Суммарный суточный график потребления с учетом потерь (зимний)
|
Период |
0 - 4 |
с 4-8 |
с 8-12 |
12 –16 |
16 - 20 |
20 –24 |
|
Суммарный график с учётом потерь (зимний) |
2172,9 |
2636,3 |
3146,2 |
3233,6 |
3610,1 |
2760,4 |
4 Определение мощности и выбор энергопроизводящего оборудования электростанции и энергосистемы
|
Тип станции |
СН, в % |
Общая мощность, МВт |
Мощность с учетом СН |
Мощность с резервом |
|
ГЭС |
2 |
467 |
476 |
489 |
|
ТЭЦ |
8 |
970 |
1047 |
|
|
КЭС |
4 |
1086 |
1129 |
|
|
Располагаемая мощность ЭО |
2523 |
3027 |
3040 | |
В расчетно-графической работе участвуют три типа электростанций: ГЭС, ТЭЦ и КЭС. ГЭС покрывает только пиковую нагрузку. Для определения покрытия пиковой нагрузки ГЭС воспользуемся формулой:
Nгэс= 1,15*Nуст, (3)
где Nуст – Разность между часовым максимумом нагрузки и следующей ступени нагрузки по суммарному графику нагрузки;
1,15 – резервная мощность
Мощность ТЭЦ берем равной 25 % от часового максимума нагрузки по графику, так как величина промышленной нагрузки превышает 40%.
КЭС покрывает остальную часть требуемой мощности.
Выбор оборудования
|
Электростанции и блоки |
Установленная мощность, МВт |
Выбранные генераторы |
|
ГЭС |
476 |
|
|
ГЭС №1 |
218 |
|
|
блоки 1 и 2 |
144 |
2х75 |
|
блок 3 |
74 |
1х75 |
|
ГЭС №2 |
258 |
|
|
блоки 1 и 2 |
154 |
2х80 |
|
блок 3 |
104 |
1х105 |
|
ТЭЦ |
1047 |
|
|
ТЭЦ №1 |
299 |
|
|
блоки 1 и 2 |
160 |
2х80 |
|
блок 3 |
139 |
1х140 |
|
ТЭЦ №2 |
349 |
|
|
блоки 1 и 2 |
210 |
2х105 |
|
блок 3 |
139 |
1х140 |
|
ТЭЦ №3 |
399 |
|
|
блоки 1 и 2 |
245 |
2х130 |
|
блок 3 |
154 |
1х155 |
|
КЭС |
1129 |
|
|
КЭС №1 |
529 |
|
|
блоки 1 и 2 |
290 |
2х63 |
|
блок 3 |
239 |
1х240 |
|
КЭС №2 |
629 |
|
|
блоки 1 и 2 |
330 |
2х165 |
|
блок 3 |
270 |
1х270 |
|
Суммарная мощность ЭО, МВт (без резерва) |
2521 | |
Анализ
Суточные графики электрической нагрузки для зимнего (декабрь) и летнего (июнь) дня каждой отрасли народного хозяйства строятся в процентах от годового максимума
Построив годовой (зимний, летний) суточные максимум электрической нагрузки для каждой отрасли наблюдаем, что к примеру промышленность загружена у нас на протяжении всего дня и потребление ее тоже в отличии от остальных отраслей самая максимальная и нагруженная( так в промежутке времени от 12-16 в зимний период значения достигает 1997,85., летом же 1498,38) ,летом мы наблюдаем небольшое снижение расхода но тем не менее. Если брать в общем виде, то максимальную загруженность всех отраслей, которые рассмотрены в этой работе, наблюдаем в ромежутке от 12-16 и 16-20. Затраты идут не маленькие.
Суммарный график с учетом потерь (зимний) ориентируюсь на данные, получаем возможность определение мощности и выбор энергопроизводящего оборудования электростанции и энергосистемы. Выбор остановился на электростанциях ГЭС,ТЭЦ,КЭС.
РГР №2. Долевое участие ЭС, отпускные цены и тарифы
Для
ГЭС основная составляющая издержек
амортизация, которую примем равной
40%. Найдя амортизацию, найдем и остальные
издержки, равные соответственно 60%.
Себестоимость производства на ГЭС
где
затраты
на амортизацию;
прочие
затраты (заработная плата).
Капитальные затраты на ГЭС
где
удельные
затраты на ГЭС;
постоянно
выдаваемая мощность.
Таблица 4.1 – Удельные капитальные затраты за 1 кВт
|
$ |
1200 |
1500 |
|
Тенге |
420000 |
525000 |
|
Курс тенге к $ |
350 |
350 |
Затраты на амортизацию
где
норма
ежегодных издержек на амортизацию и
обслуживание сетей, принимаем 2%.
где
суммарн
ые затраты в день (заработная плата/365дней в году)
Таблица 4.2 – Результаты показателей себестоимости для ГЭС
|
Расчет себ.\ Э.С. |
ГЭС 1 |
ГЭС 2 |
|
Мощность ГЭС1, МВт |
175 |
50 |
|
Постоянная выдаваемая мощность, МВТ |
17,5 |
5 |
|
Суточное потребление, МВт |
1050 |
300 |
|
Удельные капитальные затраты, тенге |
420000 |
525000 |
|
Капитальные затраты, тенге |
80850000000 |
28870000000 |
|
Затраты на амортизацию, тенге |
1617000000 |
577400000 |
|
Затраты на прочие расходы, тенге |
2425500000 |
866100000 |
|
Сумма затрат, тенге |
4042500000 |
1393500000 |
|
Себестоимость, тенге |
10,54 |
13,18 |
Средний удельный расход условного топлива на единицу выработанной ЭЭ электростанциями, кг.у.т./кВт∙ч.
Для ТЭЦ КПД принять равным 0,4 - 0,5 вне зависимости от времени суток – ТЭЦ покрывает базовую часть графика нагрузок и работает в условно-постоянном режиме выдачи мощности. 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 0,3, а в пике 0,4.
Расход натурального топлива
,
Для упрощения расчетов примем, что
топливная составляющая затрат равна
50%. Тогда полная себестоимость
где
себестоимость топлива (с учетом цены
франко-потребителя)
Расчет себестоимости производства электроэнергии на ТЭЦ 1, 2
Расчет себестоимости производства электроэнергии на ТЭЦ 3
Расчет себестоимости производства электроэнергии на КЭС 1,2
Дальнейшие расчеты производятся аналогичным образом, результаты сведены в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 – Прогнозные отпускные цены с шин
|
Отпускная цена |
|
|
ГЭС 1 |
10,54 |
|
ГЭС 2 |
13,18 |
|
ТЭЦ 1 |
4,307 |
|
ТЭЦ 2 |
4,307 |
|
ТЭЦ 3 |
5,392 |
|
КЭС 1 |
6,157 |
|
КЭС 2 |
6,157 |
тенге/кВт
ч
Анализ
В
данной части работы мы определяли цену
за кВт электроэнергии с электростанций.
Основной частью которой является
различного рода затраты. На амортизацию
и прочие: канцелярские расходы, затраты
на зарплату сотрудникам, расходы на
экологию, типографические расходы,
услуги связи, страхование и другие виды
затрат. Максимальная цена за кВт по моим
расчетам будет иметь ГЭС 2: 13,18 тенге/кВт
ч,
а самую минимальную ТЭЦ 1 и ТЭЦ 2: 3,764
тенге/кВт
ч.
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.
Расчётно-графическая работа №3. Построение имитационной модели энергосистемы
Таблица
1
Исходные
данные
|
Вариант энергообъединения |
Отпущенно в отчетном году, тыс. мВт.ч. |
Потреблено отраслями народного хозяйства, % |
Потери в сетях % |
Топливо |
| |||||||
|
Промышленность |
К-б. хоз. |
Сел. хоз. |
Транспорт |
|
Цена франко- потребителя тенге/т.н.т |
Теплот-я способность ккал/кг.н.т. |
| |||||
|
80 |
21700 |
63 |
9 |
13 |
6 |
9 |
4575 |
4050 , |
| |||
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 групп потребителей:
МРП – малый розничный потребитель, в расчёте его мощность принимается равной 1 МВт;
КРП – крупный розничный потребитель.
В сетях НЭС присутствуют МОП и КОП;
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 (7 электростанций разных типов), региональные электросетевые компании (РЭК), подстанции межрегиональной энергопередающей организации (НЭС) и потребителей различных типов (28 МРП, 28 КРП, 3 МОП и 3 КОП).
Определение малыхи крупных розничных потребителей:
РЭК1(ТЭЦ1): РРЭК1= 179МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,63- РМРП= 179,4·0,63-1= 112МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,09- РМРП= 179·0,09-1= 15МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13- РМРП= 179·0,13 -1= 22МВт
Транспорт:РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,06 -РМРП= 179·0,06-1= 10МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,09= 179·0,09=МВт
РЭК2 (ТЭЦ2): РРЭК2 =209МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,63 - РМРП= 209·0,63 -1= 131 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,09 - РМРП= 209·0,09-1= 18 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП= 209·0,13 -1= 27 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,06 -РМРП= 209·0,06 -1= 12 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,09= 209·0,09 = МВт
РЭК3 (ТЭЦ3): РРЭК3 = 239 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,63 - РМРП= 239·0,63 -1= 149 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,09 - РМРП=239·0,09-1= 20 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП=239·0,13 -1= 30МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,06 -РМРП= 239·0,06 -1=13 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,09= 239·0,09 = МВт
РЭК4 (ГЭС1): РРЭК4= 130 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,63 - РМРП= 130·0,63 -1= 81 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,09 - РМРП= 130·0,09-1= 10 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП=130·0,13 - 1= 16 МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,06 -РМРП= 130·0,06 -1= 6 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,09= 130·0,09 = МВт
РЭК5 (ГЭС2): РРЭК5 = 154 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,63 - РМРП= 154·0,63 -1=96 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,09 - РМРП=154·0,09-1= 12 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП=154·0,13 -1= 19МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,06 -РМРП= 154·0,06 -1=8 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,09= 154·0,09 = МВт
РЭК6 (КЭС1): РРЭК6 = 317 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,63 - РМРП=317·0,63 -1=198 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,09 - РМРП=317·0,09-1= 27 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП=317·0,13 - 1= 40МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,06 -РМРП= 317·0,06 - 1=18 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,09= 95·0,09 = МВт
РЭК7 (КЭС2): РРЭК1=360 МВт
Промышленность: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,6 - РМРП=360·0,63 -1=255 МВт
Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,11 - РМРП=315·0,11-1= 34 МВт
Сельское хозяйство: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,13 - РМРП=315·0,13 -1 = 40МВт
Транспорт: РМРП=1МВт
РКРП=РРЭК1·0,04 -РМРП= 315·0,04 - 1=11 МВт
Потери в сетях: РКРП=РРЭК1·0,12= 420·0,12 = 38 МВт
Расчет потерь
РЭК 1 (ТЭЦ1)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 50МВт; U = 110кВ.
L1 = L2 = 50км; L3 = L4= 55км; L5 = L6= 60км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 132,34 мм2, принимаем сечение 150 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7Ом·мм2км.
R1 = R2 = 10,5Ом; R3 = R4 = 11,6Ом; R5 = R6 = 12,6 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 10,5·2922 = 0,8 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 11,6·2922 = 0,9 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 12,6·2922 = 1 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-1 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-63000/110, Рхх = 53 кВт, Рк3 = 290 кВт.
ΔРтр = (53 + 290(50/63)2)·10-3 = 0,238 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 5,4 + 0,238 = 5,638 МВт
Тогда
суммарные потерисоставят около
РЭК 2 (ТЭЦ2)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 58МВт; U = 110кВ.
L1 = L2 = 50км; L3 = L4= 60км; L5 = L6= 70км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 132,34 мм2, принимаем сечение 150 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 10,5 Ом; R3 = R4 = 12,68 Ом; R5 = R6 = 14,79 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 10,5·2922 = 0,9 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 12,68·2922 = 1 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 14,79·2922 = 1,2 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-2 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-63000/110, Рхх = 53 кВт, Рк3 = 290 кВт.
ΔРтр = (53 + 290(50/63)2)·10-3 = 0,238 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 6,2 + 0,238 = 6,438 МВт
Тогда
суммарные потерисоставят около
РЭК 3 (ТЭЦ3)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 66,5 МВт; U = 110кВ.
L1 = L2 = 50км; L3 = L4= 50км; L5 = L6= 60км
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 125,5 мм2, принимаем сечение 150 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 10,5 Ом; R3 = R4 = 10,5 Ом; R5 = R6 = 12,6 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 10,5·388,22 = 1,58 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 10,5·388,22 = 1,58 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 12,6·388,22 = 1,89 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-3 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-80000/110, Рхх = 64 кВт, Рк3 = 365 кВт.
ΔРтр = (64 + 365(66,5/80)2)·10-3 = 0,316 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 10,1 + 0,316 = 10,416 МВт
Тогда
суммарные потерисоставят около
РЭК 4 (ГЭС1)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P1 = P2 =70 МВт;P3= 74МВт; U= 110кВ.
L1 = L2 = 50км; L3= 60км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S1,2 = 97,87 мм2, S3 = 104 мм2, принимаем сечение 120 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 10,5 Ом; R3 = 12,68 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 10,5·4082 = 1,7 МВт;
ΔРл3 = 12,68·4322 = 2,3 МВт;
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ГЭС-1 будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-80000/110, Рхх = 64 кВт, Ркз= 365 кВт.
ΔРтр = (64 + 365(70/80)2)·10-3 = 0,343 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 8 + 0,343 = 8,343 МВт
Тогда
суммарные потерисоставят около
РЭК 5 (ГЭС2)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 52 МВт; U= 110 кВ.
L1 = L2 = 50км; L3 = L4= 55км; L5 =60км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 116,2 мм2, принимаем сечение 120 мм2.
R = ρ·L/S
ρ = 31,7 Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 10,5Ом; R3 = R4 = 11,6 Ом; R5 = 12,6Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 10,5·303,62 = 0,9 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 11,6·303,62 = 1 МВт;
ΔРл5 = 12,6·303,62 = 1,1 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-63000/110, Рхх = 53 кВт, Рк3 = 290 кВт.
ΔРтр = (53 + 290(52/63)2)·10-3 = 0,249 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 6 + 0,249 = 6,249 МВт
Тогда
суммарные потерисоставят около
РЭК 6 (КЭС1)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 70 МВт; U= 110кВ.
L1 = L2 = 90 км; L3 = L4= 100 км; L5 = L6= 140 км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 136,24 мм2, принимаем сечение 150 мм2
R = ρ·L/S
ρ = 31,7Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 19 Ом; R3 = R4 = 21,1Ом; R5 = R6 = 29,5 Ом.
Расчетное значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 19·408,72 = 3,1 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 21,1·408,72 = 3,5 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 29,5·408,72 = 4,9 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-80000/110, Рхх= 64 кВт, Рк3= 365 кВт.
ΔРтр = (64 + 365(70/80)2)·10-3 = 0,343 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 23 + 0,343 = 23,343 МВт
Тогда
суммарные потери составят около
Таблица 2.1 – Исходные данные для КЭС1
|
Установленная мощность ТЭС, МВт |
Число и тип агрегатов турбинного цеха |
Рабочее напряжение РУ, кВ |
Длина ЛЭП до потребителя, км |
Связь с системой | |
|
Напряжение, кВ |
длина ЛЭП, км | ||||
|
550 |
1хК-300 |
110 |
50/150 |
220 |
150/250 |
|
1хК-150 | |||||
|
1хК-100 | |||||
Таблица 2.2 – Расходные энергетические характеристики
|
Тип турбоагрегата |
Р,МВт |
Рэк,МВт |
Рмин,МВт |
g' |
g'' |
Oхх |
|
1хК-300 |
300 |
250 |
56 |
1,69 |
1,8 |
38 |
|
1хК-150 |
150 |
125 |
34 |
1,88 |
1,97 |
28 |
|
1хК-100 |
100 |
66 |
20 |
2,01 |
2,55 |
20 |
Таблица 2.3 – Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов
|
Номер турбоагрегата |
Тип турбоагрегата |
Зона нагрузки Рмин-Рэк, МВт |
g' |
Зона повышения нагрузки Рэк-Рн,МВт |
g'' |
|
1 |
К-300 |
56-250 |
1,69 |
250-300 |
1,8 |
|
2 |
К-150 |
34-125 |
1,88 |
125-150 |
1,97 |
|
3 |
К-100 |
20-66 |
2,01 |
66-100 |
2,55 |
Таблица 2.4 – Очередность загрузки турбогенераторов
|
Относительный прирост |
Тип и номер агрегата |
Зона нагрузки агрегата |
Прирост нагрузки агрегата,МВт |
Прирос расхода тепла агрегатов в зоне нагрузки,4.19ГДж/ч | |
|
тепла 4,19 ГДж/МВт |
топлива т у.т./МВт·ч | ||||
|
1,69 |
0,27 |
К-300 |
56-250 |
194 |
327,86 |
|
1,8 |
0,29 |
К-300 |
250-300 |
50 |
90 |
|
1,88 |
0,30 |
К-150 |
34-125 |
91 |
171,08 |
|
1,97 |
0,31 |
К-150 |
125-150 |
25 |
49,25 |
|
2,01 |
0,32 |
К-100 |
20-66 |
46 |
92,46 |
|
2,55 |
0,40 |
К-100 |
66-100 |
34 |
86,7 |
Таблица 2.5 – Часовой расход тепла
|
Q1·4,19ГДж/ч |
Q2·4,19ГДж/ч |
Q3·4,19ГДж/ч |
Qmin·4,19ГДж/ч |
|
60,2 |
91,92 |
132,62 |
412,74 |
Таблица 2.6 – Распределение нагрузки между турбоагрегатами
|
Зона сумнагрТЭС,Мвт |
Относит приросты |
Турбоагрегат №1 |
Турбоагрегат №2 |
Турбоагрегат№3 |
Всего по турбинному цеху | ||||||||
|
тепла 4.19 ГДж/МВт·ч |
топлива т.у.т./МВт*ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
ВМт |
4,19ГДж/ч |
т у.т./ч | |||
|
110 |
|
|
20 |
60,2 |
34 |
91,92 |
56 |
132,62 |
110 |
284,74 |
45,27 | ||
|
110-350 |
1,69 |
0,27 |
66 |
60,2 |
34 |
91,92 |
250 |
460,5 |
350 |
612,62 |
97,40 | ||
|
350-354 |
1,8 |
0,29 |
20 |
60,2 |
34 |
91,92 |
300 |
545 |
354 |
697,12 |
110,84 | ||
|
354-445 |
1,88 |
0,30 |
20 |
60,2 |
125 |
271,25 |
300 |
545 |
445 |
876,45 |
139,35 | ||
|
445-470 |
1,97 |
0,31 |
20 |
60,2 |
150 |
321,5 |
300 |
545 |
470 |
926,7 |
147,34 | ||
|
470-516 |
2,01 |
0,32 |
66 |
144 |
150 |
321,5 |
300 |
545 |
516 |
1010,5 |
160,6 | ||
|
516-560 |
2,55 |
0,40 |
100 |
212 |
150 |
321,5 |
300 |
545 |
550 |
1078,5 |
171,48 | ||
Таблица 2.7 – Корректировка относительного прироста топлива
РЭК 7 (КЭС2)
Потери в линиях:
Передаваемая мощность по каждой линии P = 70 МВт; U= 110кВ.
L1 = L2 = 70 км; L3 = L4= 90 км; L5 = L6= 120 км.
Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.
S = 136,24 мм2, принимаем сечение 150 мм2
R = ρ·L/S
ρ = 31,7Ом·мм2/км.
R1 = R2 = 14,8Ом; R3 = R4 = 19Ом; R5 = R6 = 25,4Ом.
Расчетное
значение тока в каждой линии
Рассчитаем потери в каждой линии
,
ΔРл1 = ΔРл2 = 14,8·408,72 = 2,47 МВт;
ΔРл3 = ΔРл4 = 19·408,72 = 3,17 МВт;
ΔРл5 = ΔРл6 = 25,4·408,72 = 4,24 МВт.
Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:
Потери в трансформаторах:
Выбран трансформатор ТДТН-80000/110, Рхх= 64 кВт, Рк3= 365 кВт.
ΔРтр = (64 + 365(70/80)2)·10-3 = 0,343 МВт
Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 19,76 + 0,343 = 20,103 МВт
Тогда
суммарные потерисоставят около
Таблица 2.1 – Исходные данные для КЭС2
|
Установленная мощность ТЭС, МВт |
Число и тип агрегатов турбинного цеха |
Рабочее напряжение РУ, кВ |
Длина ЛЭП до потребителя, км |
Связь с системой | |
|
Напряжение, кВ |
длина ЛЭП, км | ||||
|
700 |
1хК-300 |
110 |
70-120 |
220 |
170 |
|
2хК-200 | |||||
Таблица 2.2 – Расходные энергетические характеристики
|
Тип турбоагрегата |
Р,МВт |
Рэк,МВт |
Рмин,МВт |
g' |
g'' |
Oхх |
|
1хК-300 |
300 |
250 |
56 |
1,69 |
1,8 |
38 |
|
2хК-200 |
200 |
175 |
45 |
1,81 |
1,85 |
29,5 |
Таблица 2.3 – Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов
|
Номер турбоагрегата |
Тип турбоагрегата |
Зона нагрузки Рмин-Рэк, МВт |
g' |
Зона повышения нагрузки Рэк-Рн,МВт |
g'' |
|
1 |
К-300 |
56-250 |
1,69 |
250-300 |
1,8 |
|
2,3 |
К-200 |
45-175 |
1,81 |
175-200 |
1,85 |
Таблица 2.4 – Очередность загрузки турбогенераторов
|
Относительный прирост |
Тип и номер агрегата |
Зона нагрузки агрегата |
Прирост нагрузки агрегата,МВт |
Прирос расхода тепла агрегатов в зоне нагрузки,4.19ГДж/ч | |
|
тепла 4,19 ГДж/МВт |
топлива т у.т./МВт·ч | ||||
|
1,69 |
0,27 |
К-300 |
56-250 |
194 |
327,86 |
|
1,8 |
0,29 |
К-300 |
250-300 |
50 |
90 |
|
1,81 |
0,29 |
К-200 |
45-175 |
130 |
235,3 |
|
1,81 |
0,29 |
К-200 |
45-175 |
130 |
235,3 |
|
1,85 |
0,29 |
К-200 |
175-200 |
25 |
46,25 |
|
1,85 |
0,29 |
К-200 |
175-200 |
25 |
46,25 |
Таблица 2.5 – Часовой расход тепла
|
Q1·4,19ГДж/ч |
Q2·4,19ГДж/ч |
Q3·4,19ГДж/ч |
Qmin·4,19ГДж/ч |
|
110,95 |
110,95 |
132,64 |
354,54 |
Таблица 2.6 – Распределение нагрузки между турбоагрегатами
|
Зона сумнагрТЭС,Мвт |
Относит приросты |
Турбоагрегат №1 |
Турбоагрегат №2 |
Турбоагрегат№3 |
Всего по турбинному цеху | ||||||||
|
тепла 4.19 ГДж/МВт·ч |
топлива т.у.т./МВт*ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
МВт |
4,19ГДж/ч |
ВМт |
4,19ГДж/ч |
т у.т./ч | |||
|
146 |
|
|
45 |
110,95 |
45 |
110,95 |
56 |
132,64 |
146 |
354,54 |
56,37 | ||
|
146-340 |
1,69 |
0,27 |
45 |
110,95 |
45 |
110,95 |
250 |
460,5 |
340 |
682,4 |
108,5 | ||
|
340-390 |
1,8 |
0,29 |
45 |
110,95 |
45 |
110,95 |
300 |
545 |
390 |
766,9 |
121,94 | ||
|
390-520 |
1,81 |
0,29 |
45 |
110,95 |
175 |
346,25 |
300 |
545 |
520 |
1002,2 |
159,35 | ||
|
520-545 |
1,81 |
0,29 |
45 |
110,95 |
200 |
391,5 |
300 |
545 |
545 |
1047,45 |
166,54 | ||
|
545-675 |
1,85 |
0,29 |
175 |
346,25 |
200 |
391,5 |
300 |
545 |
675 |
1282,75 |
203,96 | ||
|
675-700 |
1,85 |
0,29 |
200 |
391,5 |
200 |
391,5 |
300 |
545 |
700 |
1328 |
211,15 | ||
Таблица 2.7 – Корректировка относительного прироста топлива
Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний
На основе построенной имитационной модели необходимо составить баланс потребления выдаваемой мощности потребителями и сравнить с мощностью в период максимума нагрузки:
Таблица 4 – Субъекты рынка электроэнергии
|
ЭПО |
Отпр. мощн., МВт |
НЭС (40%) |
РЭК (60%) |
Пром (63%) |
К-б х (9%) |
С-х (13%) |
Тр (6%) |
|
КЭС1 |
550 |
220 |
330 |
346 |
50 |
71 |
33 |
|
ТЭЦ1 |
299 |
120 |
180 |
188 |
27 |
38 |
14 |
|
ТЭЦ2 |
349 |
140 |
209 |
220 |
31 |
45 |
21 |
|
КЭС2 |
700 |
280 |
420 |
441 |
63 |
91 |
42 |
|
ТЭЦ3 |
399 |
160 |
240 |
251 |
36 |
52 |
24 |
|
ГЭС2 |
258 |
103 |
155 |
162 |
23 |
33 |
15 |
|
ГЭС1 |
218 |
87 |
130 |
137 |
20 |
28 |
13 |
Также необходимо определить отпускные цены ЭПО, тарифы РЭК и НЭС и суммарный тариф на вводах потребителя. При составлении баланса необходимо учитывать, что конечный потребитель может купить электроэнергию у любой электростанции, входящей в энергосистему, или у нескольких электростанций одновременно, если мощности, предоставленной одной станцией, ему недостаточно. Тарифы отдельных поставщиков электроэнергии могут различаться, поэтому конечный тариф для потребителя, в случае множественных поставщиков у этого потребителя, будет определяться в соответствии со следующей формулой.
Таблица 5 –Прогнозные отпускные цены с шин ЭС
|
ЭПО |
Отпускаемая мощность,МВт |
Тариф ЭПО, тг/кВтч |
|
КЭС1 |
550 |
6,157 |
|
ТЭЦ1 |
299 |
4,307 |
|
ТЭЦ2 |
349 |
4,307 |
|
КЭС2 |
700 |
5,157 |
|
ТЭЦ3 |
399 |
5,392 |
|
ГЭС2 |
258 |
10,54 |
|
ГЭС1 |
218 |
13,18 |
Тариф НЭС – 2 тенге/кВт·ч.
Таблица 6 - Баланс мощности в сетях НЭС
|
ЭПО |
Отп. мощн., МВт |
Потребитель, МВт |
Мощн. потребителя, МВт |
Тариф НЭС, тг/кВтч |
Тариф ЭПО, тг/кВтч |
Цср, тг/кВтч |
Стои-мость, тыс. тг | ||||
|
ТЭЦ1 |
299 |
КОП1 |
287 |
2 |
4,307 |
11,55 |
3314,85 | ||||
|
ГЭС2 |
258 |
2 |
10,54 | ||||||||
|
ГЭС1 |
218 |
2 |
13,18 | ||||||||
|
ТЭЦ2 |
349 |
КОП2 |
300 |
2 |
4,307 |
6,215 |
1783,705 | ||||
|
ТЭЦ3 |
399 |
2 |
5,392 | ||||||||
|
КЭС1 |
550 |
КОП3 |
700 |
2 |
6,157 |
7,324 |
2102 | ||||
|
КЭС2 |
700 |
2 |
5,157 | ||||||||
|
ТЭЦ1 |
299 |
МОП1 |
5 |
2 |
4,307 |
8,18 |
57,75 | ||||
|
ГЭС2 |
258 |
2 |
10,54 | ||||||||
|
ГЭС1 |
218 |
2 |
13,18 | ||||||||
|
ТЭЦ2 |
349 |
МОП2 |
5 |
2 |
4,307 |
9,42 |
31,075 | ||||
|
ТЭЦ3 |
399 |
2 |
5,392 | ||||||||
|
КЭС1 |
550 |
МОП3 |
5 |
2 |
6,157 |
9,56 |
36,62 | ||||
|
КЭС2 |
700 |
2 |
5,157 | ||||||||
|
Сумма |
1302 |
|
|
|
7326 | ||||||
Тариф РЭК – 4тенге/кВт·ч.
Таблица 7 - Баланс мощности в сетях РЭК
|
ЭПО |
Отп. мощн., МВт |
ЭСО |
Потребитель, МВт |
Мощн. потреби-теля, МВт |
Тариф РЭК, тг/кВтч |
Тариф ЭПО, тг/кВтч |
Цср, тг/кВтч
|
Стои-мость, тг | |||||
|
ТЭЦ1 |
299 |
РЭК-1 |
Пром |
112 |
4 |
4,307 |
8,307 |
2775,07 | |||||
|
К-б х |
15 | ||||||||||||
|
С-х |
22 | ||||||||||||
|
Транс |
10 | ||||||||||||
|
ТЭЦ2 |
349 |
РЭК 2 |
Пром |
131 |
4 |
4,307 |
8,307 |
2775,07 | |||||
|
К-б х |
18 | ||||||||||||
|
С-х |
27 | ||||||||||||
|
Транс |
12 | ||||||||||||
|
ТЭЦ3 |
399 |
РЭК3 |
Пром |
149 |
4 |
5,392 |
9,392 |
1974,9 | |||||
|
К-б х |
20 | ||||||||||||
|
С-х |
30 | ||||||||||||
|
Транс |
13 | ||||||||||||
|
ГЭС1 |
218 |
РЭК4
|
Пром |
81 |
4 |
13,18 |
17,18 |
767,12 | |||||
|
К-б х |
10 | ||||||||||||
|
С-х |
16 | ||||||||||||
|
Транс |
6 | ||||||||||||
|
ГЭС2 |
258 |
РЭК5 |
Пром |
96 |
4 |
10,54 |
14,54 |
1266,72 | |||||
|
К-б х |
12 | ||||||||||||
|
С-х |
19 | ||||||||||||
|
Транс |
8 | ||||||||||||
|
КЭС1 |
550 |
РЭК6 |
Пром |
198 |
4 |
6,157 |
10,157 |
3270,8 | |||||
|
К-б х |
27 | ||||||||||||
|
С-х |
40 | ||||||||||||
|
Транс |
18 | ||||||||||||
|
КЭС2 |
700 |
РЭК7 |
Пром |
255 |
4 |
5,157 |
9,157 |
2716,82 | |||||
|
К-б х |
34 | ||||||||||||
|
С-х |
40 | ||||||||||||
|
Транс |
11 | ||||||||||||
|
Сумма |
1719 |
|
|
|
15546,5 | ||||||||