Выбор рациональной стратегии развития автономных энергетических систем: На примере Магаданской энергосистемы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Франк, Михаил Иосифович

• Франк, Михаил Иосифович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Франк, Михаил Иосифович

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ

1.МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ СТРАТЕГИЙ ГИЙ РАЗВИТИЯ АВТОНОМНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

1.1.Научно-методические основы оптимизации стратегий

развития энергетики

1.2.Общая постановка задачи оптимизации стратегии развития

автономной электроэнергетической системы

1.3.Методы оценки финансово-экономической эффективности стратегий развития энергетики

1.4.Математические модели элементов автономной электроэнергетической системы

2.ЭНЕРГЕТИКА МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ: СУЩЕСТВУЮЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ

2.1 .Хозяйственный комплекс

2.2.Топливно-энергетические ресурсы

2.3.Топливно-энергетический комплекс

3.РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СТРАТЕГИЙ РАЗВИТИЯ

ЭНЕРГОСИСТЕМЫ МАГАДАНСКОЙ ОБЛАСТИ

3.1.Условия развития энергетики области:

прогноз развития экономики и энергопотребления

3.2.Основные предпосылки и допущения, принятые при

оптимизации стратегий развития Центрального энергоузла

Магаданской энергосистемы

3.2.1.Расчет рациональной мощности ВЭС Центрального

энергоузла Магаданской энергосистемы

3.3.Возможные стратегии развития энергосистемы

3.4.Исходная информация, принятая при решении оптимизационных задач и определении экономической эффективности стратегий развития Центрального энергоузла

Магаданской энергосистемы

3.5.Результаты оптимизации и экономической оценки стратегий развития энергосистемы Магаданской области

3.6.Оценка финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта продолжения строительства

Усть- Среднеканской ГЭС

Заключение

Литература

Приложение 1

Приложение 2

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор рациональной стратегии развития автономных энергетических систем: На примере Магаданской энергосистемы»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Переходные и кризисные процессы, протекающие в экономике РФ значительно изменили и осложнили условия функционирования и развития электроэнергетических систем (ЭЭС).

К существенно новым явлениям относятся возникновение оптового рынка электроэнергии, резкое повышение цен на органическое топливо, необходимость осуществлять инвестиции в основном за счет коммерческих кредитов.

При этом в особенно тяжелом положении оказались энергосистемы депрессивных северных и восточных регионов страны, работающие в значительной мере на привозном топливе. Именно к таким энергосистемам и относится Магаданская энергосистема. Кроме того, Магаданская энергосистема является автономной, что также усложняет условия ее функционирования. Причем из-за существенной доли мощности ГЭС в энергосистеме на неопределенность финансово-экономических показателей ее функционирования накладывает неопределенность приточности воды в р. Колыме.

Вопросы рационального развития электроэнергетических систем привлекают интерес ученых и специалистов в нашей стране со времен разработки плана ГОЭЛРО, когда под руководством Г.М. Кржижановского был применен комплексный метод исследования энергетики. В 30 - 40* годах этот метод получил дальнейшее развитие в трудах В.В. Болотова [1, 2], В.И. Вейца [3, 4] и других авторов. Его идейная основа состоит в том, что любое воздействие на систему требует учета изменений во всех ее элементах.

В 50- годах во Франции для оптимизации развития ЭЭС были использованы модели и методы линейного программирования (ЛП) [5], позже такие подходы и методы были использованы в СССР [6], Польше [7], Югославии [8], США [9].

В работах Л.А. Мелентьева, A.A. Макарова, A.C. Макаровой, Л.Д. Криво-руцкого и других авторов [10 - 16] были показаны взаимосвязи задачи оптими-

зации электроэнергетики с задачами оптимизации других отраслей и ТЭКа в целом. В работах Л.С. Беляева, А.Н. Зейлигера, В.А. Ханаева, Д.А. Арзамасцева, Н.И. Воропая, Л.М. Мардера, В.В. Ершевича, В.В. Труфанова, Е.А. Волковой, Л.Д. Хабачева и др. [14, 15, 17 - 24] была предложена иерархия задач оптимизации развития ЭЭС и разработаны методы их решения. Рассматривались следующие основные задачи:

1) оптимизация структуры генерирующих мощностей по типам энергоустановок;

2) оптимизация размещения и выбора мощностей электростанций;

3) оптимизация электрической сети;

4) выбор первоочередных электростанций.

Существенные успехи были достигнуты в разработке эффективных методов распределения электрической нагрузки между разными типами электрических станций и энергоустановок для различных интервалов суточного графика нагрузки энергосистемы [25, 26, 27], что важно, как для задач функционирования, так и задач развития ЭЭС.

В программно-вычислительном комплексе, предназначенном для решения второй задачи [17] внимание уделено оптимизации динамики ввода оборудования электростанций.

Значительные усилия были направлены на разработку методов оптимизации электроэнергетических систем в условиях неопределенности информации и многокритериальности (Л.С. Беляев, В.А. Ханаев В.В. Труфанов В.Р. Окороков и др. [14, 28 - 31]). Причем анализ эффективности сопоставляемых вариантов основан на использовании платежной матрицы и специальных критериев эффективности (Сэвиджа, Лапласа и др.).

Используемый в указанных работах методический подход основан на совместной оптимизации вводов энергоустановок на КЭС и АЭС и распределения электрических нагрузок электроэнергетической системы между генери-

рующими мощностями для мгновенных режимов всех часов нескольких характерных суток. При этом выработка электроэнергии на ТЭЦ и ГЭС считается заранее заданной. Такой подход безусловно эффективен для крупных электроэнергетических систем, где имеется достаточно много типов генерирующего оборудования, и для корректного учета влияния каждого типа на экономическую эффективность системы требуется рассматривать как можно подробнее все характерные интервалы суточного графика нагрузок. В то же время для таких систем нет необходимости, на указанных стадиях разработки, учитывать дискретный характер ввода нового оборудования.

Наряду с проблемой оптимизации развития ЭЭС значительные усилия ученых-энергетиков были направлены на решение проблемы оптимизации развития систем централизованного теплоснабжения (Л.А. Мелентьев, Г.Б. Левен-таль, Л.С. Хрилев, Е.Я. Соколов A.B. Федяев и др. [32 - 36]).

Было выделено три уровня оптимизации теплового хозяйства: страна, Объединенная электроэнергетическая система (ОЭЭС), город -промышленный узел, и сформулированы соответствующие задачи оптимизации. На верхнем уровне определялись (по стране и регионам) оптимальные уровни теплофикации на дальнюю перспективу, на уровне ОЭЭС - суммарная мощность ТЭЦ разных видов и режимы их работы. На уровне города - схема теплоснабжения, единичные мощности источников тепла, сроки ввода отдельных агрегатов. Для учета влияния изменения мощности и электропроизводительности ТЭЦ на остальные элементы энергосистемы, не связанные с тепловым хозяйством, использовались приведенные затраты на электроэнергию. Как и при решении задачи оптимизации структуры генерирующих мощностей, при оптимизации систем централизованного теплоснабжения на уровне ОЭЭС используются линейные модели и решаются задачи ЛП. Предполагается, что между задачей оптимизации структуры генерирующих мощностей ОЭЭС и оптимизацией ТЭЦ в составе ОЭЭС должна проводиться итерационная увязка.

В результате выполненных исследований сложился подход, согласно которому при оптимизации крупных ЭЭС разделяются задачи оптимизации их теплоснабжающей и электроснабжающей частей, а для увязки используют замыкающие затраты на электроэнергию. Каждая из этих задач решается на нескольких уровнях. Такой подход оправдан для достаточно больших ЭЭС. Очевидно, что для крупных энергетических систем совместное рассмотрение подсистем электро- и теплоснабжения в единых математических моделях было бы слишком сложной задачей, и их раздельное рассмотрение с последующей увязкой является обоснованным. Однако, для относительно малых автономных электроэнергетических систем, имеющих в своем составе лишь несколько электростанций, взаимовлияние решений по теплоснабжающей и электроснабжающей частям на принимаемые решения более сильное, более ощутимо влияние дискретности типоразмеров оборудования и нелинейности протекающих процессов. Например, для крупного потребителя тепла, расположенного в зоне действия автономной электроэнергетической системы, могут быть приняты различные варианты развития схемы теплоснабжения: на основе ТЭЦ на органическом топливе, котельных на органическом топливе, прямого электроотопления и электроотопления от тепловых насосов. Причем для каждого варианта оптимальной окажется своя схема развития генерирующих мощностей электроэнергетической системы. Так при строительстве ТЭЦ потребуется намного меньший ввод генерирующих мощностей, чем при строительстве электрокотельных, что в корне может изменить схему развития.

Только при совместном рассмотрении теплоснабжающей и электроснабжающей систем можно оценить эффективность таких мероприятий, как увеличение выработки электроэнергии на ТЭЦ в маловодном году за счет передачи тепловой нагрузки ТЭЦ на работающие с ней в параллель котельные или уменьшение потребления электроэнергии электрокотельными за счет загрузки котельных на органическом топливе.

Исходя из этого, можно сделать вывод об актуальности разработки для рассматриваемых задач специального подхода, основанного на достаточно подробном представлении в единой нелинейной модели теплоснабжающей и электроснабжающей частей ЭЭС.

Для разработки таких моделей и решения соответствующих оптимизационных задач нелинейного математического программирования нужен инструмент, позволяющий исследовать системы со сложной структурой и разнотипным характером нелинейных процессов, протекающих в отдельных элементах.

Такой инструмент был создан в Сибирском энергетическом институте (СЭИ) СО РАН в первую очередь для моделирования и оптимизации теплоэнергетических и энерготехнологических установок и тепловых электрических станций - это система машинного построения программ (СМПП) [37, 38, 39] . В силу универсальности принципов, положенных в основу автоматизации математического моделирования в СМПП, она может использоваться для исследования самых разнообразных систем. Поэтому в данной работе в качестве инструмента исследования используется СМПП.

Таким образом, весьма актуальной является задача создания методики формирования и оценки стратегий развития автономной электроэнергетической системы, применимой в существующей экономической ситуации. Причем для автономных энергосистем вопросы производства электроэнергии и тепла должны рассматриваться согласованно.

Анализ прежнего опыта принятия решений в энергетике и новых условий развития энергосистем позволяют сделать вывод, что эта методика должна включать следующие этапы.

1. Формирование возможных сочетаний внешних условий развития энергосистемы, т.е. определение возможных вариантов электрических и тепловых нагрузок, цен на топливо, удельных капиталовложений в новое оборудование, приточности воды в водохранилище ГЭС и т.д.

2. Формирование возможных стратегий развития ЭЭС, подбираемых с учетом конкретных особенностей данной энергосистемы (возможность использования перспективных технологий, возобновляемых и нетрадиционных энергоресурсов в сочетании с существующим оборудованием).

3. Разработка математической модели энергосистемы, позволяющей проводить оптимизацию режимов функционирования ее электро- и теплогенери-рующих подсистем, определять необходимые объемы инвестиций, расходы топлива ТЭС и котельными, расходы воды ГЭС.

4. Разработка финансово-экономической модели энергосистемы, позволяющей, базируясь на результатах технологических расчетов, определить тарифы при заданных показателях экономической эффективности, таких как внутренняя норма возврата капиталовложений, норма рентабельности и др.

5. Определение с использованием математических моделей для каждой принятой стратегии развития энергосистемы и каждого сочетания внешних условий требуемого объема капиталовложений, расхода и стоимости топлива, показателей экономической эффективности.

6. Анализ результатов оценки экономической эффективности стратегий и формирование рекомендаций по направлениям развития энергосистемы.

Целью настоящей работы является создание методики формирования и оценки стратегии развития автономной электроэнергетической системы, применимой в новых экономических условиях, в которой вопросы производства электроэнергии и тепла решаются согласованно, и ее практическое применение для Центрального энергоузла (ЦЭУ) Магаданской энергосистемы.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

1. Методика формирования и оценки стратегии развития автономной электроэнергетической системы с совместным учетом систем производства и передачи электрической и тепловой энергии и сопоставлением вариантов по

критерию минимума среднего за расчетный период тарифа на энергию при заданном уровне рентабельности.

2. Математические модели основных элементов автономной электроэнергетической системы (ТЭС, ГЭС, ветроэлектростанций (ВЭС), котельных, теплонасосных станций (ТЫС), линий электропередач и др.), позволяющих

' строить математические модели таких систем и проводить совместную оптимизацию производства и отпуска электроэнергии и тепла, а также определять показатели экономической эффективности.

3. Исследование стратегий развития ЦЭУ Магаданской энергосистемы, основанных как на применении традиционных технологий (ГЭС, ТЭС на угле), так и перспективных технологий, в том числе использующих и возобновляемые энергоресурсы (ПТУ, ТНС, ВЭС).

Практическая ценность работы состоит в том, что появляется возможность выбрать для различных автономных электроэнергетических систем оптимальную стратегию развития на 15 - 20 лет на основе критериев рыночной экономики.

Результаты работы получили практическую реализацию при оценки стратегии развития ЦЭУ Магаданской энергосистемы до 2015 г. Показано, что переход на оптимальную стратегию развития позволит иметь более низкие тарифы (на 1,5 - 2,0 цент США/ кВт'ч) на электроэнергию, чем проводимая ныне стратегия, основанная на строительстве Усть-Среднеканской ГЭС.

Апробация работы. Результаты исследований опубликованы в трех печатных работах [23, 40, 41 ] и обсуждались:

- на Всероссийской конференции с международным участием «Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления», (Иркутск, 1995 г.);

- на Всероссийской конференции «Северо-Восток России: прошлое, настоящее, будущее», (Магадан, 1998 г.);

- на заседаниях секций Ученого совета Института систем энергетики СО РАН, (1996 - 1998 гг.).

Состав работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и двух приложений.

Во введении обоснована актуальность рассматриваемой задачи, определена цель работы и приведена ее краткая характеристика.

В первой главе рассматриваются методические вопросы оптимизации стратегий развития автономных ЭЭС в условиях рыночной экономики.

Изложен подход к определению технико-экономических показателей сопоставляемых стратегий, дано описание разработанных математических моделей элементов энергосистемы.

Во второй главе рассмотрено существующее состояние энергетики Магаданской области. Представлены данные об имеющихся в области энергоресурсах различных видов (уголь, гидроэнергия, энергия ветра, жидкие и газообразные углеводороды), дана характеристика предприятий топливной промышленности и электроэнергетики области и условий их работы. Указаны основные проблемы развития электроэнергетики Магаданской области.

В третьей главе рассматривается математическая модель Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы и представлены результаты технико-экономических исследований стратегий его развития. На основе анализа, выполненного во второй главе, сформулированы одиннадцать перспективных стратегий развития на период до 2015 г. По каждой стратегии расчеты проводились для двух сценариев энергопотребления: вероятного и оптимистического.

Показана экономическая эффективность стратегий развития Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы, основанных на использовании современных технологий.

В заключении приведены основные выводы, сделанные на основе проведенных исследований.

1. МЕТОДЫ И МОДЕЛИ ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ СТРАТЕГИЙ РАЗВИТИЯ АВТОНОМНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

1.1. Научно-методические основы оптимизации стратегий развития энергетики

Рассматриваемая в диссертации задача выбора рациональных стратегий развития автономных энергосистем является, как правило, частью более общей задачи - задачи оптимизации развития топливно-энергетического комплекса соответствующего территориального образования, решение которой, в свою очередь, является важнейшим элементом работ по формированию энергетической стратегии (энергетической программы) для любого региона (республики, края, области).

Формирование стратегий развития энергетики регионов (региональных энергетических программ) при разработке Энергетической стратегии России регламентировалось соответствующими Методическими рекомендациями, подготовленными Исполнительным Бюро по разработке Энергетической стратегии РФ.

Энергетическая программа региона разрабатывается на 15-20 лет на основе анализа нескольких возможных сценариев развития экономики, энергопотребления и энергосбережения региона. Эта программа (стратегия) заключается в согласованной реализации инвестиционных проектов для отдельных энергетических объектов и систем.

В настоящее время невозможно сформулировать четкие правила разработки региональных энергетических программ, а тем более четкие требования к применяемым для этих целей математическим методам и моделям. Очевидно, что при разработке региональных энергетических программ наряду с новыми подходами широкое применение найдут многие из уже имеющихся методов и моделей формирования и системного анализа направлений развития энергетики страны, регионов, крупных топливно-энергетических баз.

и

Разрабатываемая в ИСЭМ СО РАН технология прогнозирования энергопотребления региона и выбора стратегии развития его энергетики с использованием математических моделей в самом укрупненном виде может быть представлена следующим образом (рис. 1.1) [42].

Для каждого сценария социально-экономического развития региона, т.е. сочетания условий, в которых происходит развитие региона, итеративный процесс начинается с подготовки на базе сводной модели «экономика-энергетика» взаимосогласованной динамики:

- макропоказателей развития экономики региона (численность населения, валовый продукт, доля потребления и накопления, индикаторы жизненного уровня населения и т.п.);

- показателей внутреннего потребления топливно-энергетических ресурсов и их выдачи за пределы региона;

- показателей добычи и переработки топлива, производства электро-, и теплоэнергии;

- объемов вредных выбросов в атмосферу, которые не удается предотвратить в рассматриваемом сценарии развития экономики региона.

Полученные на сводной модели «экономика-энергетика» региона данные поступают в блок энергопотребления (для получения оценок прогнозных уровней потребности региона в основных энергоносителях), в территориально-производственную модель региона (для оптимизации территориально-производственной структуры хозяйства региона) и в блок оптимизации ТЭК (для детального прогнозирования развития ТЭК и топливно-энергетических отраслей региона). Результаты оптимизации развития энергетики проходят детальный экономический анализ в финансово-экономическом блоке ТЭК, включающем модели ценообразования и модели финансового состояния отраслей ТЭК. В итоге этого удается выявить в некотором смысле наилучший для рассматриваемых условий набор первоочередных проектов в отраслях ТЭК.

Экономика региона

Блок развития экономики

Сводная модель У V Территориально-

экономика - г производственная

энергетика модель

Блок энергопотребления

База данных Модель

по энергосбе- <-> энергопот-

режению ребления

т

Энергетика региона Блок оптимизации ТЭК Финансово-экономический блок

Модель балансов КПТ (модель регионального энергетического рынка)

Производственные модели отраслей ТЭК

<г>

X

Модели цен на топливо и энергию

Финансово-экономические модели отраслей и предприятий ТЭК

Модели инвестиционных проектов в отраслях ТЭК

Рис. 1.1. Система моделей для прогнозирования энергопотребления региона и выбора стратегии развития его энергетики

Полученный вариант развития энергетики и финансово-экономические показатели, в первую очередь тарифы на энергоносители, связанные с его реализацией и реализацией инвестиционных проектов, передаются в блок развития экономики, куда из блока энергопотребления поступает информация об удельной энергоемкости основных видов продукции и услуг в регионе, об объемах производства неэнергетической продукции и требуемых капитальных вложениях. На основе этого в блоке моделей развития экономики сводятся региональные материальные и финансовые балансы. При необходимости принятый в начале итеративного процесса сценарий развития экономики корректируется и процесс итеративных приближений продолжается по описанной схеме.

Практика показывает, что обычно за 2-3 таких итерации удается получить стратегию развития энергетики, наиболее приемлемую для региона в рамках рассмотренных внешних условий. Такова общая схема разработки энергетических стратегий регионов.

Применительно к автономным энергетическим системам технология формирования региональных энергетических программ была конкретизирована при активном и непосредственном участии автора.

Принципиальная схема выбора рациональных стратегий развития автономной электроэнергетической системы приведена на рис. 1.2.

Как следует из этого рисунка, схема включает в себя этапы: формирование сценариев развития энергетики; формирование стратегий развития; оптимизация вводов оборудования и режимов работы для всех сочетаний стратегий и сценариев; определение тарифов; оценка коммерческой эффективности инвестиционных проектов и бюджетной эффективности стратегий и их влияние на экономику региона.

Как уже отмечалось, реализация каждой стратегии развития автономной ЭЭС заключается, как правило, в строительстве и последующей эксплуатации нескольких новых энергетических объектов (ГЭС, ТЭС, ЛЭП и т. д.).

г

Условия развития

Прогнозирование цен на

привозное топливо, предельных объемов его добычи и завоза, цен на оборудование и строймонтаж, предельных обьемов

шшлтнтй_

энергетики

Прогнозирование энергопотребления в зависимости от ожидаемых тарифов на электрическую и тепловую энергию

Формирование сценариев развития энергетики (уровни энергопотребления, стоимость

топлива и оборудования, пределы потребления топлива и инвестиций)

Формирование для каждой стратегии структуры электроэнергетической системы

Оптимизация вводов генерирующего оборудования и его работы в представительных режимах для расчетных лет рассматриваемого периода

Определение в динамике годовых расходов топлива, текущих затрат и капиталовложений для каждой стратегии при

каждом сценарии *

Определение тарифов на энергию при заданном уровне рентабельности для всех сочетаний стратегий и сценариев

^тарифы на энергию

корректировка уровней энергопотребления

Оценка коммерческой эффективности инвестиционных проектов

Оценка бюджетной эффективности стратегий для региона

Оценка влияния на экономику региона

Отбор рациональных стратегий, формирование рекомендаций по дальнейшему развитию энергетики

Рис.2.2.Принципиальная схема выбора рациональных стратегий развития автономной электроэнергетической системы

Обоснованная экономическая оценка каждой стратегии возможна лишь при рассмотрении ЭЭС как единого целого с учетом взаимодействия новых и существующих элементов этой системы.

Однако во многих случаях интерес представляет самостоятельный анализ экономической и в первую очередь коммерческой эффективности отдельных новых энергетических объектов. Целью такого анализа, по нашему мнению, в первую очередь должна быть оценка чувствительности критериев экономической эффективности к изменению внешних условий строительства и функционирования. Эта оценка может быть получена на основе известных методов обоснования экономической эффективности инвестиционных проектов.

1.2. Общая постановка задачи оптимизации стратегии развития автономной электроэнергетической системы

После того, как сформированы возможные сценарии (т.е. наборы условий) развития автономной электроэнергетической системы, формируются варианты (стратегии) развития энергосистемы. Главное отличие вариантов состоит в использовании различных типов электро- и теплогенерирующих источников или их сочетаний. Причем количество единиц генерирующего оборудования, вводимого в эксплуатацию для определенных моментов времени, у одной стратегии может быть различным, зависящем от сценария энергопотребления.

Основным критерием при экономическом анализе стратегий развития автономных энергосистем, с точки зрения автора, должны быть средние за расчетный период тарифы на энергию, определенные при заданном уровне рентабельности. Причем стратегия развития энергетики будет тем эффективнее, чем будет ниже при реализации этой стратегии уровень тарифов на энергию, определенных при заданном уровне рентабельности.

Следует отметить, что затраты на производство электроэнергии и тепла могут весьма существенно меняться на протяжении расчетного периода. Вследствие этого будут меняться и текущие тарифы на энергии. Поэтому в качестве критерия сопоставления стратегий целесообразно применять средние за расчетный период тарифы, обеспечивающие заданный уровень рентабельности. Для определения этих тарифов весь расчетный период разбивается на заданное число интервалов (обычно продолжительность такого интервала 5 лет). На каждом интервале выбирается один расчетный год, для которого согласно принятому сценарию определяются тепловые и электрические нагрузки потребителей в нескольких представительных режимах, относящихся к различным сезонам, различным временам суток и различным климатическим условиям (температурам наружного воздуха, скоростям ветра и др.). Каждому режиму в соответствие ставится его продолжительность в году. Представительные режимы должны быть подобраны таким образом, чтобы из способности электроэнергетической системы покрывать тепловые и электрические нагрузки потребителей в этих режимах следовала возможность покрытия этих нагрузок и во всех других режимах. Кроме того, должна быть обеспечена достаточная точность определения годового расхода топлива на основе рассмотрения лишь представительных режимов

В каждом представительном режиме работы электроэнергетической системы должна быть проведена оптимизация режимных параметров (тепловых и электрических нагрузок оборудования и др.) с учетом программ ввода и демонтажа оборудования, определяемых принятой стратегией развития энергосистемы. При этом определяется минимально-необходимое число вновь вводимых единиц генерирующего оборудования.

Следует отметить, что в некоторых случаях оптимизация режимных параметров в различных представительных режимах одного года должна проводиться согласованно. Как правило, это связано с наличием интегральных огра-

ничений на выработку энергии отдельными электростанциями на некоторых временных интервалах. Такие ограничения имеют место для ГЭС с ограниченной емкостью водохранилища и для ТЭС с сезонным завозом топлива, например, только в период летней навигации.

В работе /40/ рассмотрен возможный подход к согласованной оптимизации разновременных режимов работы ЭЭС (на примере Центрального энергоузла Магаданской энергосистемы), однако, этот вопрос выходит за рамки данной диссертационной работы и поэтому в ней не рассматривается.

Как уже указывалось выше, в автономных электроэнергетических системах, как правило, невелико количество генерирующих источников, поэтому число представительных режимов, которые нужно рассматривать, может быть существенно меньше, чем в больших электроэнергетических системах. К примеру, если в системе - значительная доля мощности ГЭС с сезонным регулированием, и пиковая нагрузка покрывается этими станциями, а ТЭС, включая и ТЭЦ работают в базе графика, то указанным выше требованиям, предъявляемым к представительным режимам, будут отвечать три режима работы: максимальный, среднезимний и среднелетний.

В соответствии со сделанными допущениями определение среднего тарифа на электроэнергию для некоторой стратегии развития автономной ЭЭС при фиксированных внешних условиях производится следующим образом:

Цэл = г(¿V., я*, кк, э*, в ), (1.1)

где:

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Франк, Михаил Иосифович

Заключение

Выполненные в рамках диссертации исследования позволили получить следующие основные результаты.

1. Разработана методика выбора оптимальных стратегий развития автономной электроэнергетической системы. Особенностями этой методики является совместное рассмотрение и оптимизация электроснабжающей и теплоснабжающей частей энергосистемы, определение технико-экономических характеристик вариантов развития на основе оптимизации функционирования энергосистемы в различных режимах, учет неопределенности внешних условий развития (разные сценарии энергопотребления и разные уровни приточности воды в водохранилища ГЭС).

2. Разработаны математические модели основных элементов энергосистемы (ТЭС, ГЭС, ВЭС, ТНУ, ЛЭП, котельных и других), позволяющих достаточно подробно описывать процессы производства и распределения электроэнергии и тепла.

3. Сформулированы задачи оптимального распределения электрических и тепловых нагрузок между объектами электроэнергетической системы при различном составе энергогенерирующего оборудования.

4. Предложен подход к определению рациональной мощности ВЭС в электроэнергетической системе, имеющей в своем составе ГЭС.

5. Проведенный анализ существующего состояния энергетики Магаданской области и особенности ее функционирования позволил выявить основные факторы, оказывающие негативное влияние на энергетику, и сформулировать требования ее развития.

6. С использованием разработанной методики выявлены рациональные направления развития энергосистемы Магаданской области, основанные на оптимальном сочетании традиционных и новых энергетических технологий.

7. Разработанные в диссертации методические подходы и математические модели могут быть эффективны при выборе стратегий развития не только ЦЭУ АО «Магаданэнерго», но и других автономных электроэнергетических систем.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Франк, Михаил Иосифович, 1999 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Болотов B.B. Теоретические основы выбора экономического режима сложной электроэнергетической системы. - M.-JL, изд. АН СССР, 1947. - 272 с.

2. Болотов В.В., Артюгина И.М., Бурцева Г.Е., Долгов П.П. Вопросы теории и методы проектирования электроэнергетических систем. - M.-JL, Наука, 1970.- 274 с.

3. Электроэнергетика СССР. Т.1./ Под научным руководством Вейца В.И. Изд. АН СССР, Л., 1934. - 744 с.

4. Основные вопросы планирования Единой энергетической системы СССР / Под ред. Кржижановского Г.М., Вейца В.И.. - М., изд. АН СССР, 1959. - 175 с.

5. Р. Masse and Gibrat, «Application of linear programming to investments in the electrical power industry» Management Ski, no. 3.

6. Маркович И.М., Браилов В.П., Денисов В.И. Применение методов математического программирования к решению задач перспективного проектирования развития электроэнергетических систем // Изв. АН СССР. Автоматика и энергетика. - 1962. - №6.

7. М Antopolski, R. Nowakowski. Programovanie liniowe obliczeniach economicznych rozbudowy sistemu elektroenerge tycznego. «Energetika», 1961, r.15, Cr I - №10, s. 39-40; Cr II - №12, s. 42 - 43.

8. Mastilovic Vukota, Gavrilovic Momcilo. Primena linearnog programiranja u planirenju razvoja electroprivrendnih sistema. «Electroprivreda» № 11 - 12, 1963.

9. J. Bergsman. Electric power systems planning using linear programming. IEEE Transactions on Military Electronics, 1964, vol. MIL - 8, №2, p.59 - 62.

10. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. - Москва: Высшая школа. - 1982. - 320 с.

11. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике (Элементы теории, направления развития). - М.: Наука, 1983. - 456 с.

12. Макарова A.C., Макаров A.A. Математическая модель для перспективного планирования развития энергосистемы // Электрические станции. -1964.- №5.- С. 55 -59.

13. Макаров A.A., Мелентьев JI.A.. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства. - Новосибирск: Наука, 1973. - 274 с.

14. Теоретические основы системных исследований в энергетике / А.З. Гамм, A.A. Макаров, Б.Г. Санеев и др. - Новосибирск: Наука, 1986. - 335 с.

15. Методы исследования и управления системами энергетики / JI.C. Беляев, Н.И. Воропай, Ю.Д. Кононов и др. - Новосибирск: Наука, 1987. - 374 с.

16. Криворуцкий Л.Д. Имитационная система для исследований развития топливно-энергетического комплекса. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1983.- 126 с.

17. Системный подход при управлении развитием электроэнергетики / Беляев JI.C, Войцеховская Г.В., Савельев В.А. и др. - Новосибирск: Наука, 1980. - 239 с.

18. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем.- М.: Энергия, 1981. - 322 с.

19. Ханаев В.А. Пути повышения маневренности Единой электроэнергетической системы СССР. - Новосибирск: Наука, 1981. - 145 с.

' 20. Арзамасцев Д.А., Липес A.B., Мызин А.Л. Модели оптимизации развития энергосистем. - М.: Высшая школа, 1987. - 272 с.

21. Ананичева С.С., Арзамасцев Д.А., Мардер Л.И., Мызин А.Л. Иерархия задач и моделей прогнозирования развития и размещения конденсационных электростанций. // Иерархия в больших системах энергетики. Иркутск: СЭИ СО РАН, 1978. - С. 123 - 129.

22. Воропай Н.И., Ершевич В.В., Руденко Ю.Н.. Развитие межнациональных энергообъединений - путь к созданию мировой электроэнергетической системы. - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1995, ПРЕПРИНТ. 30 с.

23.Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления / Под. ред. А.П. Меренкова. - Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1996. - 359 с.

24. Методы управления физико-техническими системами энергетики в новых условиях / Н.И. Воропай, H.H. Новицкий, Е.В. Сеннова и др. - Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995. - 335 с.

25. Крумм JI.A. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. - Новосибирск: Наука, 1977. - 368 с.

26. Горнштейн В.М., Мирошниченко Б.П., Пономарев A.B. Методы оптимизации режимов энергосистем. - М.: Энергоиздат, 1981. - 336 с.

27. Чурквеидзе Ш.С., Посекалин В.В. Метод и алгоритм оптимизации перспективных суточных режимов ЭЭС. - В кн.: Мат. модели для анализа и экон. Оценки вариантов развития электроэнергетических систем. - Иркутск, 1971.- С.114-132.

28. Беляев Л.С. Решения сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. - Новосибирск: Наука, 1978. - 128 с.

29. Беляев Л.С., Ефимов Н.Т., Славин Т.Б., Ханаев В.А. Выбор новых типов и рациональной структуры генерирующего оборудования ЭЭС // Вопросы построения автоматизированных информационных систем управления развитием электроэнергетических систем. Вып. 1. - Учет неопределенности исходной информации. - Иркутск: СЭИ СО РАН, 1973. - С.97 - 109.

30. Комплексный анализ эффективности технических решений в энергетике - / Под. ред. Окорокова В.Р., Щавелева Д.С. - JL: Энергоатомиздат, 1985, - 175 с.

31. Труфанов В.В. Ханаев В.А. Выбор рациональной структуры генерирующих мощностей ЕЭЭС по типам оборудования с формализованным учетом неоднозначности информации. // Электрон. Моделирование, 1985. - № 4.

32. Мелентьев JI.A. Теплофикация. Ч. I, II. М. - JL, Изд-во АН СССР, 1944, ч. I. - 248 е., 1948, ч. II. - 280 с.

33. Технико-экономические основы развития теплофикации в энергосистемах // Под. ред. Левенталя Г.Б. и Мелентьева Л.А. М..:Госэнергоиздат, 1961.- 318 с.

34. Хрилев JI.C. Теплофикация и топливно-энергетический комплекс. Новосибирск: Наука, 1979. - 277 с.

35. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. - М.: Энергия, 1975. -

376 с.

36. Комплексные проблемы развития энергетики СССР / Беляев Л.С, Кононов Ю.Д., Кошелев А.А. и др. - Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ние, 1988.288 с.

37. Попырин Л.С., Саму сев В.И., Эпелыитейн В.В. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических установок. М.: Наука, 1981.-236 с.

38. Kler A.M., Mai V.A., Skripkin S.K., A system for computer-based creation of static and dynamic mathematical models of thermal power plants. //Proc. Of the 2-nd Int. Forum «Expert systems and computer simulation in energy engineering». - Erlangen, Germany, 1992. - P. 22-4-1 - 22-4-3.

39. Клер A.M., Скрипкин C.K., Деканова Н.П. Автоматизация построения статических и динамических моделей теплоэнергетических установок // Изв. РАН. Энергетика. - 1996. - С. 78 - 84.

40. Клер A.M., Деканова Н.П., Столетний Г.В., Франк М.И., Щеголева Т.П. Разработка методики и математических моделей для согласованной оптимизации режимов работы ТЭЦ в электроэнергетических системах. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1998, ПРЕПРИНТ. 57 с.

41. Веселяев Ю.Г., Клер A.M., Попов С.П., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Столетний Г.В., Франк М.И.. Энергетика Магаданской области: направления и проблемы развития в условиях рыночной экономики. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1998, ПРЕПРИНТ. 22 с.

42. Региональные энергетические программы: методические основы и опыт разработки/ Под ред. Б.Г. Санеева. - Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма, 1995. - 246 с.

43. Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений. - М.: Изд-во Института экономики АН СССР, 1980. -38 с.

44. Методические материалы по определению и использованию приведенных и замыкающих затрат на топливо и энергию. - М.: Госплан СССР, 1986.- 116 с.

45. Методические рекомендации по технико-экономическому обоснованию проектных решений в энергетике при неоднозначности исходной информации. - М.: Научный совет по комплексным проблемам энергетики: АН СССР, 1988.-74 с.

46. Методические положения оптимизации развития топливно-энергетического комплекса. Утверждены Госпланом СССР. - М.: Наука, 1975. -88 с.

47. Пособие по подготовке промышленных технико-экономических исследований. - Вена: Организация объединенных наций, 1978. -293 с.

48. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. Утверждено Госстроем России. Март 1994 г. (N7-12./47) - М.,1994. - 80 с.

49. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями / А.М. Клер, Н.П. Деканова, С.К.Скрипкин и др.- Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1997. - 120 с.

50. Сидулов М.В., Мартынов В.А., Кудрявцев Н.Ю. и др. Математическое моделирование и оптимизация режимов работы ТЭЦ // Теплоэнергетика. -1993. -№ 10.-С. 21 -25.

51. Шмидт P.A., Левин JI.A. Алгоритмы оптимизации тепловых схем ТЭЦ на ЭЦВМ методом кусочно-линейного программирования // Теплоэнергетика. - 1971.-№ 5. - С. 10-14.

52. Ноздренко Г.В., Корытный Е.Б., Алексеенко О.П. Алгоритмическое и программное обеспечение задачи распределения нагрузки между энергоустановками ТЭЦ // Экономичность и оптимизация режимов энергосистем: Меж-вуз. сб. науч. трудов. - Новосибирск: НЭТИ, 1984. - С. 75-84.

53. Моделирование на персональном компьютере стационарных режимов работы ПТУ / В.М. Боровков, С.А. Казаров, А.Г. Кутахов, С.Н. Романов // Теплоэнергетика. - 1991. - № 11. - С. 58 - 61.

54. Дальний Восток России. Экономическое обозрение. - ИЭИ ДВО РАН. - М.: Прогресс-Комплекс. ЭКОПРОС, 1993.- 123 с.

55. Программа социально-экономического развития Магаданской области на 1993 - 1995 годы и период до 2000 года. - Магадан, 1994. - 170 с.

56. Гидроэнергетические ресурсы /А.Б. Авакян, В.А. Баранов, Л.Б. Бернштейн и др. - М.: Наука, 1967. - 600 с.

57. Клер A.M., Деканова Н.П., Щеголева Т.П. и др. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок. Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма РАН, 1993. - 116 с.

58. Справочник необходимых познаний. Пермь: Алгос-Пресс, 1995.-

С.249.

59. Соколов В.М. Мировой рынок золота // ЭКО. - 1995. - №1. - С. 99-115.

60. Кин А.А., Савватеев А.В. Новые транспортные выходы Российской Азии//Регион. - 1995.- №2. - С. 178-189.

61. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных ГТУ в США // Теплоэнергетика. - 1994. - №9. - С. 61 - 69.

62. Отчет АО Ленгидропроект. Перспективы использования энергии ветра для выработки электроэнергии в Магаданской области и на Чукотке (экспертная оценка). - Санкт-Петербург, 1995. - 105 с.

63. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник / Под общ. ред. Григорьева В.А. и Зорина В.М. - М.: Энергия, 1980. - 528 с.