Построение расчётной модели для анализа режимов Акмолинской энергосистемы в перспективе её развития до 2020 года.

Список сокращений …………………………………………………………………………………………………………..12
Введение …………………………………………………………………………………………………………………………..13
1 Тенденция развития ветроэнергетики в ЕЭС Казахстана………………………………………………….15
1.1 Тенденции развития ветроэнергетики…………………………………………………………………………15
1.2 Использование традиционных источников энергии …………………………………………………….17
1.3 Ветроэнергетический сектор Казахстана …………………………………………………………………….21
1.4 Перспективы строительства ВЭС на территории Казахстана ………………………………………22
Вывод по первой главе ………………………………………………………………………………………………………25
2 Определние объекта моделирования и перспективы развития ………………………………………….26
2.1 Производство электроэнергии ……………………………………………………………………………………26
2.2 Краткая характеристика Акмолинской области …………………………………………………………..28
2.3 Анализ потребления и генерации электроэнергии Акмолинской области ……………………30
2.4 Анализ существующего участка сети Акмолинской области ………………………………………32
2.5 Выбор площадки размещения ВЭС …………………………………………………………………………….36
2.6 Оценка ветрового потенциала на площадке ………………………………………………………………..37
2.7 Выбор количества, марки и мощности ветроустановок ……………………………………………….40
2.8 Составление и выбор вариантов присоединения ВЭС к электрической сети ………………..53
2.9 Технико-экономическое сравнение вариантов…………………………………………………………….58
Вывод по второй главе ………………………………………………………………………………………………………61
3 Расчет режимов электрических сетей………………………………………………………………………………62
3.1 Расчет параметров схемы замещения …………………………………………………………………………62
3.2 Расчет существующего режима сети………………………………………………………………………….66
3.3 Расчет режима сети до и после подключения ВЭС на 2020 г. ………………………………………75
Вывод по третьему разделу. ………………………………………………………………………………………………84
4 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение………………………….85
4.1 Описание проекта ………………………………………………………………………………………………………85
4.2 Обзор рынка ………………………………………………………………………………………………………………85
4.3 Технико-экономическое сравнение вариантов…………………………………………………………….86
4.4 Расчет капитальных вложений……………………………………………………………………………………88
4.5 Определение ежегодных эксплуатационных затрат производства ……………………………….91
Вывод по четвертой главе………………………………………………………………………………………………….93
5 Социальная ответственность …………………………………………………………………………………………..94
5.1 Техногенная безопасность………………………………………………………………………………………….94
5.2 Производственное освещение …………………………………………………………………………………….95
5.3 Производственный шум …………………………………………………………………………………………..100
5.4 Микроклимат …………………………………………………………………………………………………………..102
5.5 Электромагнитное поле ……………………………………………………………………………………………103
5.6 Электробезопасность ……………………………………………………………………………………………….105
5.7 Охрана окружающей среды………………………………………………………………………………………105
5.8 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Пожарная безопасность ……………………………106
5.9 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности ……………………………110
Вывод по шестому разделу ………………………………………………………………………………………………114
Заключение……………………………………………………………………………………………………………………..115
Список литературы ………………………………………………………………………………………………………….117
Приложение А …………………………………………………………………………………………………………………120
Construction of the computing model for the analysis modes of Akmola power system in the
perspective of its development till 2020 ……………………………………………………………………………….120
INTRODUCTION …………………………………………………………………………………………………………….121
1. ENERGY SYSTEM ……………………………………………………………………………………………….122
1.1 Energy system performance …………………………………………………………………………………….123
1.2 Environmental issues ……………………………………………………………………………………………..124
2. RENEWABLE ENERGY POTENTIAL …………………………………………………………………..124
2.1 Hydropower ………………………………………………………………………………………………………….124
2.2 Solar energy ………………………………………………………………………………………………………….124
2.3 Biomass …………………………………………………………………………………………………………………125
2.4 Geothermal energy …………………………………………………………………………………………………….125
3. WIND POWER ……………………………………………………………………………………………………..125
3.2 Probability Density Function ………………………………………………………………………………………126
3.4 Power Output Estimation ……………………………………………………………………………………………127
4. RESULTS AND DISCUSSION ………………………………………………………………………………128
5. OBSTACLES ………………………………………………………………………………………………………..129
5.1 Problems Related to the Structure of Energy Sector ……………………………………………………….129
5.2 Legislative Issues ………………………………………………………………………………………………………130
5.3 Organizational and Operational Risks…………………………………………………………………………..131
References ……………………………………………………………………………………………………………………….133

В диссертации была рассмотрена методика выбора ветроустановок,
проведен анализ ветропотенциала и намечена возможная площадка ВЭС,
проведена оценка режимов работы сети Акмолинской области с учетом ввода
ВЭС Макинск.
Произведен анализ схемы и нагрузок сети. Рассчитаны параметры линий
и трансформаторов. Составлена схема замещения для выполнения расчета в
программе RastrWin. Произведен расчет режимов работы существующей сети
электроснабжения. А также расчет режимов работы сети с учетом
перспективного роста нагрузок и ввода в строй проектируемой ВЭС.
Расчет произвели для среднего летнего и среднего зимнего режима
работы. При анализе режимов работы сетей Акмолинской области можно
сделать следующие выводы:
– напряжения в узловых точках не превышают допустимых значений, т.к.
для сетей 110 кВ и 220 кВ этот предел составляет +15 %, то есть напряжения в
узловых точках не превышают 126,5кВ и 253 кВ;
– потери в ЛЭП составляют от 300 до 690 кВт, в трансформаторах от 170
до 220 кВт.
– момент ввода ВЭС Макинск совпадает с началом реконструкции ТЭЦ
«Джет-7». Вырабатываемая мощность ВЭС Макинск пойдет на покрытие
потребности электропотребителей ТЭЦ «Джет-7». И позволит уменьшить
потери в сетях «KEGOC» на 11,041,2 МВт·ч.
Произвели расчеты режимов сетей Акмолинской области с
перспективным увеличением нагрузки потребителей на 25 %. Также был сделан
расчет режимов сетей Акмолинской области с перспективным увеличением
нагрузки. При анализе режимов работы сетей с учетом перспективного
развития можно сделать следующие выводы:
– годовые потери электроэнергии на ВЭС несмотря на увеличение с
3602,4 МВт•ч до 5674,8 МВт·ч составляют всего 0,4 и 0,63%, что ниже средних
потерь по области 3,96% и республике 14,6%;
– напряжение в узловых точках не превысит допустимых значений.
В разделе «Экономическая и финансовая эффективность инвестиций в
энергообъект был произведен расчет для определения себестоимости
электроэнергии и срок окупаемости сооруженных объектов, благодаря
поддержке государством ВИЭ проект строительства ВЭС является
экономически целесообразно.