Определение основных показателей производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятий в условиях рынка Вариант 30

Дисциплина: Экономика
Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 24 страниц
В избранное:

РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН

АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра Экономики, организации и управления производством

Пояснительная записка к

КУРСОВОЙ РАБОТЕ

Тема: Определение основных показателей производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятий в условиях рынка

Вариант 30

Руководитель: к. э. н., доцент

Жакупов А. А.

Выполнил: студент

Гр. ЭСС-00

Специальность ЭСС

Нефедов К. В.

Алматы 2004

ЗАДАНИЕ

Таблица 1. Исходные данные.

Вариант энергообъединения:

Вариант энергообъединения

Отпущено в отчетном году, млн. кВт*ч.:

Отпущено в отчетном году, млн. кВт*ч.

Потреблено отраслями народного хозяйства, %:

Потреблено отраслями народного хозяйства, %

Потери в сетях, %:

Потери в сетях, %

Топливо:

Топливо

Вариант энергообъединения: Цена франко-потреби-теля, тенге/т н. т

Отпущено в отчетном году, млн. кВт*ч.: Теплот-ворная способ-ность, Ккал/кг н. т

Вариант энергообъединения:

Промышленность

Отпущено в отчетном году, млн. кВт*ч.:

Коммунально-бытовое хозяйство

Потреблено отраслями народного хозяйства, %:

Сель. хоз

Потери в сетях, %:

Транспорт

Вариант энергообъединения: 30

Отпущено в отчетном году, млн. кВт*ч.: 21590

Потреблено отраслями народного хозяйства, %: 56

Потери в сетях, %: 15

Топливо: 13

630

4149, 88

Таблица 2. Число часов использования электрической нагрузки по отраслям

Отрасли: Отрасли

Число часов использования электрической нагрузки по отраслям, ч: Число часов использования электрической нагрузки по отраслям, ч

Отрасли: Промышленность

Число часов использования электрической нагрузки по отраслям, ч: 5500

Отрасли: Коммунально-бытовое хозяйство

Число часов использования электрической нагрузки по отраслям, ч: 3400

Отрасли: Сельское хозяйство

Число часов использования электрической нагрузки по отраслям, ч: 3500

Отрасли: Транспорт

Число часов использования электрической нагрузки по отраслям, ч: 4600

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 4

1. Определение годовой потребности в электроэнергии 5

2. Построение зимнего и летнего графиков электрической нагрузки энергосистемы 6

3. Определение среднемесячных нагрузок 9

4. Выбор типов электростанций в энергообъединении 11

Выбор ГЭС 11

Выбор ТЭЦ 12

Выбор КЭС 13

5. Определение величины производственной мощности энергообъединения 16

6. Определение производственных фондов 19

7. Расчет тарифа на электроэнергию 21

Расчет себестоимости электроэнергии 21

Определение затрат при производстве электроэнергии в зимний максимум 22

Определение затрат при производстве электроэнергии в летний минимум. 22

Расчет потерь на отходящих от станций линиях 24

Определение уровней тарифов на услуги по передаче электроэнергии в сетях межрегионального уровня 28

Заключение 31

Список литературы 32

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время мы имеем энергетику в таком виде, в каком она перешла к нам после распада Советского Союза. Изношенность фондов достигла к сегодняшнему дню 60%, а в некоторых видах установок и 100%. Любые попытки восстановить энергетику ни к чему не приводились.

Поэтому с целью развития и обновления энергетики правительством Республики Казахстан была разработана концепция на 2004-2006 годы. Данная концепция предусматривает создание конкуренции на оптовом рынке и переход к розничному рынку электрической энергии.

По этой концепции необходимо выделить из состава холдинговых компаний компании по отдельным видам деятельности. Так, из состава РЭКов необходимо выделить энергопроизводящие и энергопередающие компании и сделать их финансово независимыми. Затем, необходимо снизить порог мощности вступления потребителей в рынок с 5 МВт до 2МВт, а затем и до 1 МВт. Все это создаст условия для развития конкуренции и розничного рынка.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОЙ ПОТРЕБНОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Общая потребность в электрической энергии региона составила в отчетном году - 21590 млн. кВт·ч. Отсюда нахожу потребление каждой отраслью с учетом потерь:

Промышленность: 21590⋅0, 56 = 12090, 4 млн. кВт·ч

Коммунально-бытовое хозяйство: 21590⋅0, 15 = 3238, 5 млн. кВт·ч

Сельское хозяйство: 21590⋅0, 13 = 2806, 7 млн. кВт·ч

Транспорт: 21590⋅0, 07 = 1511, 3 млн. кВт·ч

Потери в сетях: 21590⋅0, 09 = 1943, 1 млн. кВт·ч

При определении годовой потребности электроэнергии учитываю годовой прирост по отраслям:

в промышленности 12%
в коммунально-бытовом хозяйстве 8%
в сельском хозяйстве 14%
в электрифицированном транспорте 6%

Получаю ожидаемые значения потребления для планируемого года, с учетом прироста:

Промышленность: 12090, 4 + 1450, 85 = 13541, 25 млн. кВт·ч

Коммунально-бытовое хозяйство: 3238, 5 + 259, 08 = 3497, 58 млн. кВт·ч

Сельское хозяйство: 2806, 7 + 392, 94 = 3199, 64 млн. кВт·ч

Транспорт: 1511, 3 + 90, 68 = 1601, 98 млн. кВт·ч

Годовая потребность в электроэнергии определяется из формулы:

Э = Э _пр + Э _кб + Э _сх + Э _тр + Э _сет (1)

Нахожу планируемое потребление электроэнергии отраслями народного хозяйства без учета потерь в сетях - оно составляет:

13541, 25 + 3497, 58 + 3199, 64 + 1601, 98 = 21840, 45 млн. кВт·ч.

Потери в сетях составят: 21840, 45 ⋅ 0, 09 = 1965, 64 млн. кВт·ч

Общий объем электроэнергии отпускаемой в год:

\[Y=21840.45+1965.64=23806,09\]

млн. кВтч

2. ПОСТРОЕНИЕ ЗИМНЕГО И ЛЕТНЕГО ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Годовой (зимний) суточный максимум электрической нагрузки для каждой отрасли определю из формулы:

\[B_{i\dot{\omega}}^{\dot{\omega}\bar{\theta}}\;=\frac{\dot{Y}^{\dot{\imath}\dot{\omega}\bar{\theta}}}{h_{\dot{\omega}\bar{\sigma}}^{\dot{\imath}\dot{\omega}}}\]

(2)

\[D_{i o}=2462,1\]

МВт

\[E_{\dot{e}a}=1028,7\]

МВт

\[\mathrm{\it{-}}\mathrm{)}_{\tilde{n},\tilde{\sigma}}=9\mathrm{\it{l}}\mathrm{\it{a}},\mathrm{)}\]

МВт

\[\mathrm{\it~f}_{\partial\partial\partial i\bar{n}}\;=\partial\mathrm{}d\alpha_{,3}\]

МВт

Таблица 3. Суточный график электрической нагрузки (зимний), МВт

Наименование отрасли: Наименование отрасли

Часы суток: Часы суток

Наименование отрасли:

Часы суток: 0 - 4

4 - 8

8 - 12

12 - 16

16 - 20

20 - 24

Наименование отрасли: Промышленность

Часы суток: 541, 7

664, 8

2462, 1

1969, 7

1600, 4

1108

Наименование отрасли: Ком. быт

Часы суток: 329, 2

565, 8

617, 2

596, 7

1028, 7

617, 2

Наименование отрасли: С/х

Часы суток: 457, 1

731, 4

411, 4

548, 5

914, 2

548, 5

Наименование отрасли: Транспорт

Часы суток: 41, 8

278, 6

348, 3

121, 9

17, 4

Наименование отрасли: Сумма (зима)

Часы суток: 1369, 8

2056

3769, 3

3463, 2

3665, 2

2291, 1

Таблица 4. Суточный график электрической нагрузки (летний), МВт.

Наименование отрасли: Наименование отрасли

Часы суток: Часы суток

Наименование отрасли:

Часы суток: 0 - 4

4 - 8

8 - 12

12 - 16

16 - 20

20 - 24

Наименование отрасли: Промышленность

Часы суток: 406, 3

498, 6

1846, 6

1477, 3

1200, 3

831

Наименование отрасли: Ком. быт

Часы суток: 246, 9

424, 4

462, 9

447, 5

771, 5

462, 9

Наименование отрасли: С/х

Часы суток: 342, 8

548, 6

308, 6

411, 4

685, 7

411, 4

Наименование отрасли: Транспорт

Часы суток: 31, 4

70, 5

209

261, 2

91, 4

13, 1

Наименование отрасли: Сумма (лето)

Часы суток: 1027, 4

1542, 1

2827, 1

2597, 4

2748, 9

1718, 4

зимний, летний суточный график - промышленность

зимний, летний суточный график - коммунально-бытовое хозяйство

зимний, летний суточный график - сельское хозяйство

зимний, летний суточный график - электрический транспорт

зимний, летний суточный график - суммарный с учетом 9% потерь в сетях.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕМЕСЯЧНЫХ НАГРУЗОК.

Для того, чтобы решить поставленную задачу, произведу расчеты на основе среднемесячных максимумов нагрузок Р _{ср. max} , определяемых по выражению:

\[E_{\hbar\delta,m a\bar{\sigma}}^{i}=\frac{\gamma_{\mathit{i}\dot{a}\dot{n}}^{i}.}{\ 100}P_{\dot{a}\dot{a}\dot{e}}^{\mathrm{max}}.\]

(3. 1) МВт

где: - величина среднемесячного максимума в процентах от

\[{\cal P}_{\bar{a}\hat{a}\hat{e}}^{\mathrm{max}}\]

\[P_{\tilde{a}\tilde{a}}^{\mathrm{max}}=4!08,5\]

МВт

Затем с учетом коэффициентов плотности суточных графиков определяю среднесуточные нагрузки среднего за месяц рабочего дня

\[{\cal E}_{\vec{n}\delta\vec{m}}=P_{\vec{n}\delta,i\partial\vec{\sigma}}^{i}\ ^{*}\gamma_{\vec{n}\theta\vec{\sigma}}^{i}\]
(3. 2) МВт

Исходя из предположения, что все числа месяца являются нормальными рабочими днями, вычисляю условное (минимальное) электропотребление:

\[\zeta_{i n i}\ =D_{i n i\;\hat{n}\hat{n}\hat{o}\hat{o}}\cdot t_{i n i}\]

(3. 3) млн кВт*ч

где t _iмес - число календарных часов в i -том месяце

Необходимые числовые коэффициенты приведены в таблице 5.

Таблица 5. Расчетные коэффициенты среднемесячных нагрузок системы и месячного электропотребления

Показатель: Показатель

Месяцы: Месяцы

Показатель:

Месяцы:

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

Показатель: γ ⁱ _мес , о. е.

Месяцы:

91, 2

89, 7

89

88

88, 4

88, 2

89

91, 4

93, 6

98, 8

100

Показатель: γ ⁱ _сут , о. е.

Месяцы:

0, 92

0, 85

0, 8

0, 85

0, 75

0, 7

0, 75

0, 8

0, 85

0, 9

0, 95

Показатель: t _iмес , ч

Месяцы:

744

672

740

720

744

710

740

744

720

744

710

744

Сведу полученные данные в таблицу 6.

Таблица 8. Расчетные нагрузки и энергопотребление по месяцам.

Месяцы

\[E_{\mathbb{R}\cup m\neq}^{i}\]

, МВт

\[B_{\bar{n}\partial\bar{n}\delta\bar{o}}\]

, МВт

\[Y_{i\hbar\delta}\]

, млн. кВт ч

Месяцы: Январь

, МВт: 3747

, МВт: 3447, 2

, млн. кВт ч: 2564, 7

Месяцы: Февраль

, МВт: 3685, 3

, МВт: 3132, 5

, млн. кВт ч: 2105

Месяцы: Март

, МВт: 3685, 3

, МВт: 3132, 5

, млн. кВт ч: 2318, 1

Месяцы: Апрель

, МВт: 3656, 6

, МВт: 2925, 3

, млн. кВт ч: 2106, 2

Месяцы: Май

, МВт: 3615, 5

, МВт: 3073, 2

, млн. кВт ч: 2286, 5

Месяцы: Июнь

, МВт: 3631, 9

, МВт: 2723, 9

, млн. кВт ч: 1934

Месяцы: Июль

, МВт: 3623, 7

, МВт: 2536, 6

, млн. кВт ч: 1877, 1

Месяцы: Август

, МВт: 3656, 6

, МВт: 2742, 4

, млн. кВт ч: 2040, 2

Месяцы: Сентябрь

, МВт: 3755, 2

, МВт: 3004, 1

, млн. кВт ч: 2163

Месяцы: Октябрь

, МВт: 3845, 6

, МВт: 3268, 7

, млн. кВт ч: 2431, 9

Месяцы: Ноябрь

, МВт: 4059, 2

, МВт: 3653, 3

, млн. кВт ч: 2593, 8

Месяцы: Декабрь

, МВт: 4108, 5

, МВт: 3903, 1

, млн. кВт ч: 2903, 9

4. ВЫБОР ТИПОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ

ВЫБОР ГЭС

Для того, чтобы выбрать электрические станции для нашего региона использую полученные выше значения из таблиц 3, 4.

ГЭС являются маневренными электрическими станциями готовые в течение нескольких минут начать вырабатывать максимально возможную мощность, поэтому ГЭС считаются регулирующими станциями работающие в пике графика нагрузки. Помимо пика ГЭС вырабатывают 10% от установленной мощности станции в базе графика нагрузки, это объем воды необходимый для нормального судоходства, нужд сельского хозяйства и населения.

Определю установленную мощность ГЭС, для этого сначала определю пик нагрузки из зимнего графика:

4108, 5 - 3995, 1 = 113, 4 МВт - пик нагрузки

Затем учту 10% базы графика нагрузки, 2% собственных нужд и резерв системы 5% от пика

Р _ГЭСуст = Р _пик + Р _база + Р _резерв + Р _{с. н.}

Р _ГЭСпик = Р _ГЭСуст - Р _база - Р _{с. н.}

Р _ГЭСуст = 113, 4 + 11, 34 + 2, 27 + 5, 67 = 132, 68 МВт

Приму мощность ГЭС с общей установленной мощностью равной 150 МВт.

(Р _ГЭСуст =150 МВт)

Минимально необходимое число ГЭС - 2, а т. к. у меня суммарная мощность составляет 150 МВт, то установлю две ГЭС:

ГЭС-1, с Р _{ГЭС-1уст} = 100 МВт

Р _{ГЭС-1пик} =100 - 10 - 2 = 88 МВт

ГЭС-2, с Р _{ГЭС-1уст} = 50 МВт

Р _{ГЭС-2пик} =50 - 5 - 1 = 44 МВт

Р _{ГЭС-1пик} + Р _{ГЭС-2пик} = 88 + 44 = 132 МВт, 132 > 119 (119 МВт - это пик с учетом 5% перегрузки системы) отсюда следует, что выбранные гидроэлектростанции смогут покрыть пик графика нагрузки, и будут иметь резерв достаточный для того, чтобы покрыть 5% перегрузку системы.

ВЫБОР ТЭЦ

Так как по условию курсовой у меня доля промышленности превышает 50%, то доля тепловых электрических станций будет равна 30% от суточного графика нагрузки.

4108, 5·0, 30 = 1232, 6 МВт

Тепловые электрические станции (ТЭЦ) необходимы для обеспечения теплом и горячей водой, промышленные организации и население, поэтому электричество на них является вторичным, зависимым от тепла товаром.

Приму, что в регионе находятся три ТЭЦ.

ТЭЦ-1. Р _{ТЭЦ-1уст} =300 МВт, на этой ТЭЦ установлены турбины типа Т-50/60-130, Т-110/120-130 и ПТ-135/165-130/15.

С учетом собственных нужд (с. н. = 10 % от Р _уст ) рабочая мощность тепловой электростанции равна:

Р _рабТЭЦ = Р _уст - Р _{с. н.}

Р _{рабТЭЦ-1} = 300 - 30 = 270 МВт

ТЭЦ-2. Р _{ТЭЦ-2уст} =500 МВт, на этой ТЭЦ установлены турбины типа Т-250/300-240 и две ПТ-80/100-130/13.

С учетом собственных нужд (с. н. = 10 % от Р _уст ) рабочая мощность тепловой электростанции равна:

Р _{рабТЭЦ-2} = 500 - 50 = 450 МВт

ТЭЦ-3. Р _{ТЭЦ-3уст} =600 МВт, на этой ТЭЦ установлены турбины типа Р-100-130/15, две ПТ-80/100-130/13 и Т-250/300-240

С учетом собственных нужд (с. н. = 10 % от Р _уст ) рабочая мощность тепловой электростанции равна:

Р _{рабТЭЦ-3} = 600 - 60 = 540 МВт

Характеристики всех выбранных турбин приведены ниже в таблице 6.

Суммарная мощность всех ТЭЦ равна:

Р _{ТЭЦсум.} = Р _{рабТЭЦ-1} + Р _{рабТЭЦ-2} + Р _{рабТЭЦ-3}

Р _{ТЭЦсум.} = 270 + 450 + 540 = 1260 МВт

Таблица 6. Характеристики турбин.

Наименование: Наименование

Обозна-чение: Обозна-чение

Ед.изм.:

Ед.

изм.

Т-110/120-130: Т-110/120-130

ПТ-135/165-130/15: ПТ-135/165-130/15

ПТ-80/100-130/13: ПТ-80/100-130/13

Р-100-130/15: Р-100-130/15

Т-250/300-240: Т-250/300-240

Т-50/60-130: Т-50/60-130

Наименование:

Эл. мощность:

номинальная

максимальная

Обозна-чение:

Р ^н _т

Р ^м _т

Ед.изм.:

МВт

Т-110/120-130:

100

105

ПТ-135/165-130/15:

135

165

ПТ-80/100-130/13:

100

Р-100-130/15:

100

107

Т-250/300-240:

250 250

300 300

Т-50/60-130:

50 55

60 60

Наименование:

Расход свежего пара на турбину:

номинальная

максимальная

Обозна-чение:

D ^н _т

D ^м _т

Ед.изм.:

Т/ч

Т-110/120-130:

441

480

ПТ-135/165-130/15:

739

760

ПТ-80/100-130/13:

470

Р-100-130/15:

760

Т-250/300-240:

950

930 960

Т-50/60-130:

245, 2 256

260 265

Наименование:

Расход пара в отборы:

отопительный

производственный

Обозна-чение:

D _от

D _пр

Ед.изм.:

Т/ч

Т-110/120-130: 305-332

ПТ-135/165-130/15:

320

210

ПТ-80/100-130/13:

120

185

Р-100-130/15: 650

Т-250/300-240: 630 630

Т-50/60-130: 174 180

Наименование:

Отпуск тепла в отборы:

отопительный

производственный

Обозна-чение:

Q _от

Q _пр

Ед.изм.:

ГДж/ч

Т-110/120-130: 705-747

ПТ-135/165-130/15:

832

461

ПТ-80/100-130/13:

268

481

Р-100-130/15: 1950

Т-250/300-240: 1382, 1

Т-50/60-130: 225

Наименование: Тип котла устанавливаемого с турбиной

Обозна-чение:

Ед.изм.:

Т-110/120-130: Е-420-140, Е-480-140

ПТ-135/165-130/15: Е-220-100

ПТ-80/100-130/13: Е-220-100

Р-100-130/15: Е-420-140, Е-500-140

Т-250/300-240: Пп-950-255

Т-50/60-130: Е-210-140, Е-320-140

Наименование: Номинальная производительность

Обозна-чение: D ^н _к

Ед.изм.: Т/ч

Т-110/120-130: 420-500

ПТ-135/165-130/15: 220

ПТ-80/100-130/13: 220

Р-100-130/15: 420-800

Т-250/300-240:

950

1000

Т-50/60-130:

210

320

Наименование: Количество котлов на турбину

Обозна-чение: N _к

Ед.изм.:

Т-110/120-130: 1

ПТ-135/165-130/15: 1

ПТ-80/100-130/13: 1

Р-100-130/15: 1-2

Т-250/300-240:

Т-50/60-130: 1

Наименование: Вид сжигаемого топлива

Обозна-чение:

Ед.изм.:

Т-110/120-130: Все виды топлива

ПТ-135/165-130/15: Все виды топлива

ПТ-80/100-130/13: Все виды топлива

Р-100-130/15: Все виды топлива

Т-250/300-240: Кроме газа, мазута

Т-50/60-130: Кроме торфа, сланцев

ВЫБОР КЭС

После того как определил мощности ГЭС и ТЭЦ, найду ту мощность, которая должна будет приходиться на КЭС.

Р _КЭС = Р _max - (Р _ГЭС + Р _ТЭЦ )

Р _КЭС = 4108, 5 - (132 + 1260) = 2716, 5 МВт

Возьму для региона три станции мощностью Р _{КЭС-1уст} = 1300 МВт, Р _{КЭС-2уст} = 1600 МВт. Определю рабочую мощность КЭС:

Р _{КЭС-1раб} = Р _{КЭС-1уст} - Р _{с. н.} (Р _{с. н.} =5% от Р _КЭСуст )

Р _{КЭС-1раб} = 1300 - 65 = 1235 МВт

Р _{КЭС-2раб} = 1600 - 80 = 1520 МВт

Р _{КЭСсум. раб} = 1235 + 1520 = 2755 МВт.

Таблица 7. Состав оборудования на электростанциях системы (предварительный)

Тип электростанций: Тип электростанций

Установленная мощность, МВт: Установленная мощность, МВт

Состав оборудования: Состав оборудования

Тип электростанций: ГЭС-1

Установленная мощность, МВт: 100

Состав оборудования: 1 × СВ-1130/250-48 Р _ном =100 МВт

Тип электростанций: ГЭС-2

Установленная мощность, МВт: 50

Состав оборудования: 2 × СВ-570/145-32 Р _ном =30 МВт

Тип электростанций: ТЭЦ-1

Установленная мощность, МВт: 300

Состав оборудования:

1 × Т-50/60-130 Р _ном =55 МВт

1 × Т-110/120-130 Р _ном =110 МВт

1 × ПТ-135/165-130/15 Р _ном =135 МВт

Тип электростанций: ТЭЦ-2

Установленная мощность, МВт: 500

Состав оборудования:

1 × Т-250/300-240 Р _ном =300 МВт

2 × ПТ-80/100-130/13 Р _ном =100 МВт

Тип электростанций: ТЭЦ-3

Установленная мощность, МВт: 600

Состав оборудования:

1 × Р-100-130/15 Р _ном =100 МВт

2 × ПТ-80/100-130/13 Р _ном =100 МВт

1 × Т-250/300-240 Р _ном =300 МВт

Тип электростанций: КЭС-1

Установленная мощность, МВт: 1300

Состав оборудования:

1 × ТГВ-300-2УЗ Р _ном =300 МВт

5 × ТВВ-200-2АУЗ Р _ном =200 МВт

Тип электростанций: КЭС-2

Установленная мощность, МВт: 1600

Состав оборудования: 8 ×ТВВ-200-2АУЗ Р _ном =200 МВт

По нормам технологического проектирования станций, необходимо: выдачу мощности со станции осуществлять не менее чем двумя ОРУ высокого напряжения; из нее 35 - 40% выдается через Национальную сеть, остальные 60 - 65% выдаются через сети регионального уровня.

Но у меня на ГЭС вырабатывается 50 и 100 МВт. С учетом собственных нужд, эти данные еще меньше. Если же разделить их между двумя разными напряжениями, то не имеет смысла возводить сети напряжением 220 кВ для таких мощностей. Поэтому возведу по две линии 110 кВ.

Таблица 8. Примерная структура распределительных сетей региона.

тип ЭС:

тип ЭС

Р, МВт:

Р, МВт

Рсн, МВт:

Рсн, МВт

Сети НЭС: Сети НЭС

тип ЭС:

класс

напряжения

Р, МВт:

передаваемая

мощность, МВт

Рсн, МВт:

количество

ЛЭП

Сети НЭС:

Средняя

длина

ЛЭП, км

тип ЭС: ГЭС-1

Р, МВт: 100

Рсн, МВт: 2

Сети НЭС: 110

39. 2

тип ЭС: ГЭС-2

Р, МВт: 50

Рсн, МВт: 1

Сети НЭС: 110

19. 6

тип ЭС: ТЭЦ-1

Р, МВт: 300

Рсн, МВт: 30

Сети НЭС: 220

108

130

тип ЭС: ТЭЦ-2

Р, МВт: 500

Рсн, МВт: 50

Сети НЭС: 220

180

130

тип ЭС: ТЭЦ-3

Р, МВт: 600

Рсн, МВт: 60

Сети НЭС: 220

216

130

тип ЭС: КЭС-1

Р, МВт: 1300

Рсн, МВт: 65

Сети НЭС: 220

494

130

тип ЭС: КЭС-2

Р, МВт: 1600

Рсн, МВт: 80

Сети НЭС: 220

608

130

тип ЭС:

Р, МВт:

Рсн, МВт:

Сети НЭС: Сети РЭК

тип ЭС: ГЭС-1

Р, МВт: 100

Рсн, МВт: 2

Сети НЭС: 35

58. 8

тип ЭС: ГЭС-2

Р, МВт: 50

Рсн, МВт: 1

Сети НЭС: 35

29. 4

тип ЭС: ТЭЦ-1

Р, МВт: 300

Рсн, МВт: 30

Сети НЭС: 110

162

тип ЭС: ТЭЦ-2

Р, МВт: 500

Рсн, МВт: 50

Сети НЭС: 110

270

тип ЭС: ТЭЦ-3

Р, МВт: 600

Рсн, МВт: 60

Сети НЭС: 110

324

тип ЭС: КЭС-1

Р, МВт: 1300

Рсн, МВт: 65

Сети НЭС: 110

741

тип ЭС: КЭС-2

Р, МВт: 1600

Рсн, МВт: 80

Сети НЭС: 110

912

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ

Определю располагаемую мощность энергообъединения по формуле:

N _расп = _рез

Суммарная мощность, с входящими в нее потерями на собственные нужды составила:

ΣN _У = 4450 Мвт.

N _рез сосредоточена на ГЭС-1 в размере 20 МВт.

Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы определяется как сумма двух видов резерва - ремонтного и оперативного. Ремонтный резерв предусматривается для обеспечения возможности проведения плановых ремонтов основного оборудования электростанций и включает в себя две составляющие: резерв для проведения, текущих ремонтов и резерв для проведения капитальных и средних ремонтов.

Оперативный резерв предназначен для восполнения дефицитов мощности в энергосистеме, связанных с аварийными отказами генерирующего оборудования и непредвиденными отклонениями нагрузок и располагаемых мощностей электростанций от планируемых значений. Для обеспечения опережающего развития энергетики в энергосистемах может дополнительно предусматриваться народнохозяйственный резерв. Способы реализации и размеры этого резерва подлежат специальному обоснованию при перспективном планировании развития элекгроэнергетики. Резерв для текущего ремонта агрегатов в период прохождения максимума нагрузки определяется с учетом следующих нормативов в процентах мощности соответствующих типов агрегатов:

ТЭС с поперечными связями 2, 0

ТЭЦ с агрегатами 100-175 (180) МВт 3, 5-4, 5

КЭС с блоками:

100-300 МВт 4, 0-5, 0

500-1200 МВт 5, 5-6, 5

АЭС 4, 0-6, 0

ГТЭС 2, 0

Для ГЭС и КЭС с поперечными связями, имеющими резервные котлы, резерв для проведения текущего ремонта не предусматривается. Резерв для проведения капитального и среднего ремонта определяется по выражению

где Pi - мощность i-ro агрегата в энергосистеме, МВт; t _крi - норма простоя в капитальном и среднем ремонтах, мес; n - количество агрегатов в энергосистеме; S _пр - площадь провала графика месячных максимумов нагрузки энергосистемы, МВт-мес; k _пр - коэффициент использования площади провала графика (принимается равным 0, 9-0, 95), Ориентировочная усредненная продолжительность простоя агрегатов в капитальном и среднем ремонте приведена ниже:

Гидроагрегаты 0, 5

Агрегаты ТЭС с поперечными связями . . . 0, 33

Энергоблоки мощностью, МВт:

150-200 0, 53

300, . 0, 66

500-800 0, 73

1200 0, 86

АЭС . , 1. 5

ГТЭС 0, 5