Выбор рациональной стратегии развития автономных энергетических систем: На примере Магаданской энергосистемы

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 оптимизации 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 генерирующими 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), городпромышленный 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 электрои 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 электрои 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.

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.