Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
Условия задачи
|
|
Рассмотрим ситуацию, имитирующую отношения на оптовом рынке энергии РФ. Электроэнергетический рынок – двухуровневый (оптовый и розничный). На оптовом рынке торгуется мощность и электроэнергия, на розничном только электроэнергия.
Состав участников оптового рынка:
· действующие генерирующие компании (принимаем, что каждая компания владеет только одной станцией),
· новые генерирующие компании,
· энергосбытовые компании (покупают энергию для перепродажи ее на розничном рынке),
· коммерческий оператор (принимаем, что ограничений на передачу энергии и аварийных режимов нет, поэтому действия технологического оператора и учет сетевой инфраструктуры не ведем).
Состав участников розничного рынка:
· энергосбытовые компании (продают энергию конечным потребителям, предварительно приобретая ее на оптовом рынке),
· конечные потребители.
Этапы проведения расчетов:
1. Расчет стоимости мощности (на год вперед).
2. Расчет стоимости элекроэнергии (в размере проданной мощности):
a. Расчет стоимости электроэнергии по ДД.
b. Расчет стоимости электроэнергии по РСВ.
c. Расчет стоимости электроэнергии по БР.
3. Построение ТГ.
4. Расчет стоимости электроэнергии для конечного потребителя (простой одноставочный тариф).
Для проведения расчета стоимости мощности студентам предлагается рассмотреть два месяца – летний и зимний. Расчеты должны проводится с позиции одностороннего маржинального аукциона КОМ для всех «старых» генерирующих единиц мощности и корректировкой КОМ с учетом вынужденной генерации и ДПМ.
Последовательность проведения расчетов:
1. Определить максимальную нагрузку потребителей в зимний и летний день (
., 
).
2. Определить величину установленной мощности действующих ГЕМ (
) и суммарную установленную мощность (
). Это величина постоянна в течении года.
3. Определить величину располагаемой мощности действующих ГЕМ (
) и суммарную располагаемую мощность (
) для летнего и зимнего месяца. Значения будут отличаться из-за программы ремонтов в разные периоды года.
4. Сформировать заявки по каждой ГЕМ для зимнего и летнего дня (Ц()).
5. Построить расчетную модель КОМ.
6. Определить величину мощности по ДПМ при их наличии (
). Сформировать заявки по ДПМ (Ц()). Все величины ДПМ вносятся в аукцион в виде ценопринимающих значений.
7. Определить величину вынужденной мощности (
). Все величины вынужденной мощности вносятся в аукцион в виде ценопринимающих значений.
8. Скорректировать расчетную модель КОМ.
9. Нанести на КОМ значение .и .
10. По модели КОМ определить стоимость мощности в зимний и летний месяцы.
11. Скорректировать стоимость мощности на величину компенсации затрат по ДПМ и вынужденной генерации.
12. Определить окончательную стоимость мощности в зимний и летний месяцы.
13. Проверить на соответствие предельной цене мощности.
14. Сформировать перечень ГЕМ прошедших КОМ, остальные ГЕМ в дальнейших расчетах не участвуют.
Номер варианта выбирается в соответствии с таблицей 1.
Таблица 1.
Номера вариантов индивидуального задания
| Номер по зачетной книжке | Номер варианта по генерации | Номер варианта по потребителям | Номер варианта заявки на РСВ потребителя | Номер варианта заявки на РСВ КЭС | Номер варианта заявки на РСВ ГЭС | Цена в заявки на РСВ АЭС, руб/МВтч | Номер варианта заявки на РСВ ТЭЦ (лето) | Номер варианта заявки на РСВ ТЭЦ (зима) | Величина сбытовой надбавки, % |
| 1,2,3 | 1,2 | 4,1 | |||||||
| 1,2,4 | 1,3 | 4,2 | 1,5 | ||||||
| 1,2,5 | 1,4 | 4,3 | |||||||
| 1,2,6 | 2,1 | 3,1 | |||||||
| 1,3,4 | 2,3 | 3,2 | 1,1 | ||||||
| 1,3,5 | 2,4 | 3,4 | 1,2 | ||||||
| 1,3,6 | 3,4 | 2,1 | 1,3 | ||||||
| 1,2 | 4,1 | 2,3 | 1,4 | ||||||
| 1,3 | 4,2 | 2,4 | 1,5 | ||||||
| 1,4 | 4,3 | 1,2 | 1,6 | ||||||
| 2,4,5 | 3,1 | 1,3 | |||||||
| 2,4,6 | 3,2 | 1,4 | 1,4 | ||||||
| 2,5,6 | 1,4 | 4,2 | 1,3 | ||||||
| 2,6,1 | 2,1 | 4,3 | 1,2 | ||||||
| 2,3,4 | 2,3 | 3,1 | 1,1 | ||||||
| 2,3,5 | 2,4 | 2,4 | 1,8 | ||||||
| 2,3,6 | 3,4 | 1,2 | |||||||
| 2,3 | 4,1 | 1,3 | 1,9 | ||||||
| 2,4 | 1,3 | 3,2 | 1,8 | ||||||
| 2,5 | 1,2 | 3,4 | 1,7 |
Данные о структуре и стоимости мощности у генерирующих компаний по вариантам представлены в таблице 2 (при дефиците мощности необходимо произвести ограничение по любой ЭСК).
Данные о структуре потребления приведены на рисунке 9.
ДД заключается произвольно между любыми участниками рынка в объеме не больше 15% от Рмакс каждого потребителя и 10% от Nрасп каждого производителя.
Данные о форме ценовых заявок потребителей приведены на рисунке 10.
Данные о форме ценовых заявок производителей на РСВ приведены на рисунках 11-14.
Таблица 1
Исходные данные о структуре и стоимости мощности у различных генераторов
| Номер варианта | Величина условно-постоянных затрат, тыс.руб/МВт | Коэффициент резервирования | План проведения ремонта в летний период | Наличие новой генерации (ввод зимой) | Наличие вынужденной генерации | Предельная цена мощности, тыс. руб./МВт | ||||
| ТЭЦ-1 | ТЭЦ-2 | АЭС | КЭС | ГЭС | ||||||
| 3*250 ГЕМ 1 – 110 ГЕМ 2 – 110 ГЕМ 3 – 142 | 2*180 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 167 | - | 4*250 ГЕМ 1 – 158 ГЕМ 2 – 160 ГЕМ 3 – 160 ГЕМ 4 – 175 | 1,23 | ТЭЦ-1: ГЕМ 2 ТЭЦ-2: ГЕМ 1 | ГЭС (400 МВт) Цена = 250 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 50% ТЭЦ-2 – 50% | |||
| 2*150 ГЕМ 1 – 210 ГЕМ 2 – 310 | 3*180 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 167 ГЕМ 3 – 142 | 2*400 | 3*250 ГЕМ 1 – 250 ГЕМ 2 – 260 ГЕМ 3 – 260 | - | 1,18 | КЭС: ГЕМ 2, 3 | ГЭС (200 МВт) Цена = 250 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 75% АЭС – 100% | ||
| 3*250 ГЕМ 1 – 100 ГЕМ 2 – 100 ГЕМ 3 – 90 | 3*120 ГЕМ 1 – 80 ГЕМ 2 – 100 ГЕМ 3 - 100 | - | 2*500 ГЕМ 1 – 158 ГЕМ 2 – 160 | 1,2 | ТЭЦ-1: ГЕМ 2, 3 | АЭС (600 МВт) Цена = 240 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 75% ТЭЦ-2 – 50% | |||
| 3*250 ГЕМ 1 – 110 ГЕМ 2 – 110 ГЕМ 3 – 140 | 2*180 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 167 | 2*300 | 4*250 ГЕМ 1 – 158 ГЕМ 2 – 160 ГЕМ 3 – 160 ГЕМ 4 – 175 | 1,23 | ТЭЦ-2: ГЕМ 1 КЭС: ГЕМ 2 | КЭС (600 МВт) Цена = 350 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-2 – 90% АЭС – 100% | |||
| 3*250 ГЕМ 1 – 160 ГЕМ 2 – 150 ГЕМ 3 – 150 | 3*120 ГЕМ 1 – 100 ГЕМ 2 – 100 ГЕМ 3 - 100 | - | 4*300 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 170 ГЕМ 3 – 170 ГЕМ 4 – 175 | 1,23 | ТЭЦ-1: ГЕМ 2 ТЭЦ-2: ГЕМ 1 | ГЭС (400 МВт) Цена = 450 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 75% ТЭЦ-2 – 80% | |||
| 3*250 ГЕМ 1 – 110 ГЕМ 2 – 110 ГЕМ 3 – 142 | 2*180 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 190 | 2*200 | 4*250 ГЕМ 1 – 158 ГЕМ 2 – 160 ГЕМ 3 – 160 ГЕМ 4 – 175 | 1,2 | ТЭЦ-1: ГЕМ 2 | ГЭС (400 МВт) Цена = 250 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 50% ТЭЦ-2 – 50% АЭС – 100% | |||
| 3*150 ГЕМ 1 – 260 ГЕМ 2 – 250 ГЕМ 3 – 250 | 3*120 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 190 ГЕМ 3 - 180 | - | 3*400 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 170 ГЕМ 3 – 170 | 1,18 | ТЭЦ-1: ГЕМ 3 КЭС: ГЕМ 1 | АЭС (400 МВт) Цена = 350 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 75% ТЭЦ-2 – 60% | |||
| 3*150 ГЕМ 1 – 100 ГЕМ 2 – 100 ГЕМ 3 – 90 | 3*120 ГЕМ 1 – 80 ГЕМ 2 – 100 ГЕМ 3 - 100 | - | 2*500 ГЕМ 1 – 158 ГЕМ 2 – 160 | 1,2 | ТЭЦ-1: ГЕМ 2, 3 | АЭС (300 МВт) Цена = 240 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 75% ТЭЦ-2 – 50% | |||
| 3*250 ГЕМ 1 – 160 ГЕМ 2 – 150 ГЕМ 3 – 150 | 3*180 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 160 ГЕМ 3 – 160 | 4*300 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 170 ГЕМ 3 – 170 ГЕМ 4 – 175 | 1,23 | ТЭЦ-1: ГЕМ 2 ТЭЦ-2: ГЕМ 1 | ГЭС (300 МВт) Цена = 450 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 75% ТЭЦ-2 – 80% АЭС – 100% | ||||
| 3*250 ГЕМ 1 – 100 ГЕМ 2 – 100 ГЕМ 3 – 90 | 3*180 ГЕМ 1 – 120 ГЕМ 2 – 120 ГЕМ 3 – 130 | - | 3*200 ГЕМ 1 – 180 ГЕМ 2 – 170 ГЕМ 3 – 170 | 1,2 | ТЭЦ-2: ГЕМ 2, 3 КЭС: ГЕМ 2 | АЭС (400 МВт) Цена = 340 тыс. руб/МВт | Зима: ТЭЦ-1 – 60% ТЭЦ-2 – 70% |
вариант №1 вариант №2
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| ЭСК №3 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| ЭСК №3 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
вариант №3 вариант №4
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| ЭСК №3 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| ЭСК №3 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
вариант №5 вариант №6
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| ЭСК №3 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| ЭСК №3 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
вариант №7 вариант №8
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
вариант №9 вариант №0
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
| Интервал времени | 0-8 | 8-18 | 18-24 |
| ЭСК №1 | |||
| ЭСК №2 | |||
| ЭСК №3 | |||
| Летнее снижение, % от Рмакс |
Рис. 9. Графики нагрузки потребителей по ЭСК
вариант №1 вариант №2 вариант №3
вариант №4 вариант №5 вариант №6
Рис. 10. варианты ценовых заявок потребителей
вариант №1 вариант №2
 |  |
вариант №3 вариант №4
 |  |
Рис. 11. Варианты ценовых заявок КЭС
вариант №1 вариант №2
 |  |
вариант №3 вариант №4
 |  |
Рис. 12. Варианты ценовых заявок ГЭС
вариант №1 вариант №2
 |  |
вариант №3 вариант №4
 |  |
Рис. 13. Варианты ценовых заявок ТЭЦ (лето)
вариант №1 вариант №2
 |  |
вариант №3 вариант №4
 |  |
Э 1 ступень соответствует мощности в вынужденном режиме.
Э 2 ступень и Э 3 ступень одинакового размера.
Рис. 14. 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/МВтч | 280 руб/МВтч | 270 руб/МВтч |
| ТЭЦ 2 | 250 руб/МВтч | 240 руб/МВтч | 230 руб/МВтч |
| КЭС | 200 руб/МВтч | 200 руб/МВтч | 180 руб/МВтч |
| АЭС | 100 руб/МВтч | 100 руб/МВтч | 90 руб/МВтч |
| ГЭС | 100 руб/МВтч | 100 руб/МВтч | 90 руб/МВтч |
Date: 2015-12-12; view: 319; Нарушение авторских прав