Баланс мощностей

Таблица 8 – Баланс мощностей по сетям

Э.С. Отп. Мощ., МВт Потребитель Мощность, МВт Цена 1 кВт от Э.С.,тенге/кВтч Тариф РЭК,тенге/кВтч Тариф НЭС,тенге/кВтч Итоговая цена, тенге/кВтч Стоимость, тенге
КЭС2 КОП 2 5,61-5,9 (5,76) - 2,2 7,96
КОП 1 4,58-8,36 (6,47) - 2,2 8,67
КОП 3 4,77-8,36 (6,57) - 2,2 8,77
РЭК 3 Пр. 5,61 3,8 2,2 11,61
РЭК 2 Пр. 5,9 3,7 2,2 11,8
КЭС1 РЭК 3 Сх. 5,61 3,8 2,2 11,61
РЭК 2 Сх. 5,9 3,7 2,2 11,8
РЭК 1 Пр. 4,58 3,6 2,2 10,38
РЭК 6 Пр. 8,36 3,5 2,2 14,06
РЭК 3 Пот. 5,61 3,8 2,2 11,61
РЭК 5 Пр. 4,77 3,55 2,2 10,52
ТЭЦ1 РЭК 3 Тр. 5,61 3,8 2,2 11,61
РЭК 3 Ком. 5,61 3,8 2,2 11,61
РЭК 1 Сх. 4,58 3,6 2,2 10,38
РЭК 7 Пр. 8,47 3,6 2,2 14,27
РЭК 2 Пот. 5,9 3,7 2,2 11,8
РЭК 6 Сх. 8,36 3,5 2,2 14,06
ГЭС2 РЭК 4 Пр. 4,97 3,6 2,2 10,77
РЭК 5 Сх. 4,77 3,55 2,2 10,52
РЭК 2 Тр. 5,9 3,7 2,2 11,8
РЭК 2 Ком. 5,9 3,7 2,2 11,8
РЭК 7 Сх. 8,47 3,6 2,2 14,27
РЭК 4 Сх. 4,97 3,5 2,2 10,67
ТЭЦ2 РЭК 1 Пот. 4,58 3,6 2,2 10,38
РЭК 6 Пот. 8,36 3,5 2,2 14,06
РЭК 1 Тр. 4,58 3,6 2,2 10,38
РЭК 1 Ком. 4,58 3,6 2,2 10,38
РЭК 6 Тр. 8,36 3,5 2,2 14,06
РЭК 5 Пот. 4,77 3,55 2,2 10,52
ГЭС1 РЭК 6 Ком. 8,36 3,5 2,2 14,06
РЭК 5 Тр. 4,77 3,55 2,2 10,52
РЭК 7 Пот. 8,47 3,6 2,2 14,27
РЭК 5 Ком. 4,77 3,55 2,2 10,52
РЭК 4 Пот. 4,97 3,5 2,2 10,67
РЭК 7 Тр. 8,47 3,5 2,2 14,17
ТЭЦ3 РЭК 7 Ком. 8,47 3,6 2,2 14,27
РЭК 4 Ком. 4,97 3,5 2,2 10,67
РЭК 4 Тр. 4,97 3,5 2,2 10,67
МОП 1 8,47 - 2,2 10,67
МОП 2 8,47 - 2,2 10,67
МОП 3 8,47 - 2,2 10,67
ИТОГО ИТОГО       ИТОГО

 

Таблица 6,2 – Баланс связи по сетям

return false">ссылка скрыта
Э.С. Отп. Мощ., МВт Связи Потребитель Мощность
КЭС2   КОП 2
КОП 1
КОП 3
РЭК 3 Пр.
РЭК 2 Пр.
КЭС1 РЭК 3 Сх.
РЭК 2 Сх.
РЭК 1 Пр.
РЭК 6 Пр.
РЭК 3 Пот.
РЭК 5 Пр.
ТЭЦ1 РЭК 3 Тр.
РЭК 3 Ком.
РЭК 1 Сх.
РЭК 7 Пр.
РЭК 2 Пот.
РЭК 6 Сх.
ГЭС2 РЭК 4 Пр.
РЭК 5 Сх.
РЭК 2 Тр.
РЭК 2 Ком.
РЭК 7 Сх.
РЭК 4 Сх.
ТЭЦ2 РЭК 1 Пот.
РЭК 6 Пот.
РЭК 1 Тр.
РЭК 1 Ком.
РЭК 6 Тр.
РЭК 5 Пот.
ГЭС1 РЭК 6 Ком.
РЭК 5 Тр.
РЭК 7 Пот.
РЭК 5 Ком.
РЭК 4 Пот.
РЭК 7 Тр.
ТЭЦ3 РЭК 7 Ком.
РЭК 4 Ком.
РЭК 4 Тр.
МОП 1
МОП 2
МОП 3
ИТОГО   ИТОГО

Вывод

 

Результатами выполнения данной расчётно-графической работы стало получение навыков определния основных технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний в условиях рынка. Были выполнены следующие задачи: определение годовой потребности в электроэнергии заданного региона, построение зимнего и летнего суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы, определение максимальной величины мощности электростанций энергосистемы и выбор основного оборудования на различных типах станций для покрытия нагрузки региона в РГР №1; 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) в РГР №2; определение субъектов на оптовом и розничных рынках (количество оптовых и розничных потребителей), составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний, проведение прогнозных расчётов на базе экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потребителей в условиях функционирования спот-рынка на день вперёд и в режиме реального времени в торговой системе в РГР №3.

В результате проведенной работы сделаны следующие выводы:

1. По суммарному графику определил пик зимней нагрузки – 2129,123 МВт (16-20ч);

2. Расчеты показывают, что среди 7 электростанций расчетного региона наиболее низкая себестоимость электроэнергии – на ТЭЦ: 4,58-4,97 тенге/кВтч, а наиболее высокая себестоимость на ГЭС: 8,36-8,47 тенге/кВтч;

3. Величина покупки электроэнергии на торгах у ЭПО будет находиться в диапазоне от 4,58-8,47 тенге/кВтч;

4. Стоимость услуг по передаче электроэнергии розничным потребителям, которые оказывают РЭКи, равна 3,5-5 тенге/кВтч;

5. Услуги, оказываемые НЭС, включают в себя передачу, диспетчеризацию и балансировку мощности и их цена составляет 2,2 тенге/кВтч. Она едина для всей территории Казахстана. Конечные цены у потребителя рассчитаны для 4-х часового интервала в период максимум нагрузок региона с учетом производства, передачи и распределения мощности и составляют: для КРП – минимум 10,38 и максимум 14,17 тенге/кВтч. Оптовые потребители, подключенные глубоким вводом к сетям НЭС, имеют следующие конечные тарифы: для МОП – 10,67 тенге/кВтч, для КОП – минимум 7,96 и максимум 8,77 тенге/кВтч.

 

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. – 604с;

13. Дукенбаев К.Д. Энергетика Казахстана. Движение к рынку. 1569435861782" data-ad-slot="9319239531">