РГР №3 Построение имитационной модели энергосистемы

Построение имитационной модели энергосистемы

В числе субъектов рынка:

КЭС – 2 шт.

Энергопередающие организации:

РЭК – по количеству энергопроизводящих организаций, 7 шт;

КОП – 3 шт; МОП – 3 шт; КРП – 28 шт.

Расчет нагрузки на РЭК

Таблица 7.1 – Перетоки электроэнергии по РЭК

 

ЭПО	Отпр,Мощ-ть,МВт	НЭС (40%)	РЭК (60%)	Пром(41%)	Ком. (11%)	Сх (24%)	Транс (12%)	Потр. (12%)
ТЭЦ1 (РЭК1)
КЭС1 (РЭК2)
КЭС2 (РЭК3)
ТЭЦ3 (РЭК4)
ТЭЦ2 (РЭК5)
ГЭС2 (РЭК6)
ГЭС1 (РЭК7)

 

Таблица 7.2 - Данные по КЭС-1

Установленная мощность ТЭС, МВт	Число и тип агрегатов   турбин-   ного цеха ТЭС	Параметры сети выдачи мощности от ОРУ   (средняя и предельная)
Рабочее напряжение РУ, кВ	Длина ЛЭП до потреби-теля, км	Связь с системой   по U и L
U, кВ	длина ЛЭП, км
	1 х К-500 2 х К-200 1 х К-100 1 х К-50		50-150		150-250

 

Таблица 7.3 – Данные по турбоагрегатам КЭС-1

Тип турбоагрегата	P, МВт	PЭК , МВт	Pмин, МВт	g’	g”	Охх
К-50				2,44	3,33
К-100				2,01	2,55
К-200				1,81	1,85	29,5
К-500				1,62	1,78	40,6

 

Пересчет относительных приростов на условном топливе производился умножением относительных приростов тепла на удельный расход топлива 0,159 т у.т./4,19 ГДж.

Распределение возрастающей нагрузки ТЭС между параллельно работающими турбоагрегатами производится с одновременным определением расхода тепла по зонам нагрузки каждого агрегата в целом по турбинному цеху ТЭС. Относительным приростом станции на каждом этапа возрастания нагрузки является относительный прирост того агрегата, за счет которого этот рост нагрузки покрывается.

 

Таблица 8 – Очередность загрузки турбоагрегатов

Относительный прирост	Тип и номер агрегата	Зона нагрузки агрегата, МВт	Прирост нагрузки агрегата, МВт	Прирост расхода тепла агрегатов в зоне нагрузки, 4,19 ГДж/ч
тепла 4.19 ГДж/МВт	топлива
т у.т./МВт×ч
1,62	0,25758	№ 5(К-500)	78-420		554,04
1,78	0,28302	№ 5 (К-500)	420-500		142,4
1,81	0,28779	№ 4 (K-200)	45-175		235,3
1,81	0,28779	№ 3 (К-200)	45-175		235,3
1,85	0,29415	№ 4 (K-200)	175-200		46,25
1,85	0,29415	№ 3-(К-200)	175-200		46,25
2,01	0,31959	№2(К-100)	20-66		92,46
2,44	0,38796	№2(К-100)	66-100		82,96
2,55	0,40545	№1(К-50)	8-40		81,6
3,33	0,52947	№1(К-50)	40-50		33,3

По критерию минимума относительного прироста тепла при сопоставлении данных по агрегатам станции определяется расход тепла при данной нагрузке этого агрегата и в целом по турбинному цеху прибавляем прирост тепла 554,04∙4,19 ГДж/ч, связанного с приростом нагрузки 342 МВт.

Зона суммарной нагрузки ТЭС, МВт	Относительные приросты	Турбоагрегат	Турбоагрегат	Турбоагрегат	Турбоагрегат	Турбоагрегат	Всего по турбинному цеху
№ 1	№ 2	№ 3	№ 4	№ 5
	тепла 4.19 ГДж /МВт×ч	топлива т.у.т. /МВтч	МВт	4.19 ГДж/ч	МВт	4.19 ГДж/ч	МВт	4.19 ГДж/ч	МВт	4.19 ГДж/ч	МВт	4.19 ГДж/ч	МВт	4.19 ГДж/ч	т у.т./ч
				29,52		60,2		110,95		110,95		166,96		478,58	76,09422
196-538	1,62	0,26		29,52		60,2		110,95		110,95				1032,62	164,1866
538-618	1,78	0,28		29,52		60,2		110,95		110,95		863,4		1175,02	186,8282
618-748	1,81	0,29		29,52		60,2		110,95		346,25		863,4		1410,32	224,2409
748-878	1,81	0,29		29,52		60,2		346,25		346,25		863,4		1645,62	261,6536
878-903	1,85	0,29		29,52		60,2		346,25		392,5		863,4		1691,87	269,0073
903-928	1,85	0,29		29,52		60,2		392,5		392,5		863,4		1738,12	276,3611
928-974	2,01	0,32		29,52		152,66		392,5		392,5		863,4		1830,58	291,0622
974-1008	2,44	0,39		29,52		235,62		392,5		392,5		863,4		1913,54	304,2529
1008-1040	2,55	0,41		111,12		235,62		392,5		392,5		863,4		1995,14	317,2273
1040-1050	3,33	0,53		144,42		235,62		392,5		392,5		863,4		2028,44	322,522

На основании данных таблицы по экономичному распределению нагрузки ТЭС между турбоагрегатами строим эксплуатационные характеристики турбинного цеха.

Рисунок 1 – Относительный прирост расхода топлива

Рисунок 2 – Относительный прирост расхода топлива всех турбоагрегатов, в том числе и сумма

Рисунок 3 – Расход топлива

Рассчитаем корректировку относительного прироста топлива с учетом потерь активной мощности в линии.

Таблица 10 – Корректировка относительного прироста топлива

Нагрузка ТЭС ∑PТЭС, МВт	Рабочий ток, Iраб, кА	Потери активной мощности ΔP,МВт	Доля потерь	Поправоч-ный коэф. Kс	Относительный прирост топлива т у.т./МВт×ч
Расчет-ный	Откорректированный
	0,24	4,65	0,02	1,03	0,26	0,27
	0,67	35,07	0,07	1,08	0,26	0,28
	0,76	46,27	0,07	1,10	0,28	0,31
	0,92	67,79	0,09	1,12	0,29	0,32
	1,09	93,40	0,11	1,15	0,29	0,33
	1,12	98,79	0,11	1,15	0,29	0,34
	1,15	104,34	0,11	1,16	0,29	0,34
	1,20	114,94	0,12	1,16	0,32	0,37
	1,25	123,10	0,12	1,17	0,39	0,45
	1,29	131,04	0,13	1,18	0,41	0,48
	1,30	133,57	0,13	1,18	0,53	0,62

 

 

Расчет потерь на РЭК (субъектов рынка):

РЭК 2 (КЭС-1)

Так как передаваемая мощность по отраслям равна 684 МВт, то по таблице области применения воздушных ЛЭП переменного тока высокого напряжения подберем длину, сечение и максимальную передаваемую мощность линий.

Промышленность: 4 линии

Выбираем тип провода АС-150, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Т.к. пропускная способность линии 50 МВт,но учитывая что линия способна работать с 40% перегрузкой в течении 4 часов, каждая линия в пиковые нагрузки будет передавать по 70 МВт.

Рассчитаем потери в каждой линии

,

где

Тогда

 

Коммунально-бытовое хозяйство: 2 линии

,

Выбираем тип провода АС-120, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Пропускная способность линии 38 МВт.

Рассчитаем потери в линии

,

где

Тогда

 

Сельское хозяйство: 3 линии

,

Выбираем тип провода АС-120, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Т.к. пропускная способность линии 50 МВт,но учитывая что линия способна работать с 40% перегрузкой в течении 4 часов, линия в пиковые нагрузки будет передавать 55 МВт.

 

Рассчитаем потери в линии

,

где

Тогда

Транспорт: 2 линии

,

Выбираем тип провода АС-120, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Пропускная способность линии 41 МВт.

Рассчитаем потери в линии

,

где

Тогда

 

Тогда потери во всех линиях, отходящих к КРП КЭС 1 будут равны:

 

Выбираем 2 трансформатора для потребителей РЭК 2 (КЭС-1):

 

ТДЦ-250000/110, S_ном=250 МВА, U_вн=110кВ, U_нн=10.5кВ, P_к=640кВт, P_х=200кВт.

 

Тогда полные потери в трансформаторе:

P_тр= P_к+ P_х=840кВт

Тогда потери составят около

Взяв условно 4% мощности на РЭК мы имеем избыток. Тогда провайдерам различных отраслей необходимо продать данную энергию.

 

 

РЭК 3 (КЭС-2)

Так как передаваемая мощность по отраслям равна 1080 МВт, то по таблице области применения воздушных ЛЭП переменного тока высокого напряжения подберем длину, сечение и максимальную передаваемую мощность линий.

Промышленность: 7 линии

Выбираем тип провода АС-120, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Т.к. пропускная способность линии 50 МВт,но учитывая что линия способна работать с 40% перегрузкой в течении 4 часов, каждая линия в пиковые нагрузки будет передавать по 70 МВт.

Рассчитаем потери в каждой линии

,

где

Тогда

 

Коммунально-бытовое хозяйство: 2 линии

,

Выбираем тип провода АС-120, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Т.к. пропускная способность линии 50 МВт,но учитывая что линия способна работать с 40% перегрузкой в течении 4 часов, каждая линия в пиковые нагрузки будет передавать по 60МВт.

Рассчитаем потери в линии

,

где

Тогда

 

Сельское хозяйство: 5 линии

,

Выбираем тип провода АС-120, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Т.к. пропускная способность линии 50 МВт,но учитывая что линия способна работать с 40% перегрузкой в течении 4 часов, линия в пиковые нагрузки будет передавать 52 МВт.

 

Рассчитаем потери в линии

,

где

Тогда

Транспорт: 2 линии

,

Выбираем тип провода АС-120, т.к. он является подходящим проводом по сечению

Т.к. пропускная способность линии 50 МВт,но учитывая что линия способна работать с 40% перегрузкой в течении 4 часов, линия в пиковые нагрузки будет передавать 65 МВт.

Рассчитаем потери в линии

,

где

Тогда

 

Тогда потери во всех линиях, отходящих к КРП КЭС 1 будут равны:

 

Выбираем 2 трансформатора для потребителей РЭК 2 (КЭС-1):

 

ТДЦ-400000/110, S_ном=400 МВА, U_вн=110кВ, U_нн=10.5кВ, P_к=900кВт, P_х=320кВт.

 

Тогда полные потери в трансформаторе:

P_тр= P_к+ P_х=1120кВт

Тогда потери составят около

Взяв условно 7% мощности на РЭК мы имеем избыток. Тогда провайдерам различных отраслей необходимо продать данную энергию.

 

.

 

 

 

Баланс мощностей

Таблица 6.1 – Баланс мощностей по сетям

Э.С.	Отп. Мощ., МВт	Потребитель	Мощность, МВт	Цена 1 кВт от Э.С.,тенге/кВтч	Тариф РЭК,тенге/кВтч	Тариф НЭС,тенге/кВтч	Итоговая цена, тенге/кВтч	Стоимость, тенге
КЭС2		КОП 2		5,94	-	2,25	8,19
КОП 1		6,64	-	2,25	8,89
КОП 3		5,91	-	2,25	8,16
РЭК 3 Пр.		6,985	4,81	2,25	14,045
РЭК 2 Пр.		7,161	4,35	2,25	13,761
КЭС1		РЭК 3 Сх.		6,985	4,81	2,25	14,045
РЭК 2 Сх.		7,161	4,35	2,25	13,761
РЭК 1 Пр.		6,347	3,68	2,25	12,277
РЭК 6 Пр.		16,269	5,34	2,25	23,859
РЭК 3 Пот.		6,985	4,81	2,25	14,045
РЭК 5 Пр.		6,347	4,17	2,25	12,767
ТЭЦ1		РЭК 3 Тр.		6,985	4,81	2,25	14,045
РЭК 3 Ком.		6,985	4,81	2,25	14,045
РЭК 1 Сх.		6,347	3,68	2,25	12,277
РЭК 7 Пр.		12,771	4,21	2,25	19,231
РЭК 2 Пот.		7,161	4,35	2,25	13,767
РЭК 6 Сх.		12,269	5,34	2,25	23,859
ГЭС2		РЭК 4 Пр.		6,072	5,12	2,25	13,442
РЭК 5 Сх.		6,347	4,71	2,25	12,767
РЭК 2 Тр.		7,161	4,35	2,25	13,761
РЭК 2 Ком.		7,161	4,35	2,25	13,761
РЭК 7 Сх.		12,771	4,21	2,25	19,231
РЭК 4 Сх.		6,072	5,12	2,25	13,472
ТЭЦ2		РЭК 1 Пот.		6,347	3,68	2,25	12,277
РЭК 6 Пот.		16,269	5,34	2,25	23,859
РЭК 1 Тр.		6,347	3,68	2,25	12,277
РЭК 1 Ком.		6,347	3,68	2,25	12,277
РЭК 6 Тр.		16,269	5,34	2,25	23,859
РЭК 5 Пот.		6,347	4,17	2,25	12,767
ГЭС1		РЭК 6 Ком.		16,269	5,34	2,25	23,859
РЭК 5 Тр.		6,347	4,17	2,25	12,767
РЭК 7 Пот.		12,771	4,21	2,25	19,231
РЭК 5 Ком.		6,347	4,17	2,25	12,767
РЭК 4 Пот.		6,072	5,12	2,25	13,442
РЭК 7 Тр.		12,771	4,21	2,25	19,231
ТЭЦ3		РЭК 7 Ком.		12,771	4,21	2,25	19,231
РЭК 4 Ком.		6,072	5,12	2,25	13,442
РЭК 4 Тр.		6,072	5,12	2,25	13,442
МОП 1		16,269	-	2,25	18,519
МОП 2		16,269	-	2,25	18,519
МОП 3		16,269	-	2,25	18,519

Заключение

В данной расчетно-графической работе рассчитаны экономические целесообразные тарифы за электроэнергию в соответствии со структурой энергосистемы. Выбраны экономически выгодные мощности электростанций и генераторов и рассчитаны производственные затраты на этих станциях.

Из расчета тарифов на электроэнергию видно, что себестоимость электроэнергии не постоянная величина в течение всего года и меняется за счет изменения переменных затрат, т.е. затрат на топливо (прямо пропорционально зависит от цены франко-потребителя). Поэтому энергопроизводящие организации в условиях наступающей конкуренции на рынке электроэнергии должны искать пути и режимы работы станции, чтобы уменьшить затраты на производство электроэнергии.

В результате проведения данной расчетно-графической работы сформулированы следующие выводы:

1. При подсчете мощностей станций можно сказать, что наибольшую мощность имеет КЭС 1, мощность которой составляет 1140 МВт, а наименьшую имеет ГЭС 2 – 180 МВт.

2. Составляя суммарный график нагрузок, можно заметить, что пик потребления электроэнергии приходится на время 16-20 часов;

3. Стоимость услуги по передаче электроэнергии розничным потребителям, которую устанавливают РЭКи, лежит в диапазоне от 5,5 7,5тг./кВт*ч.

Стоимость услуг по передаче электроэнергии розничным потребителям которые оказывают РЭКи лежит в диапазоне от 3.5 до 4.81 тенге/кВт∙ч. Услуги оказываемые НЭС включают в себя передачу, диспетчеризацию и балансировку мощности и их цена составляет 2.25 тенге/кВт∙ч.

 

 

Список литературы

 

1. Закон РК Об электроэнергетике с изменениями и дополнениями от 11 апреля 2006 г.

2. Рогалев Н.Д., Зубкова А.Г., Мастерова И.В. Экономика энергетики. Учебное пособие. МЭИ. – 2005.

3. Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса. Учебник. - М., 2003.

4. Экономика и управление в энергетике. Учебное пособие. Под ред. Кожевникова, - М., 2003

5. Падалко Л.П. Пекелис Г.Е. Экономика энергосистем. Учебное пособие. - Минск, «Высшая школа», 1976.

6. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики. - М., «Высшая школа», 1975.

7. Борисова Л. М., Гершанович Е. А. Экономика энергетики: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006.

8. Жакупов А.А., Бертисбаев Н.Б., Доронин А.В. Исследование рынка электроэнергетики Казахстана. - Алматы, 2005.

9. Дукенбаев К., Нурекен Е. Энергетика Казахстана. Технический аспект. Алматы, 2001

10. Дукенбаев К. Энергетика Казахстана и пути ее интеграции в мировую экономику. - Алматы, 1996.

11. Жакупов А.А., Хижняк Р.С. Методическое указание к выполнению РГР по теме «Определение основных технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний в условиях рынка». 2011.

12. Жакупов А.А. Конспект лекций по дисциплине «Экономика отрасли». 2010.