Экономическое распределение электрической нагрузки между совместно работающими турбоагрегатами станции

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 20 – Перетоки электроэнергии по РЭК

 

ЭПО	Отпр,Мощ-ть,МВт	НЭС (40%)	РЭК (60%)	Пром(38%)	Ком. (27%)	Сх (13%)	Транс (12%)	Потр. (10%)
ТЭЦ1 (РЭК1)				83,6	59,4	28,6	26,4
КЭС1 (РЭК2)
КЭС2 (РЭК3)				296,4	210,6	101,4	93,6
ТЭЦ3 (РЭК4)		134,8	202,2	128,06	90,99	43,81	40,44	33,7
ТЭЦ2 (РЭК5)				83,6	59,4	28,6	26,4
ГЭС2 (РЭК6)		35,6	53,4	33,82	24,03	11,57	10,68	8,9
ГЭС1 (РЭК7)		19,2	28,8	18,24	12,96	6,24	5,76	4,8

 

 

Таблица 21 - 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-100 1 х К-200 2 х К-300		50-150		150-250

 

Таблица 22 – Данные по турбоагрегатам КЭС-2

Тип турбоагрегата	P, МВт	PЭК, МВт	Pмин, МВт	g^’	g^”	Охх
К-100				2,01	2,55
К-200				1,81	1,85	29,5
К-300				1,69	1,8	38,0

 

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 23 – 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
1,69	0,26871	№ 1(К-300)	56-250		327,86
1,69	0,26871	№ 2(К-300)	56-250		57,46
1,80	0,2862	№ 2(К-300)	250-300
1,80	0,2862	№ 2(К-300)	250-300
1,81	0,28779	№ 3 (К-200)	45-175		235,3
1,85	0,29415	№ 3 (К-200)	175-200		46,25
2,01	0,31959	№ 4 (K-100)	20-66		92,46
2,55	0,40545	№ 4 (K-100)	66-100		86,7

Зона суммарной нагрузки ТЭС, МВт	Относительные приросты	Турбоагрегат	Турбоагрегат	Турбоагрегат	Турбоагрегат	Всего по турбинному цеху
№ 4	№ 3	№ 2	№ 1
	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	т у.т./ч
				132,64		110,95		60,2		132,64		436,43	69,39237
177-371	1,69	0,27		132,64		110,95		60,2		132,64		436,43	69,39237
371-565	1,69	0,27		132,64		110,95		60,2		132,64		436,43	69,39237
565-615	1,8	0,29		132,64		110,95		60,2		222,64		526,43	83,70237
615-665	1,8	0,29		132,64		110,95		150,2		222,64		616,43	98,01237
665-795	1,81	0,29		132,64		110,95		150,2		268,89		662,68	105,3661
795-820	1,85	0,29		132,64		110,95		196,45		268,89		708,93	112,7199
820-866	2,01	0,32		132,64		203,41		196,45		268,89		801,39	127,421
866-900	2,55	0,41		132,64		290,11		196,45		268,89		888,09	141,2063

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 24– Корректировка относительного прироста топлива

Нагрузка ТЭС ∑PТЭС, МВт	Рабочий ток, Iраб, кА	Потери активной мощности ΔP,МВт	Доля потерь	Поправочный коэффициент Kс	Относительный прирост топлива т у.т./МВт×ч
Расчетный	Откорректированный
177,00	0,22	3,80	0,02	1,03	0,27	0,28
371,00	0,46	16,68	0,04	1,06	0,27	0,28
565,00	0,70	38,68	0,07	1,09	0,27	0,29
615,00	0,76	45,82	0,07	1,10	0,29	0,31
665,00	0,82	53,58	0,08	1,11	0,29	0,32
795,00	0,98	76,57	0,10	1,13	0,29	0,33
820,00	1,01	81,47	0,10	1,14	0,29	0,33
866,00	1,07	90,86	0,10	1,14	0,32	0,37
900,00	1,11	98,14	0,11	1,15	0,41	0,47

 

 

 

 

Заключение

В результате проведенной работы сделаны следующие выводы:расчеты показывают, что среди 7 электростанций расчетного региона наиболее низкая себестоимость электроэнергии - на ТЭЦ 2: 3,6 тенге/кВт∙ч, наиболее высокая – на ГЭС 2: 12,7 тенге/кВт∙ч. Стоимость услуг по передаче электроэнергии розничным потребителям которые оказывают РЭКи лежит в диапазоне от 4,0 до 5,4 тенге/кВт∙ч. Услуги оказываемые НЭС включают в себя передачу, диспетчеризацию и балансировку мощности и их цена составляет 2 тенге/кВт∙ч.

Также в результате пересчета потерь в сетях отходящих от КЭС выяснилось, что процент потерь составляет КЭС1-5,5%, КЭС2-3%, следовательно для избежания небалансов в системе провайдерам необходимо учитывать эти данные.

 

 

 

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра Экономики, организации и управления предприятием

 

РГР №1,2,3

«Определение основных технико-экономических показателей деятельности энергокомпаний в условиях рынка»

по дисциплине: Экономика отрасли

 

Специальность: 5В0718 - Электроэнергетика

Выполнил: Наурзбаева С.Б. Э-13-7

№ варианта 71

Руководитель: проф. Жакупов А.А.

«______» ____________________2015г.

 

 

Алматы 2015