Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний
На основе построенной имитационной модели необходимо составить баланс потребления выдаваемой мощности потребителями и сравнить с мощностью в период максимума нагрузки:
Таблица 4 – Субъекты рынка электроэнергии
|
ЭПО |
Отпр. мощн., МВт |
НЭС (40%) |
РЭК (60%) |
Пром (41%) |
К-б х (11%) |
С-х (24%) |
Тр (12%) |
|
КЭС1 |
1110 |
444 |
666 |
455 |
122 |
266 |
133 |
|
ТЭЦ1 |
330 |
132 |
198 |
135 |
36 |
192 |
40 |
|
ТЭЦ2 |
800 |
320 |
480 |
328 |
88 |
45 |
96 |
|
КЭС2 |
1080 |
432 |
648 |
443 |
119 |
259 |
130 |
|
ТЭЦ3 |
600 |
240 |
360 |
246 |
66 |
144 |
72 |
|
ГЭС2 |
200 |
80 |
120 |
82 |
22 |
48 |
24 |
|
ГЭС1 |
140 |
56 |
84 |
58 |
15 |
34 |
17 |
Также необходимо определить отпускные цены ЭПО, тарифы РЭК и НЭС и суммарный тариф на вводах потребителя. При составлении баланса необходимо учитывать, что конечный потребитель может купить электроэнергию у любой электростанции, входящей в энергосистему, или у нескольких электростанций одновременно, если мощности, предоставленной одной станцией, ему недостаточно. Тарифы отдельных поставщиков электроэнергии могут различаться, поэтому конечный тариф для потребителя, в случае множественных поставщиков у этого потребителя, будет определяться в соответствии со следующей формулой.
Таблица 5 –Прогнозные отпускные цены с шин ЭС
|
ЭПО |
Отпускаемая мощность,МВт |
Тариф ЭПО, тг/кВтч |
|
КЭС1 |
1110 |
6,264 |
|
ТЭЦ1 |
330 |
3,885 |
|
ТЭЦ2 |
800 |
3,885 |
|
КЭС2 |
1080 |
6,264 |
|
ТЭЦ3 |
600 |
5,487 |
|
ГЭС2 |
200 |
11,98 |
|
ГЭС1 |
140 |
9,58 |
Тариф НЭС – 2 тенге/кВт·ч.
Таблица 6 - Баланс мощности в сетях НЭС
|
ЭПО |
Отп. мощн., МВт |
Потребитель, МВт |
Мощн. потребителя, МВт |
Тариф НЭС, тг/кВтч |
Тариф ЭПО, тг/кВтч |
Цср, тг/кВтч |
Стои-мость, тыс. тг |
||||
|
ТЭЦ1 |
132 |
КОП1 |
268 |
2 |
3,885 |
10,481 |
2808,9 |
||||
|
ГЭС2 |
80 |
2 |
11,98 |
||||||||
|
ГЭС1 |
56 |
2 |
9,58 |
||||||||
|
ТЭЦ2 |
320 |
КОП2 |
280 |
2 |
3,885 |
6,638 |
1858,64 |
||||
|
ТЭЦ3 |
240 |
2 |
5,392 |
||||||||
|
КЭС1 |
444 |
КОП3 |
438 |
2 |
6,264 |
8,264 |
3619,63 |
||||
|
КЭС2 |
432 |
2 |
6,264 |
||||||||
|
ТЭЦ1 |
132 |
МОП1 |
5 |
2 |
3,885 |
10,481 |
52,4 |
||||
|
ГЭС2 |
80 |
2 |
11,98 |
||||||||
|
ГЭС1 |
56 |
2 |
9,58 |
||||||||
|
ТЭЦ2 |
320 |
МОП2 |
5 |
2 |
3,885 |
6,686 |
33,43 |
||||
|
ТЭЦ3 |
240 |
2 |
5,487 |
||||||||
|
КЭС1 |
444 |
МОП3 |
5 |
2 |
6,264 |
8,264 |
41,32 |
||||
|
КЭС2 |
432 |
2 |
6,264 |
||||||||
|
Сумма |
1001 |
|
|
|
8413,32 |
||||||
Тариф РЭК – 4тенге/кВт·ч.
Таблица 7 - Баланс мощности в сетях РЭК
|
ЭПО |
Отп. мощн., МВт |
ЭСО |
Потребитель, МВт |
Мощн. потреби-теля, МВт |
Тариф РЭК, тг/кВтч |
Тариф ЭПО, тг/кВтч |
Цср, тг/кВтч
|
Стои-мость, тг |
|||||
|
ТЭЦ1 |
680 |
РЭК-1 |
Пром |
245 |
4 |
3,73 |
7,73 |
2775,07 |
|||||
|
К-б х |
45 |
||||||||||||
|
С-х |
53 |
||||||||||||
|
Транс |
16 |
||||||||||||
|
ТЭЦ2 |
680 |
РЭК 2 |
Пром |
245 |
4 |
3,73 |
7,73 |
2775,07 |
|||||
|
К-б х |
45 |
||||||||||||
|
С-х |
53 |
||||||||||||
|
Транс |
16 |
||||||||||||
|
ТЭЦ3 |
430 |
РЭК3 |
Пром |
155 |
4 |
4,7 |
8,7 |
1974,9 |
|||||
|
К-б х |
28 |
||||||||||||
|
С-х |
34 |
||||||||||||
|
Транс |
10 |
||||||||||||
|
ГЭС1 |
82 |
РЭК4
|
Пром |
29 |
4 |
13,84 |
17,84 |
767,12 |
|||||
|
К-б х |
6 |
||||||||||||
|
С-х |
6 |
||||||||||||
|
Транс |
2 |
||||||||||||
|
ГЭС2 |
158 |
РЭК5 |
Пром |
57 |
4 |
11,08 |
15,08 |
1266,72 |
|||||
|
К-б х |
11 |
||||||||||||
|
С-х |
12 |
||||||||||||
|
Транс |
4 |
||||||||||||
|
КЭС1 |
700 |
РЭК6 |
Пром |
252 |
4 |
4,84 |
8,84 |
3270,8 |
|||||
|
К-б х |
46 |
||||||||||||
|
С-х |
55 |
||||||||||||
|
Транс |
17 |
||||||||||||
|
КЭС2 |
525 |
РЭК7 |
Пром |
189 |
4 |
5,808 |
9,808 |
2716,82 |
|||||
|
К-б х |
35 |
||||||||||||
|
С-х |
41 |
||||||||||||
|
Транс |
12 |
||||||||||||
|
Сумма |
1719 |
|
|
|
15546,5 |
||||||||