Расчет себестоимости производства электроэнергии на различных электростанциях, по типам станций

Полная себестоимость электроэнергии - это годовые издержки энергосистемы 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.

Годовые вздержки электростанций 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.

Издержки топлива на тепловых ЭПО определятся как:

U_т = Э_о.с.^т ∙ В_уд ∙ (7000/Q_п.^н) ∙ Ц_Т тыс. тенге/год,

где Э_о.с.^т - полезный отпуск электроэнергии электростанциями, кВт∙ч

Q_п.^н - теплотворная способность топлива, Ккал/кг;

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

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, результат получим в кг условного топлива на 1 кВт∙ч:

в_уд = 0,124/η_КЭС.

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 %.

 

Таблица 7 -КПД тепловых станций.

 

Тепловые станции	КПД зимой в пике
ТЭЦ 1	0,470
ТЭЦ 2	0,450
ТЭЦ 3	0,500
КЭС 1	0,380
КЭС 2	0,350

Таблица 8 - Удельный расход топлива Вуд.=0,124/n.

 

Тепловые станции	Вуд. зимой в пике
ТЭЦ 1	0,264
ТЭЦ 2	0,276
ТЭЦ 3	0,248
КЭС 1	0,326
КЭС 2	0,354

 

Таблица 9 - Расход натурального топлива.

 

Тепловые станции	Внат. зимой в пике
ТЭЦ 1	0,456
ТЭЦ 2	0,476
ТЭЦ 3	0,429
КЭС 1	0,564
КЭС 2	0,612

 

Таблица 10 - Топливные издержки.

 

Тепловые станции	Зимой в пике
ТЭЦ 1	1,91
ТЭЦ 2	2,00
ТЭЦ 3	1,80
КЭС 1	2,36
КЭС 2	2,57

 

Таблица 11 - Полная себестоимость тг*кВт.

 

Тепловые станции	Зимой в пике
ТЭЦ 1	3,75
ТЭЦ 2	3,99
ТЭЦ 3	3,59
КЭС 1	4,73
КЭС 2	5,13

 

Таблица 12 - Отпускная цена с шин ТЭС (1,1*S).

 

Тепловые станции	Зимой в пике
ТЭЦ 1	4,12
ТЭЦ 2	4,39
ТЭЦ 3	3,95
КЭС 1	5,20
КЭС 2	5,64

 

Таблица 13 - Удельные капитальные затраты на ГЭС.

 

Куд ГЭС,
тенге
курс

 

Таблица 14 - Удельные капитальные затраты на ГЭС.

 

Себестоимость	тенге
Zпр ГЭС1
Zпр ГЭС2
Р гэс1
Р гэс2
S гэс1	2,81
S гэс2	2,25
Ц гэс1 (1,1*S)	3,09
Ц гэс2 (1,1*S)	2,48

 

 

Таблица 15 -Прогнозные отпускные цены с шин ЭС.

Отпускная цена	Цо.т. тенге/кВт·ч
ГЭС 1	3,09
ГЭС 2	2,48
ТЭЦ1	4,12
ТЭЦ2	4,39
ТЭЦ3	3,95
КЭС1	5,2
КЭС2	5,64

Прогнозные тарифы на услуги по передаче и распределению

Электроэнергии

Субъектами рынка электроэнергии РК являются НЭС («KЕGOС») 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.

Таблица 16 - Прогнозные тарифы на оказание услуг по передаче электроэнергии

Тариф KEGOC	1,31 – 2,18
Тарифы РЭКов	2,86 -4,7
Торговая надбавка ЭСО	0,38-0,87

 

Расчётно-графическая работа №3. Построение имитационной модели энергосистемы

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).

 

Рисунок 7 – Имитационная модель энергосистемы