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, Sном=250 МВА, Uвн=110кВ, Uнн=10.5кВ, 
Pк=640кВт, Pх=200кВт.
Тогда полные потери в трансформаторе:
Pтр= Pк+ Pх=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, Sном=400 МВА, Uвн=110кВ, Uнн=10.5кВ, Pк=900кВт, Pх=320кВт.
Тогда полные потери в трансформаторе:
Pтр= Pк+ Pх=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.
