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 = ∑NТЭЦd         - 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 = Uп.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.


Приложение А

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 3Проектное 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

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


N
N

 

МВт

МВт

 

25

30

 

50

60

 

50

60

 

60

75

 

80

100

 

135

165

2

Расход свежего пара на турбину:

номинальный

максимальный

 

 

D
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
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


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