Определение основных технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний в условиях рынка

Размещено на http://www.allbest.ru/

Некоммерческое акционерное общество

«АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ»

Кафедра «Экономики, организации и управления производством»

Контрольная работа

Определение основных технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний в условиях рынка

Специальность: 050718 Электроэнергетика

Выполнил: Сейденов Д.

Вариант №16

Руководитель: Жакупов А.А.

Алматы 2021

Содержание

электростанция мощность сеть

Введение

1 Исходные данные

2 Определение годовой потребности в электроэнергии

3Построение зимнего и летнего суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы

4 Определение максимальной величины мощности электростанций энергосистемы и выбор генераторов электроэнергии на различных типах станций для покрытия нагрузки региона

5 Определение долевого участия электростанций в покрытии графика нагрузок и построение суточных рабочих графиков ЭПО

6 Расчет распределения мощности в сетях РЭК и НЭС

7 Расчет себестоимости электроэнергии

8 Построение графика зависимости мощность/цена

9 Определение цены для каждого потребителя

Заключение

Список литературы

Введение

Энергетика Казахстана работает с помощью старой техники, а цены на электроэнергию в различных регионах для социально защищенных слоев населения высокие.

Однако уже сейчас в Казахстане панируются значительные инвестиции в энергетику, такие как постройка атомной электростанции, возведение новых линий электропередач. Таким образом в стране увеличится количество поставщиков электроэнергии. В РГР будет симулированы экономические взаимоотношения между участниками рынка электроэнергии и мощности в Казахстане.

Цель РГР состоит в том, чтобы показать возможности потребителей к покупке электроэнергии по ценам ниже действующих в РК.

1.Исходные данные

Энергопотребление рынка

Доля потребления отрасли и число часов использования максимума мощности

Типовой суточный график использования максимальной мощности по отраслям

Отпускные тарифы на электроэнергию

Мощность, выдаваемая в РЭК и НЭС

Удельные капитальные затраты на ГЭС

2. Определение годовой потребности в электроэнергии

Суммарная годовая потребность в электрической энергии на планируемый год в установившейся энергосистеме определяется на основе:

Э = Э_пр+ Э_кб + Э_сх + Э_тр + Э_сет(1)

где Э_пр - промышленности;

Э_кб - коммунально-бытовым потребителям;

Э_сх - сельскохозяйственному производству;

Э_тр - электрифицированному транспорту_;

Э_сет- потери электроэнергии в сетях.

Таблица

Потребители	МВт
Эпр=24 700 000•0,61	15 067 000
Эпр=24 700 000•0,13	3 211 000
Эсх=24 700 000•0,09	2 223 000
Этр=24 700 000•0,07	1 729 000
Эпот=24 700 000•0,1	2 470 000
Эобщ	24 700 000

3. Построение зимнего и летнего суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы

Годовой (зимний) суточный максимум электрической нагрузки для каждой отрасли определяется:

, (2)

где- величина годового электропотребления данной отрасли;

- годовое число часов использования максимумов электрической нагрузки для данной отрасли.

Зимний суточный максимум потребления по отраслям, Рмах=Э/hмах

Отрасль	МВт
Рmaxпр.=Эпр/hпр.	2 152,43
Рmaxкх=Экх./hкх	917,43
Рmaxсх.=Эсх./hсх	617,5
Рmaxтр=Этр/hтр	288,17
Рmaxпот.=Эпот./T

Летний максимум электрической нагрузки обычно принимают равным 75% от зимнего максимума.

Отрасль	МВт
Рmaxпр.=Эпр/hпр.	1 614,32
Рmaxкх=Экх./hкх	688,07
Рmaxсх.=Эсх./hсх	463,13
Рmaxтр=Этр/hтр	216,13
Рmaxпот.=Эпот./T

Для нахождения нагрузки в том или ином интервале времени необходимо суточный максимум потребления определенной отрасли умножить на типовой суточный график использования максимальной мощности данной отрасли в данный интервал времени.

Суточные графики нагрузок строятся для каждй отрасли, затем суммируются.

Зимний суточный графики нагрузки

Летний суточный графики нагрузки

4. Определение максимальной величины мощности электростанций энергосистемы и выбор генераторов электроэнергии на различных типах станций для покрытия нагрузки региона

В нашей РГР учитываю три типа электростанций: ГЭС, ТЭЦ, КЭС. ГЭС покрывает только пиковую нагрузку. Для определения покрытия пиковой нагрузки ГЭС воспользуемся формулой:

N_ГЭС = 1,15N_уст*1,1*1,015

Где N_уст - разность между часовым максимумом нагрузки и следующей ступени нагрузки по суммарному графику нагрузки;

1,15 - резервная мощность

1,015 - собственные нужды

1,1 - 10% мощности ГЭС вырабатывает при обязательном спуске воды.

Мощность ТЭЦ берем как 35% от часового максимума нагрузки по графику, т.к. величина промышленной нагрузки превышает 50%.

КЭС покрывает остальную часть требуемой мощности.

Мощность с учетом резерва и расхода на собственные нужды

Выбор оборудования

5. Определение долевого участия электростанций в покрытии графика нагрузок и построение суточных рабочих графиков ЭПО

Долевое участие ГЭС определяется как:

D_ГЭС = ?N_ГЭС •d - N_СН(3)

где ? N_ГЭС - суммарная мощность ГЭС ЭО;

d - доля данной ГЭС в сумме мощностей ГЭС ЭО. d = N_ГЭС / ? N_ГЭС;

N_СН - мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции. Для ТЭЦ и КЭС собственные нужды в рабочем графике не учитываем.

Для ТЭЦ:

D_ТЭЦ = ?N_ТЭЦ • d- N_СН(4)

где ? N_ТЭЦ - суммарная мощность ТЭЦ ЭО;

d - доля данной ТЭЦ в сумме мощностей ТЭЦ ЭО;

N_СН - мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции.

Для КЭС:

D_КЭС = (N_наг - ? D_ГЭС - ? D_ТЭЦ) • d(5)

где N_наг - мощность нагрузки в данный момент времени;

d - доля данной КЭС в сумме мощностей КЭС ЭО;

N_СН - мощность, расходуемая на собственные нужды электростанции в текущий момент времени.

Суточные рабочие графики электростанций в зимний максимум



Суточные графики мощности электростанциями в летний максимум

6.Расчет распределения мощности в сетях РЭК и НЭС

На основании проведённых расчётов необходимо построить упрощённую имитационную модель энергосистемы с указанием всех субъектов рынка электроэнергии, их взаиморасположение и мощности, а так же 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 присутствуют МОП и КОП;

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 некоторое количество энергопроизводящих организаций (7 или 8 электростанций разных типов), подстанций межрегиональной энергопередающей организации (НЭС) и потребителей различных типов (28 или 32 МРП, 28 или 32 КРП, 3 МОП и 3 КОП).

Распределение мощности в сетях РЭК, МВт

Распределение мощностей в сети НЭС, МВт

7. Расчет себестоимости электроэнергии

Полная себестоимость электроэнергии - это годовые издержки знергосистемы по производству U_ст, оказанию услуг по передаче электроэнергии U_сет. и внепроизводственных затрат U_пр.

U = U_ст + U_сет. + U_пр. тыс.тенге/год (6)

Годовые вздержки элекростанций определяются как сумма издержек по отдельным электростанциям, учитывающих расходы за топливо U_т, заработную плату U_з.п., амортизацию основных фондов U_а, текущий ремонт U_т.р, общестанционные нужды U_общ:

U_ст._= ( U_т + U_з.п.+U_а + U_т.р+ U_общ) тыс.тенге/год (7)

Издержки топлива на тепловых ЭПО определятся как:

U_т = Э_ос^т • В_уд • (7000/Q_п^н) • Ц_Т тыс.тенге/год (8)

где Э_ос^т - полезный отпуск электроэнергии электростанциями, кВт.ч

Q_п^н - теплотворная способность топлива, Ккал/кг (приложение 1);

Ц_Т - цена тонны топлива франко-потребителя, тенге/тн;

В_уд - средний удельный расход условного топлива на единицу выработанной ЭЭ электростанциями, г. у.т /кВт.ч.

При определении В_уд 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:

в_уд = 0,124/з_КЭС , (9)

Для КЭС КПД берем в пределах от 0,25 до 0,3 в провале и от 0,37 до 0,43 в пике. КПД для ТЭЦ берем в пределах от 0,45 до 0,5 не зависимо от времени суток, т.к. ТЭЦ в данной РГР работает в постоянном режиме выдачи мощности. КПД электростанции в летний период падает на 25%.

Определение отпускной цены с шин тепловых электростанций.

Себестоимость производства на ГЭС (Sгэс=Zам+Zпр)

Кгэс=Куд*Nгэс

Zам=Кгэс*Но

Себестоимость ЭЭ на ГЭС

8. Построение графика зависимости мощность/цена

9. Определение цены для каждого потребителя

На основании проведённых расчётов необходимо построить упрощённую имитационную модель энергосистемы с указанием всех субъектов рынка электроэнергии, их взаиморасположение и мощности, а так же составить таблицу, в которой представить расчётные данные, полученные при составлении баланса мощности в энергосистеме расчётного региона.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Заключение

В ходе работы можно выделить следующее:

1. На базе условий энергосистемы следовало определить цены у электростанций (8шт). Самая низкая себестоимость на ТЭЦ2 - 2,82тг. самая высокая на ГЭС 2 -13,88тг.

2. Таким образом, величина покупки электроэнергии на торгах у ЭПО будет находиться в диапазоне от 2,82 до 13,88тг.

3. РЭКи оказывают услуги по передаче электроэнергии до розничных потребителей и лежат в диапазоне от 1,5 до 3,5 тг/кВт*ч.

4. Оплата услуг НЭС включает в себя услуги по передаче, диспетчеризации и балансировании мощности и составляет 0,94тг. Она едина для всей территории Казахстана. Конечные цены у потребителя рассчитаны с учетом производства, передачи и распределения. Они составляют для МРП минимум 6,3 и максимум 7,7 тг. за кВт*ч. Для КРП минимум 5,9 и максимум 17,3 тг. за кВт*ч. Потребители оптовые, подключенные глубоким вводом к сетям НЭС имеют конечные тарифы для МОП минимум 4,24 и максимум 4,24 и максимум 4,34 тг. за кВт*ч и для КОП минимум 4,24 и максимум 6,82 тг. за кВт*ч.

5. Услуги по организации и проведению электронных торгов были произведены с помощью АО КОРЭМ.

В результате выполненной работы были исследован метод определения стоимости электроэнергии у потребителя и изучены особенности функционирования рынка электроэнергии в РК.

Список литературы

1. Хохлов В.Х. и др. Экономика строительства и эксплуатации электрических сетей. - М. Высшая школа, 1976г.

2. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики - М. Высшая школа, 1979г.

3. Прузнер С.Л., Златопольский А.Н., Журавлев В.Г. Организация, планирование и управление энергетическими предприятиями - М. Высшая школа, 1981г.

4. Качан А.Д., Яковлев Б.В. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС. Минск, 1982г.

5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под редакцией Рокотяна С.С. и Шапиро И.М.-М. Энергоатомиздат, 1985г.

6. Основы управления энергетическим производством. /Под редакцией Окорокова В.Р.-М. Высшая школа, 1987.г.

7. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. - М. Энергоатомиздат., 1987г.

8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электричегская часть электростанций и подстанций. Справочные материалы. - М. Энергоатомиздат., 1989г.

9. Концепция развития электроэнергетики Казахстана. Институт Энергия, 1995г.

10. Формирование цен на электроэнергию в Казахстане. Проект отчета. Алматы, 1996г.

11. Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. Отраслевой квартальный журнал.С 2005года.

Размещено на Allbest.ru

...