Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Организация энергетического рынка. Учебное пособие
.pdf
Вариант № 1 Вариант № 2
160
150
90
50
Э, МВт · ч
50 % 75 %
Э, МВт · ч
80 % 90 %
Вариант № 3 Вариант № 4
80
70
Э, МВт · ч
60 % 85 %
50
40
70 %
Э, МВт · ч
80 %
Рис. 15. Варианты ценовых заявок ГЭС
Вариант № 1 Вариант № 2
750
650
400
Э, МВт · ч
50 % 70 %
750
650
450
Э, МВт · ч
40 % 90 %
Вариант № 3 Вариант № 4
750
700
800
750
400
400
Э, МВт · ч
60 % 80 %
30 % 80 %
Рис. 16. Варианты ценовых заявок ТЭЦ (лето)
51
Э, МВт · ч
Вариант № 1 Вариант № 2
800
750
950
750
350
Э, МВт · ч
300
Э, МВт · ч
Вариант № 3 Вариант № 4
950
800
300
Э, МВт · ч
1000
800
300
Э, МВт · ч
Рис. 17. Варианты ценовых заявок ТЭЦ (зима)
Таблица 3
Цена по ДД
Продавец по ДД До 50 МВт 50 – 100 МВт Свыше 100 МВт
ТЭЦ 1 300 руб/МВт · ч 280 руб/МВт · ч 270 руб/МВт · ч
ТЭЦ 2 250 руб/МВт · ч 240 руб/МВт · ч 230 руб/МВт · ч
КЭС 200 руб/МВт · ч 200 руб/МВт · ч 180 руб/МВт · ч
АЭС 100 руб/МВт · ч 100 руб/МВт · ч 90 руб/МВт · ч
ГЭС 100 руб/МВт · ч 100 руб/МВт · ч 90 руб/МВт · ч
2.1.5. ПОРЯДОК РАСЧЕТА
Для проведения расчета стоимости мощности студентам предлагается рассмотреть два месяца – летний и зимний. Расчеты должны
проводиться с позиции одностороннего маржинального аукциона КОМ
для всех «старых» генерирующих единиц мощности с последующей
корректировкой КОМ с учетом вынужденной генерации и ДПМ.
52
Последовательность проведения расчетов
1. Определить максимальную нагрузку потребителей в зимний и
зим лет
летний день
2. Выделить долю нагрузки по РД
рования.
3.
Произвольно задать производителей, обеспечивающих РД
i
N
действующих ГЕМ
лагаемую мощность
чения будут различаться из-за программы ремонтов в разные периоды
года и величин мощности, обеспечивающих РД. Сформировать заявки
по каждой ГЕМ для зимнего и летнего дня
ДПМ вносятся в аукцион с нулевой ценой.
личины вынужденной мощности вносятся в аукцион с нулевой ценой.
летний месяцы
затрат по ДПМ и вынужденной генерации.
летний месяцы
.
РД
4.
Определить стоимость мощности в зимний и летний месяцы
зим лет
,ЦЦ
РД РД
5.
Определить величину установленной и свободной мощности
6.
Построить расчетную модель КОМ (предварительную).
Определить величину мощности по ДПМ при их наличии
7.
i
N . Сформировать заявки по ДПМ
ДПМ
Определить величину вынужденной мощности
8.
Скорректировать расчетную модель КОМ.
9.
10.
Нанести на КОМ значение
11.
По модели КОМ определить стоимость мощности в зимний и
12.
Скорректировать стоимость мощности на величину компенсации
13.
Определить окончательную стоимость мощности в зимний и
,РР
макс макс
как средневзвешенное значение.
°зим °лет
Ц, Ц
КОМ КОМ
зим лет
Ц, Ц
КОМ КОМ
с учетом резервирования.
ii
,
NN
усвоб
,NN
у
и суммарную установленную и распо-
для летнего и зимнего месяцев. Зна-
своб
зим лет
макс макс
.
.
зим лет
РД РД
ЦiN .
ЦiN
иРР
,РР с учетом резерви-
своб
ДПМ
.
. Все величины
i
N
. Все ве-
ВР
53
14. Построить торговый график мощности для года (6 месяцев зимы
j
j
j
и 6 месяцев лета) с учетом цены мощности по РД и КОМ.
Сформировать перечень ГЕМ прошедших КОМ, остальные ГЕМ
15.
в дальнейших расчетах не участвуют.
Для определения
стоимости электроэнергии студентам необхо-
димо также рассмотреть два типовых месяца – летний и зимний.
Последовательность проведения расчетов
Составить перечень генераторов, которые будут участвовать в
1.
рынке электроэнергии (внести ограничения на неотобранные в КОМ
мощности, ремонты и т. д.), i.
Построить графики нагрузки потребителей.
2.
Определить величину энергии, которую нужно купить по РД
3.
Э
.
РД
i
Сформировать перечень генераторов, обеспечивающих РД
4.
(в первую очередь загружаются генераторы, которые имеют
Рассчитать стоимость РД как средневзвешенную цену из нижних
5.
Э
РД
i
N
.
РД
ступеней заявок генераторов, обеспечивающих РД.
Определить величину энергии, которую можно продать по ДД
6.
i
Э
генераторам
Определить величину энергии, которую можно купить по ДД
7.
Э
ЭСК
8.
.
ДД
Произвольно составить ДД (выбрать контрагентов, определить
цены и объемы)
9.
Для каждого потребителя построить ценовые заявки на РСВ
Э
, на объемы энергии, не приобретенные по РД и ДД.
РСВ
Для каждого производителя построить ценовые заявки на РСВ
10.
i
Э
, на объемы энергии, не проданные по РД и ДД.
РСВ
11.
Провести маржинальный аукцион и определить цену РСВ
Определить цену БР
12.
.
ДД
i
Э~Э
ДД
.
ДД
Ц.
БР
Ц.
РСВ
54
2.1.6. ПРИМЕР РАСЧЕТОВ ОТДЕЛЬНЫХ
ЭТАПОВ КУРСОВОЙ РАБОТЫ
Исходные условия примера:
Величина условно-постоянных
затрат, тыс. руб/МВт
ТЭЦ КЭС ГЭС
2 · 250
ГЕМ 1 – 220
ГЕМ 2 – 230
3 · 300
ГЕМ 1 – 150
ГЕМ 2 – 160
ГЕМ 3 – 160
1 · 450
140
Структура у генераторов:
КЭС ТЭЦ зима
450
350
300
Э, МВт · ч
20 %
ГЭС 1 ГЭС нов
160
150
75 %
Коэффи-
циент
резерви-
рования
1,1
План прове-
дения ре-
монта
в летний
период
ТЭЦ: ГЕМ 2
КЭС: ГЕМ 1
800
750
350
90
50
Наличие новой
генерации (ввод
зимой)
ГЭС (400 МВт)
Цена =
= 250 тыс. руб/МВт
Э, МВт · ч
30 %
65 %
Наличие
вынужденной генера-
ции
Зима:
ТЭЦ – 50 %
50 %
Э, МВт · ч
75 %
80 %
Э, МВт · ч
Данные о графиках нагрузки потребителей
Интервал времени 0–8 8–18 18–24 Номер заявки на РСВ
ЭСК №1 250 600 500 1
ЭСК №2 650 800 750 2
ЭСК №3 300 200 300 3
ЭСК №4 150 300 200 4
Доля РД – 100% ЭСК № 4.
Объем ДД = 2400 МВт · ч.
55
Расчет стоимости мощности для зимнего периода
Р
Максимальная нагрузка ЭЭС достигается в период времени с
1.
8…18 ч. Поэтому расчет максимумов будет проводиться следующим
образом:
зим
макс
i
NN
2.
РД КЭС 3
зим
Ц160 тыс.руб/МВт
3.
РД
Ценовые заявки производителей:
4.
(600 800 200)1,1 1760Р
300 160
= 300 МВт.
300
МВт,
.
зим
РД
300Р
МВт.
Зима
№
п/п
1.1 ТЭЦ 1 250 250 220 125 по ВР
1.2 ТЭЦ 2 250 250 230 125 по ВР
2.1 КЭС 1 300 300 150
2.2 КЭС 2 300 300 160
3 ГЭС 450 450 140
4 ГЭС нов. 400 400 250 400 по ДПМ
Итого 1950 1950 650
Заявка N
, МВт
y
N
расп
МВт
,
Ц, руб/МВт Пояснения
5. Модель КОМ (предварительный):
Ц, руб/МВт
ГЭС КЭС 1 КЭС 2 ТЭЦ 1 ТЭЦ 2 ГЭС нов.
Предварительный КОМ, зима
, МВт
56
6. Скорректируем расчетную модель КОМ на величину ДПМ и ВР:
Р
N
Скорректированный КОМ, зима
°зим
Ц
КОМ
зим
Ц
макс
ТЭЦ 1 ТЭЦ2 ГЭС нов ГЭС КЭС1 КЭС 2 ТЭЦ 1 ТЭЦ 2
ВР ВР ДПМ
, МВт
7.
По модели КОМ определим стоимость мощности в зимний ме-
сяц с учетом компенсации по ДПМ и ВР:
°зим зим °зим °зим
ЦР Ц Ц ЦЦ
зим
Ц
КОМ
220 1760 (250 220)400 (230 220)125
КОМ макс ДПМ КОМ ДПМ ВР КОМ ВР
РР
Р
зим
макс
227,5
тыс. руб/МВт.
1760
8.
Перечень ГЕМ, не прошедших КОМ:
ТЭЦ-2 – 125 МВт;
ТЭЦ-1 – 65 МВт.
Расчет стоимости электроэнергии на ОРЭМ для одного часа зим-
них суток
Перечень генераторов, которые будут участвовать в рынке элек-
1.
троэнергии:
№ п/п Заявка
1.1 ТЭЦ 1 185
1.2 ТЭЦ 2 125
2.1 КЭС 1 300
2.2 КЭС 2 300
2.3 КЭС 3 300
3 ГЭС 450
4 ГЭС нов. 400
Итого 2060
, МВт
y
57
2. Построить графики нагрузки потребителей.
N
N
(
Величина энергии, которую нужно купить по РД (потребление
3.
ЭСК № 4):
j
Э 150 8 300 10 200 6 5400 МВт ч.
РД
i
Перечень генераторов, обеспечивающих РД
4.
№ Заявка
, МВт Э
y
1.1 ТЭЦ 1 185
1.2 ТЭЦ 2 125
2.1 КЭС 1 300
2.2 КЭС 2 300
2.3 КЭС 3 300 5400
3 ГЭС 450
4 ГЭС нов. 400
Итого 2060
Э
:
РД
РД
Ц, руб/МВт · ч
450
350
250
Э
1 Э2 Э3
20 %) (75 %)
Э, МВт · ч
Стоимость РД:
i
Э Э +Э +Э
РД 0 8 8 18 18 24
Э 150 8 1200 МВт ч
08
Э 300 10 3000 МВт ч
818
Э 200 6 1200 МВт ч
18 24
КЭС-3 работает до загрузки 75 %
в период 0–8 и 18–24.
от
y
58
КЭС-3 работает с загрузкой 100 % от
N
j
в период 8–18.
y
Ст 2 190 000 руб
i
Э
5.
= 100 МВт,
= 2400 МВт · ч, заключается между ЭСК-3 и ГЭС,
ДД
t
ДД
Ст 216 000 руб
Заявки РСВ
6.
Потребитель 0–8 ч 8–18 ч 18–24 ч
ЭСК № 1:
Ступень 1
Ступень 2
Ступень 3
ЭСК № 2:
Ступень 1
Ступень 2
Ступень 3
ЭСК № 3:
Ступень 1
Ступень 2
Ступень 3
2400 350 3000 450 .
РД
= 24 часа.
2400 90руб/МВт ч
ДД
для потребителя:
Э
РСВ
250 МВт · 8 ч =
= 2000 МВтч
400 МВт · ч
400 МВт · ч
1200 МВт · ч
650 МВт · 8 ч =
= 5200 МВтч
1560 МВт · ч
1040 МВт · ч
2600 МВт · ч
(300 – 100)
МВт · 8 ч =
= 1600 МВт · ч
160 МВт · ч
480 МВт · ч
960 МВт · ч
600 МВт · 10 ч
= 6000 МВт · ч
1200 МВт · ч
1200 МВт · ч
3600 МВт · ч
800 МВт · 10 ч
= 8000 МВт · ч
2400 МВт · ч
1600 МВт · ч
4000 МВт · ч
(200 – 100)
МВт*10 ч =
= 1000 МВт · ч
100 МВт · ч
300 МВт · ч
600 МВт · ч
=
=
500 МВт*6 ч =
= 3000 МВтч
600 МВтч
600 МВтч
1800 МВтч
750 МВт · 6 ч
=
= 4500 МВтч
1350 МВтч
900 МВтч
2250 МВтч
(300 – 100)
МВт · 6 ч =
=1200 МВт · ч
120 МВт · ч
360 МВт · ч
720 МВт · ч
Цена
в заявке,
руб/МВт · ч
Р
ДД
500
400
300
500
300
200
400
300
200
=
7. Для каждого производителя построить ценовые заявки на РСВ
Эi, на объемы энергии, не проданные по РД и ДД.
РСВ
59
Цена РСВ,
руб. /МВт · ч
350
× 6 ч = 750
125 МВт · ч
125 МВт · ч
×10 ч = 1250
Электропотребление, МВт · ч
0–8 ч 8–18 ч 18–24 ч
в заявке
Значение
мощности
Расчетный параметр
ди-
Про-
изво-
тель
Установленная мощность, МВт 500
Мощность, не отобранная
190
по КОМ, МВт
Мощность по РД, МВт
Мощность по ДД, МВт
×8 ч = 1000
125 МВт · ч
125
Мощность на РСВ, МВт 310
1 ступень (база), МВт
2 ступень (полупик), МВт 92,5 740 925 555 750
ТЭЦ 1
60
3 ступень (пик), МВт 92,5 740 925 555 800
Установленная мощность, МВт 900
Мощность, не отобранная
по КОМ, МВт
Мощность по РД, МВт 300
Мощность по ДД, МВт
КЭС
Мощность на РСВ, МВт 600
1 ступень (база), МВт 120 960 1200 720 300
2 ступень (полупик), МВт 330 2640 3300 1980 350
3 ступень (пик), МВт 150 1200 1500 900 450
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]