3 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) |
360 |
144 |
216 |
88 |
24 |
52 |
26 |
26 |
КЭС1 (РЭК2) |
1140 |
456 |
684 |
280 |
75 |
165 |
82 |
82 |
КЭС2 (РЭК3) |
1800 |
720 |
1080 |
442 |
119 |
259 |
130 |
130 |
ТЭЦ3 (РЭК4) |
480 |
192 |
288 |
118 |
32 |
69 |
35 |
35 |
ТЭЦ2 (РЭК5) |
360 |
144 |
216 |
88 |
24 |
52 |
26 |
26 |
ГЭС2 (РЭК6) |
180 |
72 |
108 |
44 |
12 |
26 |
13 |
13 |
ГЭС1 (РЭК7) |
226 |
106 |
160 |
66 |
18 |
38 |
19 |
19 |
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 |
||||
1140
|
1 х К-500 2 х К-200 1 х К-100 1 х К-50 |
110
|
50-150
|
220
|
150-250
|
Таблица 7.3 – Данные по турбоагрегатам КЭС-1
Тип турбоагрегата |
P, МВт |
PЭК , МВт |
Pмин, МВт |
g’ |
g” |
Охх |
|
||||||
|
||||||
К-50 |
50 |
40 |
8 |
2,44 |
3,33 |
10 |
К-100 |
100 |
66 |
20 |
2,01 |
2,55 |
20 |
К-200 |
200 |
175 |
45 |
1,81 |
1,85 |
29,5 |
К-500 |
500 |
420 |
78 |
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 |
342 |
554,04 |
|||
1,78 |
0,28302 |
№ 5 (К-500) |
420-500 |
80 |
142,4 |
|||
1,81 |
0,28779 |
№ 4 (K-200) |
45-175 |
130 |
235,3 |
|||
1,81 |
0,28779 |
№ 3 (К-200) |
45-175 |
130 |
235,3 |
|||
1,85 |
0,29415 |
№ 4 (K-200) |
175-200 |
25 |
46,25 |
|||
1,85 |
0,29415 |
№ 3-(К-200) |
175-200 |
25 |
46,25 |
|||
2,01 |
0,31959 |
№2(К-100) |
20-66 |
46 |
92,46 |
|||
2,44 |
0,38796 |
№2(К-100) |
66-100 |
34 |
82,96 |
|||
2,55 |
0,40545 |
№1(К-50) |
8-40 |
32 |
81,6 |
|||
3,33 |
0,52947 |
№1(К-50) |
40-50 |
10 |
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 |
|||||
196 |
|
|
8 |
29,52 |
20 |
60,2 |
45 |
110,95 |
45 |
110,95 |
78 |
166,96 |
196 |
478,58 |
76,09422 |
|||||
196-538 |
1,62 |
0,26 |
8 |
29,52 |
20 |
60,2 |
45 |
110,95 |
45 |
110,95 |
420 |
721 |
538 |
1032,62 |
164,1866 |
|||||
538-618 |
1,78 |
0,28 |
8 |
29,52 |
20 |
60,2 |
45 |
110,95 |
45 |
110,95 |
500 |
863,4 |
618 |
1175,02 |
186,8282 |
|||||
618-748 |
1,81 |
0,29 |
8 |
29,52 |
20 |
60,2 |
45 |
110,95 |
175 |
346,25 |
500 |
863,4 |
748 |
1410,32 |
224,2409 |
|||||
748-878 |
1,81 |
0,29 |
8 |
29,52 |
20 |
60,2 |
175 |
346,25 |
175 |
346,25 |
500 |
863,4 |
878 |
1645,62 |
261,6536 |
|||||
878-903 |
1,85 |
0,29 |
8 |
29,52 |
20 |
60,2 |
175 |
346,25 |
200 |
392,5 |
500 |
863,4 |
903 |
1691,87 |
269,0073 |
|||||
903-928 |
1,85 |
0,29 |
8 |
29,52 |
20 |
60,2 |
200 |
392,5 |
200 |
392,5 |
500 |
863,4 |
928 |
1738,12 |
276,3611 |
|||||
928-974 |
2,01 |
0,32 |
8 |
29,52 |
66 |
152,66 |
200 |
392,5 |
200 |
392,5 |
500 |
863,4 |
974 |
1830,58 |
291,0622 |
|||||
974-1008 |
2,44 |
0,39 |
8 |
29,52 |
100 |
235,62 |
200 |
392,5 |
200 |
392,5 |
500 |
863,4 |
1008 |
1913,54 |
304,2529 |
|||||
1008-1040 |
2,55 |
0,41 |
40 |
111,12 |
100 |
235,62 |
200 |
392,5 |
200 |
392,5 |
500 |
863,4 |
1040 |
1995,14 |
317,2273 |
|||||
1040-1050 |
3,33 |
0,53 |
50 |
144,42 |
100 |
235,62 |
200 |
392,5 |
200 |
392,5 |
500 |
863,4 |
1050 |
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 |
|||||
196 |
0,24 |
4,65 |
0,02 |
1,03 |
0,26 |
0,27 |
538 |
0,67 |
35,07 |
0,07 |
1,08 |
0,26 |
0,28 |
618 |
0,76 |
46,27 |
0,07 |
1,10 |
0,28 |
0,31 |
748 |
0,92 |
67,79 |
0,09 |
1,12 |
0,29 |
0,32 |
878 |
1,09 |
93,40 |
0,11 |
1,15 |
0,29 |
0,33 |
903 |
1,12 |
98,79 |
0,11 |
1,15 |
0,29 |
0,34 |
928 |
1,15 |
104,34 |
0,11 |
1,16 |
0,29 |
0,34 |
974 |
1,20 |
114,94 |
0,12 |
1,16 |
0,32 |
0,37 |
1008 |
1,25 |
123,10 |
0,12 |
1,17 |
0,39 |
0,45 |
1040 |
1,29 |
131,04 |
0,13 |
1,18 |
0,41 |
0,48 |
1050 |
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 |
1080 |
КОП 2 |
245 |
5,94 |
- |
2,25 |
8,19 |
2006550 |
КОП 1 |
1363 |
6,64 |
- |
2,25 |
8,89 |
12117070 |
||
КОП 3 |
211 |
5,91 |
- |
2,25 |
8,16 |
1721760 |
||
РЭК 3 Пр. |
442 |
6,985 |
4,81 |
2,25 |
14,045 |
6207890 |
||
РЭК 2 Пр. |
280 |
7,161 |
4,35 |
2,25 |
13,761 |
3853080 |
||
КЭС1 |
684 |
РЭК 3 Сх. |
259 |
6,985 |
4,81 |
2,25 |
14,045 |
3637655 |
РЭК 2 Сх. |
165 |
7,161 |
4,35 |
2,25 |
13,761 |
2270565 |
||
РЭК 1 Пр. |
88 |
6,347 |
3,68 |
2,25 |
12,277 |
1080376 |
||
РЭК 6 Пр. |
44 |
16,269 |
5,34 |
2,25 |
23,859 |
1049796 |
||
РЭК 3 Пот. |
130 |
6,985 |
4,81 |
2,25 |
14,045 |
1825850 |
||
РЭК 5 Пр. |
88 |
6,347 |
4,17 |
2,25 |
12,767 |
1123496 |
||
ТЭЦ1 |
216 |
РЭК 3 Тр. |
130 |
6,985 |
4,81 |
2,25 |
14,045 |
1825850 |
РЭК 3 Ком. |
119 |
6,985 |
4,81 |
2,25 |
14,045 |
1671355 |
||
РЭК 1 Сх. |
52 |
6,347 |
3,68 |
2,25 |
12,277 |
638404 |
||
РЭК 7 Пр. |
66 |
12,771 |
4,21 |
2,25 |
19,231 |
1269246 |
||
РЭК 2 Пот. |
82 |
7,161 |
4,35 |
2,25 |
13,767 |
1128894 |
||
РЭК 6 Сх. |
26 |
12,269 |
5,34 |
2,25 |
23,859 |
620334 |
||
ГЭС2 |
108 |
РЭК 4 Пр. |
118 |
6,072 |
5,12 |
2,25 |
13,442 |
1586156 |
РЭК 5 Сх. |
52 |
6,347 |
4,71 |
2,25 |
12,767 |
663884 |
||
РЭК 2 Тр. |
82 |
7,161 |
4,35 |
2,25 |
13,761 |
1128402 |
||
РЭК 2 Ком. |
75 |
7,161 |
4,35 |
2,25 |
13,761 |
1032075 |
||
РЭК 7 Сх. |
38 |
12,771 |
4,21 |
2,25 |
19,231 |
730778 |
||
РЭК 4 Сх. |
68 |
6,072 |
5,12 |
2,25 |
13,472 |
916096 |
||
ТЭЦ2 |
216 |
РЭК 1 Пот. |
26 |
6,347 |
3,68 |
2,25 |
12,277 |
319202 |
РЭК 6 Пот. |
13 |
16,269 |
5,34 |
2,25 |
23,859 |
310167 |
||
РЭК 1 Тр. |
26 |
6,347 |
3,68 |
2,25 |
12,277 |
319202 |
||
РЭК 1 Ком. |
24 |
6,347 |
3,68 |
2,25 |
12,277 |
294648 |
||
РЭК 6 Тр. |
13 |
16,269 |
5,34 |
2,25 |
23,859 |
310167 |
||
РЭК 5 Пот. |
26 |
6,347 |
4,17 |
2,25 |
12,767 |
331942 |
||
ГЭС1 |
160 |
РЭК 6 Ком. |
12 |
16,269 |
5,34 |
2,25 |
23,859 |
286308 |
РЭК 5 Тр. |
26 |
6,347 |
4,17 |
2,25 |
12,767 |
331942 |
||
РЭК 7 Пот. |
19 |
12,771 |
4,21 |
2,25 |
19,231 |
365389 |
||
РЭК 5 Ком. |
24 |
6,347 |
4,17 |
2,25 |
12,767 |
306408 |
||
РЭК 4 Пот. |
35 |
6,072 |
5,12 |
2,25 |
13,442 |
470470 |
||
РЭК 7 Тр. |
19 |
12,771 |
4,21 |
2,25 |
19,231 |
365389 |
||
ТЭЦ3 |
288 |
РЭК 7 Ком. |
18 |
12,771 |
4,21 |
2,25 |
19,231 |
346158 |
РЭК 4 Ком. |
32 |
6,072 |
5,12 |
2,25 |
13,442 |
430144 |
||
РЭК 4 Тр. |
35 |
6,072 |
5,12 |
2,25 |
13,442 |
470470 |
||
МОП 1 |
5 |
16,269 |
- |
2,25 |
18,519 |
92595 |
||
МОП 2 |
5 |
16,269 |
- |
2,25 |
18,519 |
92595 |
||
МОП 3 |
5 |
16,269 |
- |
2,25 |
18,519 |
92595 |