Содержание к диссертации
Введение
1 Основные подходы к оптимизации режимов работы энергосистем 9
1.1. Управление режимами работы энергосистем по критерию минимизации топливных издержек 10
1.2. Функционирование энергетической отрасли России в условиях перехода к рынку 22
1.3. Выбор критерия оптимизации режимов работы тепловых электростанций и генерирующих компаний в современных условиях 29
2. Оптимальное распределение электрической и тепловой энергии на станциях на основе 1 принципа максимизации прибыли 36
2.1. Оптимальное распределение электрической энергии на станциях на основе критерия максимизации прибыли 37
2.2. Оптимальное распределение тепловой энергии на станциях на основе критерия максимизации прибыли 51
2.3. Оптимизация режимов работы станций как комбинированных источников выработки электрической и тепловой энергии 55
3. Управление режимами работы тепловых электростанций как комбинированных источников производства 66
3.1. Расчет первого граничного варианта загрузки станций по электрической энергии 66
3.2. Расчет второго граничного варианта загрузки станций по тепловой энергии 71
3.3. Расчет промежуточных вариантов оптимальных режимов работы тепловых электростанций 74
4. Управление режимами работы генерирующей компании 83
4.1. Модель функционирования генерирующей компании в конкурентной среде 83
4.2. Оптимизация электрической мощности в генерирующей компании 89
4.3. Результаты расчетов и их анализ 92
Заключение 94
Список литературы 95
Приложения 103
- Функционирование энергетической отрасли России в условиях перехода к рынку
- Оптимальное распределение тепловой энергии на станциях на основе критерия максимизации прибыли
- Расчет второго граничного варианта загрузки станций по тепловой энергии
- Оптимизация электрической мощности в генерирующей компании
Введение к работе
Актуальность работы. В условиях, когда энергетика была государственной отраслью управления, функционирование заключалось в выполнении следующих требований: при заданном объеме и графике поставки электрической и тепловой энергии потребителям и соблюдении условий надежности энергетической системы, и соблюдении системных ограничений определить оптимальный режим, удовлетворяющий заданному экономическому критерию, под которым понималась минимизация эксплуатационных затрат.
В настоящее время разработана и реализуется стратегия реформирования электроэнергетической отрасли, которая подразумевает поэтапный переход к конкурентному рынку, где каждый хозяйствующий субъект самостоятельно будет определять объемы производства электрической и тепловой энергии и режимы функционирования. Поэтому прежние критерии и методы управления стали не адекватными целям управления.
Возникает потребность в определении принципов и методов управления функционированием энергетических объектов, приемлимых в новых экономических условиях.
Трудами нескольких поколений ученых были созданы и успешно претворены в практику уникальные методики управления энергетическим производством, которые обеспечивали его высокую надежность и экономическую эффективность. Они, безусловно, должны лечь в основу предлагаемых в работе подходов, стать ее интеллектуальной средой и в сочетании с экономическими рычагами создать предпосылки для возникновения конкурентных отношений, повышающих экономическую эффективность энергетического производства.
Именно решению этих проблем посвящена работа, что определяет актуальность выбранного направления исследований.
Цель работы состоит в разработке критерия и метода управления режимами работы тепловых электростанций и генерирующей компании в уело-
5 виях рынка по критерию максимизации прибыли.
Объектом исследования являются тепловые электрические станции и генерирующие компании.
Предметом исследования процессы управления функционированием и режимами тепловых электрических станций и генерирующих компаний в новых экономических условиях.
Для достижения поставленной цели ставились и решались следующие задачи:
критический анализ существующих критериев управления применительно к изменяющимся условиям функционирования энергетической отрасли, вызванным переходом к конкурентному рынку;
обоснование критерия управления режимами работы энергетического объекта, объединяющего технологические особенности функционирования энергетической отрасли с учетом интереса хозяйствующих субъектов в условиях рынка;
создание комплексной методики распределения топливных затрат между производством электрической и тепловой энергии на ТЭЦ по критерию максимизации прибыли;
разработка принципов управления оптимальными режимами работы тепловых электростанций, образующих генерирующую компанию, на основе разработанного критерия;
расчетная и экспериментальная проверка разработанных подходов и методик, а также реализация основных положений исследования на конкретных объектах.
Методы исследований. Основу методологии работы составляет системный подход с его структурными и функциональными моделями объектов. В работе широко используются методы и математические модели теории оптимизации, экономические принципы управления, теория выбора и принятия решений, а также теория информатики.
Научная новизна работы заключается в следующем:
Проведен критический анализ существующих критериев управления ЭЭС, которые не являются адекватными в настоящих условиях.
Предложен критерий управления режимами работы энергетического объекта, которые объединяет технологические особенности функционирования энергетической отрасли с новыми экономическими рычагами управления.
Разработаны принципы и методы управления функционированием тепловой электростанции по производству тепловой и электрической энергии на основе принципа максимизации прибыли.
Создана комплексная методика распределения топливных издержек между видами производимой энергии на ТЭЦ по предложенному критерию.
Разработана методика получения оптимальных режимов работы тепловых электрических станций, образующих генерирующую компанию, на основе максимизации ее прибыли.
Осуществлена расчетная и экспериментальная проверка разработанных подходов и методов, а также проведена реализация основных положений исследования на конкретных объектах.
Указанные методические положения и научные результаты выносятся на защиту.
Достоверность результатов подтверждается вычислительными экспериментами и проверкой предложенных методов на конкретных энергетических объектах, в качестве которых выступали различные тепловые электрические станции и энергообъединение.
Практическая ценность. Применение предложенных в работе подходов и методов позволяет оценить фактические возможности, режимные особенности работы энергетического объекта; задать оптимальные диапазоны выработки электрической и тепловой энергии, исходя из заданного значения тарифной ставки; определить величину тарифа, зная оптимальный диапазон производства электрической мощности и отпуска тепловой энергии в генери-
7 рующей компании.
При этом появляется возможность обосновано подходить к требуемому объему производства энергетической продукции, необходимого для удовлетворения нужд потребителя путем качественного осуществления тактического и стратегического управления режимами работы тепловых электростанций. Последнее особенно актуально в условиях рыночной среды, когда оптимальное управление режимами работы энергетического объекта позволяет обеспечить не только надежное снабжение потребителя электрической и тепловой энергией установленного качества в требуемом объеме в установленный момент времени, но и его конкурентноспособность.
Разработанные методики и полученные по ним результаты используются на Новосибирских ТЭЦ, а также в учебном процессе Новосибирского государственного технического университета.
Таким образом, предложенные методики обладают хорошими адаптационными свойствами, что является их несомненным преимуществом для практического управления режимами работы станции.
Апробация работы. Основные результаты работы представлялись, докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедр факультета энергетики НГТУ, в институте теплофизики Сибирского отделения Российской академии наук, на научных конференциях НГТУ в 2001 и 2002 гг., на Международной научно-технической конференции "Передача энергии переменным током на дальние и сверхдальние расстояния", Новосибирск, 15-19 сентября 2003, на IX Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Современные техника и технологии ", Томск,
на десятой Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика", Москва,
на второй Всероссийской научно-технической конференции (с международным участием) "Энергосистема: управление, качество, безопасность", Екатеринбург, 2004, The seventh Russian-Korean International Symposium in Science and Technology KORUS-2003, Томск, 2003.
Личный вклад заключается в разработке принципов и методов управления режимами работы энергетических объектов, проведении оптимизационных расчетов, анализа полученных результатов и выработке практических рекомендаций для управления конкретными энергетическими объектами.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 4 статьи, 2 доклада и 2 тезиса.
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, заключения, приложений и содержит 102 страницы основного текста, 55 рисунков, 56 таблиц и список литературы из 99 наименований.
Функционирование энергетической отрасли России в условиях перехода к рынку
К концу 1980-х годов на территории СССР было создано уникальное, самое мощное централизованно управляемое энергообъединение в мире — Единая энергетическая система (ЕЭС) с установленной мощностью около 300 млн кВт, работавшая параллельно с энергосистемами стран Восточной Европы (энергообъединение "Мир") и Монголии. Высокая эффективность работы ЕЭС достигалась благодаря иерархической системе управления, позволявшей успешно решать весь комплекс задач, связанных с развитием и функционированием электроэнергетики страны в целом [33,34].
В результате создания Единой энергосистемы и эффективной системы управления ею был достигнут существенный экономический эффект, оцениваемый в ежегодном исчислении несколькими миллиардами долларов. Выигрыш в снижении суммарной установленной мощности электростанций ЕЭС по сравнению с изолированной работой энергосистем достигал 15 млн кВт. Обеспечивалась высокая надежность работы ЕЭС, ОЭС и энергосистем. Не происходило крупных системных аварий с отключением большого числа потребителей, подобных таким, какие имели место в США, Канаде, Франции, Швеции, Бельгии в 70 - 90-х годах прошлого столетия.
Вопросам управления функционированием ЭЭС уделяется много внимания как в отечественной, так и в иностранной литературе, особенно в последние годы. В России актуальность этих вопросов обосновывалась созданием мощных объединенных энергетических систем, охватывающих огромные территории с многочисленными тепловыми и гидростанциями.
Ход развития исторических и экономических событий как в нашей стране, так и в зарубежных, подвел черту под прежней системой управления энергетической отрасли.
Образование независимых государств на территории бывшего СССР и раздел электроэнергетической собственности между ними привели к созданию собственных органов управления и самостоятельных субъектов хозяйствования в электроэнергетике стран Содружества Независимых Государств, что нарушило прежние принципы управления ЕЭС. Существенные изменения структуры управления ЕЭС СССР были связаны также с начавшимися процессами структурных преобразований в электроэнергетике государств Содружества, которые привели к образованию многочисленных собственников уже на уровне национальных энергосистем.
Начало экономической реформы связано с объявления самостоятельности предприятий взамен жесткого нормирования и планирования.
В настоящее время разрабатывается и реализуется стратегия реформирования энергетической отрасли. В энергетике России программно объявлено о движении к конкурентному энергетическому рынку.
Процессы преобразований в электроэнергетике на территории бывшего СССР совпали по времени с крупными структурными преобразованиями в электроэнергетике различных стран мира, которые сопровождались усилением конкуренции и установлением рыночных отношений в электроэнергетике. Пионерами таких преобразований стали Великобритания, Норвегия, Чили. В настоящее время структурные преобразования идут в электроэнергетике Австралии, США, государств Европы, Латинской Америки, Китая и других стран.
Начался процесс поиска равновесного состояния рынка не только по цене и объему производства, но и его организации. В рыночной экономике цены выполняют функции регулятора отношений между субъектами рынка. Для электроэнергетического производства эти механизмы имеют свои особенности, которые определяются в первую очередь организацией самого рынка, спектр возможных структур которого в мировой практике разнообра зен, и в последнее время идет интенсивный поиск структур, обеспечивающих конкурентные отношения в энергетике. Сама по себе конкуренция должна обеспечить повышение экономической эффективности энергетического производства, которое сопровождается экономическим ростом в стране. Поэтому принципиальным является вопрос о выборе и организации рыночного пространства.
Преобразования проводятся по существенно различным схемам, и опыт этих реформ, а также опыт структурных преобразований в электроэнергетике самих стран СНГ представляется исключительно важным для выбора дальнейших путей реформирования электроэнергетики государств Содружества.
Ниже приводится анализ результатов развития рыночных преобразований в электроэнергетике некоторых государств мира и предлагаются возможные пути совершенствования рыночных отношений в электроэнергетике стран СНГ.
Основные механизмы управления электроэнергетикой. Существенные различия в организации систем электроснабжения разных стран мира обусловлены ходом исторического развития экономики этих стран и последовательным углублением интеграции их энергокомпаний (ЭК). Есть страны, где энергосистемы образуют сотни и тысячи ЭК различных форм собственности — государственной, общественной, частной, смешанной (например, США, Германия), а также страны, в которых производство, передача и распределение электроэнергии осуществляется практически одной вертикально интегрированной ЭК энергокомпанией (в частности, Франция).
В любом случае совместная работа энергокомпаний по обеспечению надежного и экономичного электроснабжения потребителей требует скоординированного управления, для этого ЭК договариваются об общей цели, обеспечивают взаимный обмен данными, вырабатывают общие критерии надежности, разделяют выгоду от сотрудничества.
Важное значение для повышения эффективности электроснабжения потребителей наряду с координацией имеет конкуренция. С точки зрения кон
Оптимальное распределение тепловой энергии на станциях на основе критерия максимизации прибыли
Как уже отмечалось, расчет оптимальной загрузки тепловой электростанции по электрической мощности осуществляется с учетом вынужденного режима работы ТЭЦ по тепловой энергии.
Однако применение данного подхода позволяет проверить загрузку станции по тепловой энергии.
Решение данной задачи состоит из тех же этапов, что и в случае с оптимизацией по электрической мощности.
Предельные издержки (МС) являются дифференциальной составляющей затрат на производство энергии, которую для тепловых электростанций мож 52но представить как характеристику относительных приростов топливных издержек. Поэтому для построения графиков предельных издержек используют характеристики относительных приростов расходов топлива (ХОП) и средне-сезонные цены на закупаемое топливо. Так как большинство станций - это станции с поперечными тепловыми связями, характеристики относительных приростов строились для заданных составов работающего оборудования относительно характерных сезонов года.
Очевидно, что характеристика относительного прироста расхода топлива ТЭЦ в данном случае будет иметь следующий вид (рис. 2.8), т.е. ХОП станции будет представлять зависимость относительного прироста расхода топлива на выработку тепловой энергии bQ (т.у.т./Гкал) от отпущенной теплоты Q (Гкал
Данную кривую можно получить на основе характеристики относительного прироста расхода топлива котельного цеха станции при оптимизации по электрической энергии, выделив из нее составляющую, которая характеризует относительный прирост расхода топлива на отпуск тепловой энергии. Для этого необходимо перейти от ОПРТ b (т.у.тУГкал) к абсолютному расходу топлива В (т.у.т.) с помощью формулы (2.14):
На основании этого строят зависимость B=f(Q).При оптимизации режимов работы станции по тепловой энергии необходимо учесть, какая доля общего расхода топлива приходится на ее производство, т.е. определить следующий коэффициент:BQ - расход топлива на отпуск теплоты.Этот коэффициент определяется относительно каждого сезона года на основе станционных данных о расходе топлива.
Расчеты можно вести и относительно топливных издержек в руб.:где Uв - общие топливные издержки;UBQ - топливные издержки на отпуск тепловой энергии.
Используя зависимость B=f(Q), необходимо получить характеристику расхода топлива станции непосредственно на отпуск тепловой энергии. Для определения этой зависимости используют коэффициент к, найденный по формуле (2.16). Аналитически она может быть представлена как BQ-f(Q).
При этом значения тепловой энергии, откладываемые по оси абсцисс при построении этой характеристики, получают по следующему выражению:- расход топлива на отпуск тепловой энергии;
Значения относительного прироста расхода топлива станции на отпуск тепловой энергии Ь (т.у.т./Гкал) получают на основе формулы (2.14). По ним с учетом среднесезонных цен на закупаемое топливо строят характеристики относительных приростов топливных издержек (или кривые предельных доходов). Аналитически они могут быть представлены следующим выражением:где Ьп - значения предельных издержек станции в руб/ Гкал; ц - цена топлива в руб/ т.у.т.; Ъ - значения относительных приростов станции в т.у.т./Гкал.
На основании этого строят зависимость Ъп- f(Q)
Построение графиков предельных доходов. Кривые предельных доходов строят на основе графиков спроса на тепловую энергию. Для отдельной станции, в качестве характеристики спроса, можно принять характеристику себестоимости производства тепловой энергии, которая может быть скорректирована на величину нормы прибыли. Как отмечалось выше, реальная кривая спроса является кусочной в силу переменного характера режима теплопотреб-ления. Однако на практике удобной оказывается ее аппроксимация с использованием соответствующего полинома. Апроксимированная кривая спроса тепловой энергии имеет такой же вид, как и для электрической. Аналитически она может быть записана как s = /(0.
Далее, руководствуясь принципом максимизации прибыли, определяют оптимальный объем отпуска тепловой энергии и соответствующее ему значение заявленной цены для каждого сезона года.
Как отмечалось выше, принципы управления режимами работы ТЭЦ по производству электроэнергии учитывают те соотношения в разнесении топливных затрат между видами производимой энергии, которые приняты на станции.
Однако для определения стоимости киловатт-часа и тонны пара на установке с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии до сих пор не выработано однозначного и правильного метода расчета. Широко распространенный и удобный в некоторых отношениях метод треугольника Гинтера [77] не дает однозначного решения задачи, а способ пересчета по количеству калорий в паре и энергии заключает в себе элемент произвола. Оба подхода обладают, кроме того, тем недостатком, что не учитывают качества (работоспособности) пара, отдаваемого на производство.
В России исторически сложилось так, что решение указанных технологических задач в течение 50 лет (с 1946 по 1996 гг.) базировалось на так называемом "физическом" методе распределения расходов топлива между электрической и тепловой энергией, вырабатываемой в комбинированном цикле на ТЭЦ. Согласно этому методу, условно принято всю экономию топлива за счет комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ относить на электрическую энергию [73,74,75].
Такой подход в принципе не мешал определять и анализировать эффективность использования теплоты топлива, сжигаемого на ТЭЦ, однако вызывал критику со стороны ряда специалистов-технологов, которые считали, что физический метод не учитывает требований второго закона термодинамики и искажает картину анализа тепловой экономичности ТЭЦ.
Взамен предлагался диаметрально противоположный по результату, так называемый "эксергетический" метод, который базируется на учете эксергии теплоты топлива и пара, работающего в турбине, что предопределяет отнесение всей экономии топлива за счет комбинированного производства на тепловую энергию. Но ни тот, ни другой метод не удавалось удовлетворительно использовать при решении экономических задач.
Постоянно предпринимались попытки создать и другие методы расчета затрат топлива на выработку электрической и тепловой энергии на ТЭЦ [76,77,78]. Однако многообразие условий, в которых работали (и работают) ТЭЦ, не позволяли получить один "правильный и однозначный" метод, что и послужило основой столь длительной дискуссии. В табл. 2.1 сведены основные методы распределения затрат на ТЭЦ.
При это необходимо отметить, что выбор метода, используемого в отечественной энергетике, оказывает существенное влияние на результаты расчетов. Однако в зарубежных странах - свои особенности ценообразования.
Расчет второго граничного варианта загрузки станций по тепловой энергии
Под вторым граничным вариантом понимается такой режим работы, который характеризуется оптимальной загрузкой по производству тепловой энергии.
Данная задача решается для заданного состава работающего оборудования на станции, которые приведены в разделе 3.1. диссертационной работы.
В соответствии с разработанным подходом, основные положения которого описаны во второй главе, характеристика относительного прироста рас хода топлива станции получается на основе характеристики относительного прироста расхода топлива котельного цеха, путем выделения из нее составляющей, которая соответствует отпуску тепловой энергии на ТЭЦ. За оптимизационный период был принят 1 год. Расчеты по НТЭЦ-2 велись для 2000 года, апоНТЭЦ-4за2001г.
Т.е. ХОП станции будет представлять зависимость относительного прироста расхода топлива на отпуск тепловой энергии bQ (т.у.тУГкал) от объема ее производства Q( Гкал/ч). В качестве примера приведены полученные характеристики для НТЭЦ-4 (см. Приложение 2, рис.П.2.8-П.2.9).На их основе с учетом среднесезонных цен топлива по каждой ТЭЦ строят характеристики предельных издержек станций (см. Приложение 2, Табл.П.2.13 -П.2.15 , Рис. П.2.10 -П.2.12).
Для определения оптимальных режимов работы станций по тепловому графику необходимо получить характеристики предельных доходов. Их строят на основе кривых спроса на тепловую энергию. Для отдельной станции, в качестве характеристики спроса, принимают характеристику себестоимости производства тепловой энергии, которая может быть скорректирована на величину нормы прибыли. Кривые спроса и предельного дохода для НТЭЦ-2 и НТЭЦ-4 приведены в Приложении 2 (Табл.П.2.16 - П.2.21 , Рис.П.2.13 -П.2.18).
Руководствуясь правилом максимизации прибыли MR=MC в качестве критерия управления режимом работы станций по тепловому графику (см. Приложение 2, Табл.П.2.22 - П.2.24, Рис.П.2.19 - П.2.21) , получаем следующие зависимости заявленной цены на тепловую энергию Т (руб/Гкал) от ее
оптимального отпуска Qonrri (Гкал) для каждого сезона года применительно к НТЭЦ-2 и НТЭЦ-4 (табл.3.4).
Анализ полученных результатов показывает, что для НТЭЦ-2 в зимний период целесообразно производить 216 МВт (348942 Гкал), летом - 91 МВт (79149 Гкал) и для переходного периода - 146 МВт (191910 Гкал); для НТЭЦ-4 в зимний период оптимальная загрузка составляет 253 МВт (356589 Гкал), летом - 59 МВт (81282 Гкал) и для переходного периода - 210 МВт (264725 Гкал). Именно такие режимы работы позволят станциям получить максимальную прибыль для каждого сезона года.
В табл.3.5 показаны результаты сравнения объемов выработки тепловой энергии при использовании существующего и предложенного автором критерия оптимизации.оптимального диапазона, пределы которого соответствуют граничным вариантам загрузки станций по электрической и тепловой энергии и были определены в предыдущих разделах.
Задача по расчету промежуточных вариантов оптимальных режимов работы ТЭЦ решается для заданного состава работающего оборудования станций, которые приведены в разделе 3.1 диссертационной работы.
В табл.3.6-3.8 сведены этапы реализации предложенной модели на примере НТЭЦ-2. Количество промежуточных вариантов было выбрано равным трем. Оно определялось масштабами поставленной задачи. На основе проведенных расчетов были построены зависимости суммарной прибыли от объемов производства электрической мощности и тепловой энергии. Они приведены на рис. 3.1-3.2 и в табл. 3.9-3.10 для случая с НТЭЦ-2.
Анализ полученных результатов показывает, что для НТЭЦ-2 в зимний период целесообразно производить 216 МВт (348942 Гкал), летом -91 МВт (79149 Гкал) и для переходного периода - 146 МВт (191910 Гкал).
Из расчета промежуточных вариантов режимов работы НТЭЦ-2 видно, что для зимнего и летнего периодов наивыгоднейший режим работы станции как комбинированного источника соответствует оптимуму по электрической энергии, а для переходного - по тепловой.
Результаты оптимизации для НТЭЦ-4 показывают, что в зимний период целесообразно производить 253 МВт (356589 Гкал), летом - 59 МВт (81282 Гкал) и для переходного периода - 210 МВт (264725 Гкал). Именно такие режимы работы позволят станциям получить максимальную прибыль для каждого сезона года.
В случае с НТЭЦ-4 показано соответствие наивыгоднейшего режима работы станции как комбинированного источника оптимуму по тепловой энергии для зимнего и переходного периодов. Для летнего периода оптимальная загрузка станции по производству электрической и тепловой энергии соответствует промежуточному варианту режима работы ТЭЦ.
Оптимизация электрической мощности в генерирующей компании
Целью реализации данной методики является определение оптимальных значений выработки электроэнергии и соответствующих им значений тарифов для генерирующей компании на примере генерирующей компании на базе Новосибирских ТЭЦ.
В основу методики, позволяющей рассчитать диапазон оптимальных значений выработки электроэнергии положен принцип равенства предельных издержек и предельных доходов. Она реализуется по алгоритму, разработанному во 2 главе диссертационной работы для тепловых электростанций.
После решения задачи по наивыгоднейшему распределению электроэнергии на Новосибирских ТЭЦ, реализация которой приведена в третьей главе диссертационной работы переходят к оптимальному управлению нагрузкой ГК в современных условиях.
При этом необходимо отметить, что задача наивыгоднейшего распределения электрической нагрузки для Новосибирских ТЭЦ решалась за разные года: для НТЭЦ-2 и НТЭЦ-5 за 2000 год, для НТЭЦ-4 за 2001г., а для НТЭЦ-3 за 2002 год, в работе были использованы дефляторы индекса цен. Они позволили привести данные, необходимые для расчетов по разработанной методике к уровню цен 2002 года.
Для генерирующей компании на базе Новосибирских ТЭЦ кривые себестоимости получались путем суммирования графиков себестоимости станций, входящих в состав ГК. При этом суммировались мощности всех станций при равных значениях себестоимости. Полученные характеристики себестоимости для лета, зимы и переходного периода приведены в табл. П.3.1-П.3.3. и на рис. П.3.1-П.З.З соответственно (см. Приложение 3).
Для генерирующей компании были подобраны полиномиальные уравнения (табл. 4.1), описывающие сезонные изменения себестоимости. Скорректированные на величину нормы прибыли (в работе норма прибыли принималась равной 12%), данные уравнения характеризуют величину спроса. Однако нас интересуют собственно не кривые спроса, а характеристики предельного дохода. табл.П.3.4-П.3.6 (см Приложение 3) данные для построения кривых предельного дохода.
В таблицу 4.2 сведены полиномиальные уравнения предельного дохода для зимнего, летнего и переходного периодов соответственно.
Характеристики предельных издержек для генерирующей компании на базе Новосибирских ТЭЦ получались путем последовательной загрузки тепловых электрических станций по критерию минимальных предельных издержек. В результате были получены характеристики, приведенные на рис. П.3.7-П.3.9 и в табл.П.3.7-П.3.9 (см. Приложение 3).
Анализ построенных зависимостей предельных издержек MC=f(Q) показывает, что для каждого из сезонов года в первую очередь загружают НТЭЦ-2, и только после этого начинают подгружать остальные станции. Объясняется это тем, что НТЭЦ-2 закупает более дешевое по сравнению с другими станциями.
Если бы такая ситуация по закупке топлива имела место на более экономичных станциях, например НТЭЦ-5, то ее первоочередная загрузка вытеснила бы из баланса по выработке электроэнергии остальные станции.
На рис. П.З.Ю-П.3.12 и в табл. П.3.10-П.3.12 (см. Приложение 3) приведены оптимальные режимы работы ГК для каждого из сезонов соответственно.
На основании проведенных расчетов, в основу которых был положен принцип максимизации прибыли ГК, для каждого из сезонов были получены зависимости цены продаж электроэнергии от оптимальных значений мощностей в зависимости от величины нормы прибыли. Эти характеристики отражают ежемесячные зависимости для каждого из сезонов. Результаты представлены в табл. 4.3. Проанализируем полученные результаты. Диапазон изменения выработки электроэнергии станции для зимнего периода составляет 489300-554900 МВт-ч. При этом цена продаж электроэнергии для ГК составит от 52 до 57 коп/кВт-ч. Аналогично для переходного периода 343370-388100 МВт-ч при цене продаж от 89 до 99 коп/кВт-ч соответственно. Для летнего периода эти значения равны 129250-143690 МВт-ч и 127-142 коп/кВт-ч. Именно с таким предложением ГК на базе Новосибирских ТЭЦ может выйти на КРЭЭ.1. В связи с реформированием отрасли изменился не только критерий оптимизации, но и принцип взаимодействия в рамках генерирующей компании: оптимизация проводится вначале на нижнем уровне, после чего ГК на основании информации об оптимальных режимах работы каждой из станций принимает решение о наивыгоднейшем распределении нагрузки между ними, а затем осуществляется коррекция режима работы ТЭЦ, входящих в ГК.2. Для решения оптимизационной задачи была разработана методика, которая позволяет определять оптимальные значения выработки электроэнергии и соответствующие им значения тарифов для генерирующей компании. В основу предлагаемого подхода положен принцип равенства предельных издержек и предельных доходов.3. Результаты расчетов по определению оптимальных режимов работы генерирующей компании приведены на примере ГК на базе Новосибирских ТЭЦ. Диапазон изменения выработки электроэнергии станции для зимнего периода составляет 489300-554900 МВт-ч. При этом цена продаж электроэнергии составит от 52 до 57 коп/кВт-ч. Аналогично для переходного периода 343370-388100 МВт-ч при цене продаж от 89 до 99 коп/кВт-ч соответственно. Для летнего периода эти значения равны 129250-143690 МВт-ч и 127-142 коп/кВт-ч. Именно с таким предложением генерирующая компания может выйти на КРЭЭ.4. Кроме этого, предложенная методика позволяет решать-в рамках ГК какпрямую, так и обратную задачу, а именно: на основании полученныхоптимальных режимов можно обосновывать величину тарифов наэлектрическую энергию; при значениях тарифов, которые складываются вусловиях рынка, определять оптимальные значения выработкиэлектрической энергии.
