uн, кВ |
Передаваемая мощность на цепь, мВт |
Длина линии, км |
Сечение линии, мм2 |
35 |
5 - 15 |
60 - 30 |
70-150 |
110 |
25 - 50 |
150 - 50 |
70-240 |
220 |
100 - 200 |
250 - 150 |
240 и выше |
330 |
300 - 400 |
300 - 200 |
240 и выше |
500 |
700 - 900 |
1200 - 800 |
300-500 |
750 |
1800 - 2200 |
2000 - 1200 |
400 |
Таблица 2– Действующие и прогнозные тарифы ЭС РК
Группа |
Базовый тариф |
Предельные тарифы по годам |
|||
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||
1-группа (ЭГРЭС-1,2, ЕЭК) |
3,5 |
6,5 |
7,3 |
8,0 |
8,8 |
2-группа (ЖГРЭС) |
5,9 |
7,9 |
8,3 |
8,5 |
8,7 |
3-группа (КарТЭЦ-1-3,Павл ТЭЦ-1,3, УКТЭЦ, Астана-Энергия ТЭЦ1,2) |
3,6 |
5,9 |
6,4 |
6,9 |
7,5 |
4-группа (Кар.ГРЭС-2, Пав.ТЭЦ-2, Балхаш, Жезказг. ТЭЦ) |
3,25 |
4,55 |
5,1 |
5,5 |
6,0 |
5-группа (Петропавл. ТЭЦ, Риддер. ТЭЦ, Рудненс. ТЭЦ) |
3,0 |
5,45 |
6,25 |
7,15 |
8,05 |
6-группа Согр.ТЭЦ, КарГРЭС-1, Степн. ТЭЦ |
5,51 |
7,9 |
8,1 |
8,2 |
8,3 |
7-группа (Шымк.ТЭЦ-3, Атырау, Актобе, Жамб.ТЭЦ-4, Кзылорд. ТЭЦ) |
4,7 |
6,3 |
6,7 |
7,0 |
7,3 |
8-группа (Кентау ТЭЦ, Текел. ТЭЦ, Шахт ТЭЦ, Экиб. ТЭЦ) |
3,8 |
5,98 |
6,6 |
7,2 |
7,5 |
9-группа (Аркалык. ТЭЦ, Кустан. ТЭЦ, Уральская ТЭЦ) |
4,89 |
6,28 |
6,7 |
7,12 |
7,6 |
10-группа «АлЭС» |
4,38 |
7,4 |
7,8 |
8,2 |
8,6 |
11-группа «МАЭК» |
7,23 |
7,23 |
7,23 |
7,23 |
7,83 |
12-группа ГТЭС (Актурбо, Жанажолская) |
4,1 |
7,0 |
7,7 |
8,4 |
8,8 |
13-группа ГЭС (Бухтарм., Усть-Каменог., Шульбинская, Шардар.) |
2,7 |
3,63 |
3,9 |
4,3 |
4,5 |
Приложение Г
Пример выполнения расчётной части расчётно-графической работы
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
7.2 Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний
7.3 Проведение прогнозных расчётов по экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потребителей в условиях функционирования спот-рынка в режиме часовой торговли электроэнергией
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Продолжение приложения Г
Список литературы
1. Хохлов В. Х. и др. Экономика строительства и эксплуатации электрических сетей. – М.: Высшая школа, 1976.
2. Лапицкий В. И. Организация и планирование энергетики – М.: Высшая школа, 1979.
3. Прузнер С. Л., Златопольский А. Н., Журавлев В. Г. Организация, планирование и управление энергетическими предприятиями – М.: Высшая школа, 1981.
4. Качан А. Д., Яковлев Б. В. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС – Минск, 1982.
5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под редакцией Рокотяна С. С. и Шапиро И. М. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
6. Основы управления энергетическим производством. /Под редакцией Окорокова В. Р. – М.: Высшая школа, 1987.
7. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. – М.: Энергоатомиздат., 1987.
8. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы. – М.: Энергоатомиздат., 1989.
9. Концепция развития электроэнергетики Казахстана. Алматы: Институт Энергия, 1995.
10. Формирование цен на электроэнергию в Казахстане. Проект отчета. – Алматы, 1996.
11. Рогалев Н. Д. Экономика энергетики. Учебное пособие для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2005. – 288с.
12. Дукенбаев К. Д. Энергетика Казахстана. Условия и механизмы ее устойчивого развития. Второе издание. – Алматы, 2004. – 604 с.
13. Дукенбаев К. Д. Энергетика Казахстана. Движение к рынку. – Алматы: Гылым, 1998. – 584с.
14. Дукенбаев К. Д, Доронин А. Рынок электрической энергии и мощности. Динамика развития. – Алматы, 2002. – 41 с.
15. Тукенов А. А. Рынок электрической энергии в Казахстане. Журнал «Энергетика и топливные ресурсы Казахстана» №6, 7. 2002.
16. Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. Отраслевой квартальный журнал. С 2005 года.
17. Приказ №228-ОД от 29 августа 2007 года «Об утверждении Правил организации и функционирования централизованных торгов электрической энергии в Республике Казахстан».
18. Методические указания по проведению централизованных спот–торгов электрической энергией в течение операционных суток. Утверждены приказом № 13 от 29 февраля 2008 года АО «КОРЭМ».
Сводный план 2011 г., поз. 44