Составление баланса электроэнергии и мощности в узлах нагрузок национальной сети и региональных электросетевых компаний

 

На основе построенной имитационной модели необходимо составить таблицу, в которой обозначить всех субъектов рынка электроэнергии. Для каждой электростанции вписать расчётные данные выдачи мощности в период максимума нагрузки и составить баланс потребления выдаваемой мощности потребителями для пикового режима. При этом для каждой группы потребляемая мощность определяется в соответствии с долей, определённой в таблице 1. Результаты расчёта свести в таблицу 4. Также в таблице необходимо обозначить отпускные цены ЭПО, тарифы РЭК и НЭС и суммарный тариф на вводах потребителя. При составлении итоговой таблицы нужно учитывать, что конечный потребитель может купить электроэнергию у любой электростанции, входящей в энергосистему, или у нескольких электростанций одновременно, если, по разным причинам, нет возможности закупить всю необходимую электроэнергию у одной электростанции. Отпускные цены отдельных поставщиков электроэнергии могут различаться, поэтому конечная цена для потребителя, в случае множественных поставщиков у этого потребителя, будет определяться в соответствии со следующей формулой:

.

3 Проведение прогнозных расчётов на экономико-имитационной модели с целью определения конечных тарифов на электроэнергию у потребителей в условиях функционирования спот-рынка в режиме часовой торговли электроэнергией

 

Для выполнения расчётов и построения модели используется клиент-серверная программа «Модель ЭС».

Для выполнения расчётов студенту потребуется ввести в формы программы следующую информацию:

- идентификационная информация: ФИО и № зачётной книжки;

- информация по РЭКам: название и тариф на передачу и распределение электроэнергии;

- информация по электростанциям: название; максимальная выдаваемая мощность; отпускная цена; привязка к РЭК;

- информация о НЭС: название; тариф на передачу и распределение электроэнергии; привязки к ЭС; сечение ЛЭП, в зависимости от планируемой передачи мощности;

- информация о потребителях; название; отраслевая группа; тип потребителя; потребляемая мощность; привязка к РЭК или НЭС;

- информация о заключённых контрактах: для каждого ранее введённого потребителя необходимо будет выбрать одного или более поставщиков из числа ранее введённых ЭПО (ЭС).

Ввод контрактов можно осуществлять в ручном, полуавтоматическом и автоматическом режимах.

В ручном режиме оператор выбирает поставщиков, руководствуясь критерием минимальной стоимости электроэнергии для каждого из потребителей, с заполнением контрактов по алфавитному порядку потребителей из списка ранее введённых потребителей.

В полуавтоматическом режиме для каждого потребителя поставщики выбирается случайным образом для каждого следующего контракта, имитируя рыночные отношения, согласно которым минимальная стоимость электроэнергии будет у потребителей, заключивших контракты раньше других (купивших электроэнергию у электростанций, предлагающих более низкие отпускные цены).

Станции	РЭК	Потребитель	Тариф на э/э (тенге за кВт∙ч)	Стоимость э/э (тенге)
КЭС-1(900 МВт)	РЭК-1	Промышленность (342 МВт)
Коммунально-бытовое (243МВт)
Сельское хозяйство (117 МВт)
Транспорт (108 МВт)
КЭС-2(780 МВт)	РЭК-2	Промышленность (296,4МВт)	8,3
Коммунально-бытовое (210,6 МВт)	8,3
Сельское хозяйство (101,4 МВт)	8,3
Транспорт (78 МВт)	8,3

 

 

4 Расчёт фактических потерь электроэнергии на примере РЭК-3 и РЭК-4

 

Для передачи электроэнергии от места производства до места ее потребления расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны,задача состоит в определении их реального значения и нахождения способа снижения потерь.

Исходя из начальных данных, будем считать потери только по активной мощности. Она состоит из двух составляющих: потери мощности в ЛЭП и в трансформаторах.

Потери мощности в линии

 

Потери активной мощности можно найти по следующим формулам:

 

(1.1)

где (1.2)

(1.3)

Так как в данной работе известна только активная мощность, необходимо использовать среднее значения cosφ для нахождения полной мощности. Примем cosφ=0,85.

ЛЭП 1: КЭС-1 – промышленность

В первую очередь, определим значение полной мощности:

Условно делим передаваемую мощность на количество линий:

где n – количество линий;

Потери мощности на одной линии:

Суммарные потери на линиях:

 

 

Для упрощения представим все значения потерь для всех линий в виде таблицы:

Таблица 18 – Потери мощности на ЛЭП

ЛЭП	Удельное активное сопротив-ление, Ом/км	Длина линии, км	U, кВ	Коли-чество ЛЭП	Активная мощность, МВт	Полная мощность, МВА	Мощность на одной линии, МВА	Потери мощности, МВт
КЭС-1 – Пром.	0,12					400,14	57,16
КЭС-1 – Ком-быт.	0,12				284,31	56,8	12,5
КЭС-1 – Сел/хоз.	0,12				136,89	45,6	5,2
КЭС-1 – ТС	0,12				126,4	41,13	4,4
Сумма потерь на линиях КЭС-1		41,1
КЭС-2 – Пром.	0,12				296,4	346,8	57,8	16,7
КЭС-2 – Ком-быт.	0,12			210,6	246,4		10,14
КЭС-2 – Сел/хоз.	0,12			101,4	118,6
КЭС-2 – ТС	0,12				91,26	45,6	3,5
Сумма потерь на линиях КЭС-2		34,34
Общая сумма потерь на линиях		75,44

Потери в трансформаторах

 

Активные потери в двухобмоточном трансформаторе равны:

(1.4)

Однако на станциях с суммарной нагрузкой S работает параллельно 2 одинаковых трансформаторов, следовательно их эквивалентное сопротивления в 2 раза меньше, а проводимости в 2 раза больше. Тогда,

(1.5)

ЛЭП 1: КЭС-1 – промышленность

В первую очередь, определим значение полной мощности:

Далее находим потери для двух одинаковых параллельно работающих трансформаторов ТЦ-400000/110:

где , для трансформатора ТЦ-80000/110

Для упрощения представим все значения потерь в виде таблице:

Таблица 19 – Потери мощности в трансформаторах

	Трансформаторы	P, МВт	S, МВА	Sном, МВА	Pх,кВт	Pк,кВт	Потери мощности, МВт
КЭС-1 – Пром.	ТЦ-400000/110		400,14
КЭС-1 – Ком-быт.	ТЦ-250000/110		284,31				0.95
КЭС-1 – Сел/хоз.	ТДЦ- 125000/110		136,89				0,47
КЭС-1 – ТС	ТД -25000/110		126,4				0,12
Сумма потерь на трансформаторах КЭС-1							2,54
КЭС-2 – Пром.	ТЦ-400000/110	296,4	346,8
КЭС-2 – Ком-быт.	ТЦ-250000/110	210,6	246,4				0,56
КЭС-2 – Сел/хоз.	ТДЦ- 125000/110	101,4	118,6				0,46
КЭС-2 – ТС	ТЦ-80000/110		91,26				0,23
Сумма потерь на трансформаторах КЭС-2							2,25
Общая сумма потерь на трансформаторах							4,79