Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
prodolzhenie_kursach_eo1.docx
Скачиваний:
28
Добавлен:
21.02.2017
Размер:
228.87 Кб
Скачать

Расчётно-графическая работа №3. Построение имитационной модели энергосистемы

Таблица 1Исходные 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.

84

24700

41

11

24

12

12

4715

4100

,

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(ГЭС1): РРЭК1= 84 МВт

Промышленность: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,41- РМРП= 84·0,41-1= 33 МВт

Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,11- РМРП= 84·0,11-1= 8 МВт

Сельское хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,24- РМРП= 84·0,24 -1= 19 МВт

Транспорт:РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,12 -РМРП= 84·0,12-1=9 МВт

Потери в сетях: РКРПРЭК1·0,12= 84·0,12= 10 МВт

РЭК2 (ГЭС2): РРЭК2 =120 МВт

Промышленность: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,41 - РМРП= 120·0,41 -1= 48 МВт

Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,11- РМРП= 120·0,11-1= 12 МВт

Сельское хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,24 - РМРП= 120·0,24 -1= 28 МВт

Транспорт: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,12 -РМРП= 120·0,12 -1= 13 МВт

Потери в сетях: РКРПРЭК1·0,12= 120·0,09 =14 МВт

РЭК3 (ТЭЦ1): РРЭК3 = 198 МВт

Промышленность: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,41 - РМРП= 198·0,41 -1= 80 МВт

Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,11 - РМРП=198·0,11-1= 21 МВт

Сельское хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,24 - РМРП=198·0,24 -1= 47 МВт

Транспорт: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,12 -РМРП= 198·0,12 -1=23 МВт

Потери в сетях: РКРПРЭК1·0,12= 329·0,12 =24 МВт

РЭК4 (ТЭЦ2): РРЭК4= 480 МВт

Промышленность: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,41 - РМРП= 480·0,41 -1= 196 МВт

Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,11 - РМРП= 480·0,11-1= 52 МВт

Сельское хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,24 - РМРП=480·0,24 - 1= 114 МВт

Транспорт: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,12 -РМРП= 480·0,12 -1= 57 МВт

Потери в сетях: РКРПРЭК1·0,12= 480·0,12 =58 МВт

РЭК5 (ТЭЦ3): РРЭК5 = 360 МВт

Промышленность: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,41 - РМРП= 360·0,41 -1=147 МВт

Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,11 - РМРП=360·0,11-1= 39 МВт

Сельское хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,24 - РМРП=360·0,24 -1= 86 МВт

Транспорт: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,12 -РМРП= 360·0,12 -1=42 МВт

Потери в сетях: РКРПРЭК1·0,12= 360·0,09 = 43МВт

РЭК6 (КЭС1): РРЭК6 = 317 МВт

Промышленность: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,63 - РМРП=317·0,41 -1=129 МВт

Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,09 - РМРП=317·0,11-1= 34 МВт

Сельское хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,13 - РМРП=317·0,24 - 1= 75 МВт

Транспорт: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,06 -РМРП= 317·0,12 - 1=37 МВт

Потери в сетях: РКРПРЭК1·0,12= 95·0,09 =38 МВт

РЭК7 (КЭС2): РРЭК1=648 МВт

Промышленность: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,6 - РМРП=360·0,41 -1=265 МВт

Коммунально-бытовое хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,11 - РМРП=315·0,11-1= 70 МВт

Сельское хозяйство: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,13 - РМРП=315·0,24 -1 = 155 МВт

Транспорт: РМРП=1МВт

РКРПРЭК1·0,04 -РМРП= 315·0,12 - 1=77 МВт

Потери в сетях: РКРПРЭК1·0,12= 420·0,12 = 78 МВт

Расчет потерь

РЭК 1 (ТЭЦ1)

Потери в линиях:

Передаваемая мощность по каждой линии P = 55 МВт; U = 110кВ.

L1 = L2 = 55 км; L3 = L4= 60 км; L5 = L6= 65 км.

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 = 11,6 Ом; R3 = R4 = 12,6 Ом; R5 = R6 = 13,7 Ом.

Расчетное значение тока в каждой линии

Рассчитаем потери в каждой линии

,

ΔРл1 = ΔРл2 = 11,6·3222 = 1,2 МВт;

ΔРл3 = ΔРл4 = 12,6·3222 = 1,3 МВт;

ΔРл5 = ΔРл6 = 13,7·3222 = 1,4 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(55/63)2)·10-3 = 0,273 МВт

Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 7,8 + 0,273 = 8,073 МВт

Тогда суммарные потери составят около

РЭК 2 (ТЭЦ2)

Потери в линиях:

Передаваемая мощность по каждой линии P = 130 МВт; U = 220 кВ.

L1 = L2 = 150 км; L3 = L4= 155 км; L5 = L6= 165км.

Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.

S = 132,34 мм2, принимаем сечение 200 мм2.

R = ρ·L/S

ρ = 31,7 Ом·мм2/км.

R1 = R2 = 35,9 Ом; R3 = R4 = 37,1 Ом; R5 = R6 = 39,5 Ом.

Расчетное значение тока в каждой линии

Рассчитаем потери в каждой линии

,

ΔРл1 = ΔРл2 = 35,9·3792 = 5,1 МВт;

ΔРл3 = ΔРл4 = 37,1·3792 = 5,3 МВт;

ΔРл5 = ΔРл6 = 39,5·3792 = 5,7 МВт.

Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-2 будут равны:

Потери в трансформаторах:

Выбран трансформатор ТЦ-160000/220, Рхх = 120 кВт, Рк3 = 380 кВт.

ΔРтр = (120 + 380(130/160)2)·10-3 = 0,37 МВт

Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 32,2 + 0,37 = 32,57 МВт

Тогда суммарные потери составят около

РЭК 3 (ТЭЦ3)

Потери в линиях:

Передаваемая мощность по каждой линии P = 100 МВт; U = 220кВ.

L1 = L2 = 50 км; L3 = L4= 65 км; L5 = L6= 70 км

Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.

S = 132,24 мм2, принимаем сечение 160 мм2.

R = ρ·L/S

ρ = 31,7 Ом·мм2/км.

R1 = R2 = 11,8 Ом; R3 = R4 = 15,3 Ом; R5 = R6 = 16,5 Ом.

Расчетное значение тока в каждой линии

Рассчитаем потери в каждой линии

,

ΔРл1 = ΔРл2 = 11,8·2 = 1 МВт;

ΔРл3 = ΔРл4 = 15,3·2 = 1,3 МВт;

ΔРл5 = ΔРл6 = 16,5·2 = 1,4 МВт.

Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ТЭЦ-3 будут равны:

Потери в трансформаторах:

Выбран трансформатор ТДЦ-125000/220, Рхх = 120 кВт, Рк3 = 365 кВт.

ΔРтр = (120 + 365(100/125)2)·10-3 = 0,412 МВт

Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 7,4 + 0,412 = 7,8 МВт

Тогда суммарные потери составят около

РЭК 4 (ГЭС2)

Потери в линиях:

Передаваемая мощность по каждой линии P1=P2=100 МВт; U= 220кВ.

L1 = L2 = 50км.

Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.

S1,2 = 97 мм2, S3 = 126 мм2, принимаем сечение 140 мм2.

R = ρ·L/S

ρ = 31,7 Ом·мм2/км.

R1 = R2 = 16,3 Ом.

Расчетное значение тока в каждой линии

Рассчитаем потери в каждой линии

,

ΔРл1 = ΔРл2 = 16,3·2912 = 1,4 МВт;

Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от ГЭС-2 будут равны:

Потери в трансформаторах:

Выбран трансформатор ТЦ-12500/220, Рхх = 120 кВт, Ркз= 380 кВт.

ΔРтр = (120 + 380(100/125)2)·10-3 = 0,363 МВт

Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 2,8 + 0,363 = 3,2 МВт

Тогда суммарные потери составят около

РЭК 5 (ГЭС1)

Потери в линиях:

Передаваемая мощность по каждой линии P1 = P2= 70 МВт; U= 110 кВ.

L1 = L2 = 50км.

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.

Расчетное значение тока в каждой линии

Рассчитаем потери в каждой линии

,

ΔРл1 = ΔРл2 = 10,5·408,72 = 1,8 МВт;

Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:

Потери в трансформаторах:

Выбран трансформатор ТДТН-80000/110, Рхх = 53 кВт, Рк3 = 290 кВт.

ΔРтр = (53 + 290(70/80)2)·10-3 = 0,275 МВт

Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 3,6 + 0,275 = 3,87 МВт

Тогда суммарные потерисоставят около

РЭК 6 (КЭС1)

Потери в линиях:

Передаваемая мощность по каждой линии P = 100 МВт; U= 220 кВ.

L1 = L2 = 90 км; L3 = L4= 120 км; L5 = L6= 140 км.

Cosφ = 0,9; jэк = 1,5 А/мм2; n = 2.

S = 97,19 мм2, принимаем сечение 150 мм2

R = ρ·L/S

ρ = 31,7Ом·мм2/км.

R1 = R2 = 29,3 Ом; R3 = R4 = 39,1 Ом; R5 = R6 = 45,7 Ом.

Расчетное значение тока в каждой линии

Рассчитаем потери в каждой линии

,

ΔРл1 = ΔРл2 = 29,3·219,92 = 2,5 МВт;

ΔРл3 = ΔРл4 = 39,1·219,92 = 3,3 МВт;

ΔРл5 = ΔРл6 = 45,7·219,92 = 3,9 МВт.

Тогда потери во всех линиях, отходящих к РЭК от КЭС будут равны:

Потери в трансформаторах:

Выбран трансформатор ТДТН-125000/220, Рхх= 120 кВт, Рк3= 380 кВт.

ΔРтр = (120 + 380(100/125)2)·10-3 = 0,363 МВт

Суммарные потери: ΔРлƩ+ ΔРтр= 19,4 + 0,363 = 23,343 МВт

Тогда суммарные потери составят около

Таблица 2.1 – Исходные данные для КЭС1

Установленная мощность ТЭС№1, МВт

Число и тип агрегатов турбинного цеха

Рабочее напряжение РУ, кВ

Длина ЛЭП до потребителя, км

Связь с системой

Длина ЛЭП до потребителя, км

1100

1хК-800

220

150/200

220

150/250

1хК-200

1хВК-100

Таблица 2.2 – Расходные энергетические характеристики

тип турбог-ра

Р,МВт

Рэк,МВт

Рмин,МВт

g'

g''

Oхх

1хК-800

800

700

105

1,58

1,77

45

1хК-200

200

175

45

1,81

1,85

29,5

1хВК-100

100

75

22

1,92

2,05

21,8

Таблица 2.3 – Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов

Номер турбог-ра

Тип турбог-ра

Зона нагр Рмин-Рэк

g'

Зона повышения нагр Рэк-Рн,МВт

g''

1

К-800

105-700

1,58

700-800

1,77

2

К-200

45-175

1,81

175-200

1,85

3

ВК-100

22-75

1,92

75-100

2,05

Таблица 2.4 – Очередность загрузки турбогенераторов

Относительный прирост

Тип и номер агрегата

Зона нагрузки агрегата

Прирост нагрузки агрегата,МВт

Прирос расхода тепла агр-ов в зоне нагрузки,4.19ГДж/ч

тепла 4.19 ГДж/МВт

тепла 4.19 ГДж/МВт

топлива т у.т./МВт*ч

1,58

0,25

К-800

105-700

595

1,58

1,77

0,28

К-800

700-800

100

1,77

1,81

0,28

К-200

45-175

130

1,81

1,85

0,29

К-200

185-200

25

1,85

1,92

0,30

ВК-100

22-75

53

1,92

2,05

0,32

ВК-100

75-100

25

2,05

Таблица 2.5 – Часовой расход тепла

Q1·4,19ГДж/ч

Q2·4,19ГДж/ч

Q3·4,19ГДж/ч

Qmin·4,19ГДж/ч

64,04

110,95

210,9

385,85

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

516-550

2,55

0,40

100

212

150

321,5

300

545

550

1078,5

171,48

Таблица 2.7 – Корректировка относительного прироста топлива

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

172

22

64,04

45

110,95

105

210,9

172

385,89

61,356

172-767

1,58

0,25

22

64,04

45

210,9

700

1151

767

1425,94

226,72

767-867

1,77

0,28

22

64,04

45

210,9

800

1309

867

1583,94

251,85

867-997

1,81

0,29

22

64,04

175

346,25

800

1309

867

1719,29

273,37

997-1022

1,85

0,29

22

64,04

200

391,5

800

1309

997

1764,54

280,56

1022-1075

1,92

0,31

75

64,04

200

391,5

800

1309

1075

1764,54

280,56

1075-1100

2,05

0,33

100

64,04

200

391,5

800

1309

1100

1764,54

280,56

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№2, МВт

Число и тип агрегатов турбинного цеха

Рабочее напряжение РУ, кВ

Длина ЛЭП до потребителя, км

Связь с системой

Длина ЛЭП до потребителя, км

1000

1хК-500

220

150/200

220

150/250

1хК-300

1хК-200

Таблица 2.2 – Расходные энергетические характеристики

тип турбог-ра

Р,МВт

Рэк,МВт

Рмин,МВт

g'

g''

Oхх

1хК-800

800

700

105

1.58

1.77

45

1хК-200

200

175

45

1.81

1.85

29.5

1хВК-50

50

36

10

2

2.23

12

Таблица 2.3 – Относительные приросты расхода тепла турбоагрегатов

Номер турбог-ра

Тип турбог-ра

Зона нагр Рмин-Рэк

g'

Зона повышения нагр Рэк-Рн,МВт

g''

1

К-800

105-700

1.58

700-800

1.77

2

К-200

45-175

1.81

175-200

1.85

3

ВК-50

10-36

2

36-50

2.23

Таблица 2.4 – Очередность загрузки турбогенераторов

Относительный прирост

Тип и номер агрегата

Зона нагрузки агрегата

Прирост нагрузки агрегата,МВт

Прирос расхода тепла агр-ов в зоне нагрузки,4.19ГДж/ч

тепла 4.19 ГДж/МВт

топлива т у.т./МВт*ч

1.58

0.25

К-800

105-700

595

940.1

1.77

0.28

К-800

700-800

100

177

1.81

0.29

К-200

45-175

130

235.3

1.85

0.29

К-200

175-200

25

46.25

2

0.32

ВК-50

10-36

26

52

2.23

0.35

ВК-50

36-50

14

31.22

1.58

0.25

К-800

105-700

595

940.1

Таблица 2.5 – Часовой расход тепла

Q1·4,19ГДж/ч

Q2·4,19ГДж/ч

Q3·4,19ГДж/ч

Qmin·4,19ГДж/ч

32

110.95

210.9

353.85

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

160

10

32

45

110.95

105

210.9

160

353.85

56.26215

160-755

1.58

0.25

10

32

45

210.9

700

1151

755

1393.9

221.6301

755-855

1.77

0.28

10

32

45

210.9

800

1309

855

1551.9

246.7521

855-985

1.81

0.29

10

32

175

346.25

800

1309

985

1687.25

268.2728

985-1010

1.85

0.29

10

32

200

391.5

800

1309

1010

1732.5

275.4675

1010-1036

2

0.32

36

32

200

391.5

800

1309

1036

1732.5

275.4675

1036-1050

2.23

0.35

50

32

200

391.5

800

1309

1050

1732.5

275.4675

Таблица 2.7 – Корректировка относительного прироста топлива

Соседние файлы в предмете Экономика и организация производства