Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Основные подходы к оптимизации режимов работы энергосистем

1.1 Управление режимами работы энергосистем по критерию минимизации топливных издержек

1.2 Функционирование энергетической отрасли России в условиях перехода к рынку

1.3 Выбор критерия оптимизации режимов работы тепловых электростанций в современных условиях

2. Оптимальное распределение электрической и тепловой энергии на станциях на основе принципа максимизации прибыли

2.1 Принципы построения ХОП станции

2.2 Принципы построения кривых предельных издержек

2.3 Принципы построения характеристик спроса и предельного дохода тепловых станций

2.4 Оптимальное распределение электрической энергии на станциях на основе критерия максимизации прибыли

3. Управление режимами работы тепловых электростанций как комбинированных источников производства

3.1 Построение ХОП станции

3.2 Построение кривых предельных издержек НТЭЦ-4 для зимнего периода

3.3 Построение характеристик спроса и предельного дохода НТЭЦ-4

3.4 Оптимальное распределение электрической энергии на НТЭЦ-4 на основе критерия максимизации прибыли

4. Разработка мероприятий по снижению утомления пользователей, работающих с телевизионными дисплеями

4.1 Тип используемого дисплея и его основные технические характеристики.

4.2 Функции оператора при работе с дисплеем и условия его работы

4.3 Зависимость уровня утомления оператора от качества предъявляемой дисплеем информации

4.4 Организация рабочего места и пульта управления

Заключение

Введение

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 режимы функционирования. Поэтому прежние критерии и методы управления стали не адекватными целям управления.

Возникает потребность в определении принципов и методов управления функционированием энергетических объектов, приемлемых 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 в условиях рынка по критерию максимизации прибыли.

Объектом исследования являются тепловые электрические станции.

Предметом исследования процессы управления функционированием и режимами тепловых электрических станций 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, вызванных переходом к конкурентному рынку;

обоснование критерия управления режимами работы энергетического объекта, объединяющее технологические особенности функционирования энергетической отрасли с учетом интереса хозяйствующих субъектов в условиях рынка;

разработка принципов управления оптимальными режимами работы тепловых электростанций, по электрической энергии 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.

Достоверность результатов подтверждается вычислительными экспериментами и проверкой предложенных методов на конкретных энергетических объектах, в качестве которых выступали различные тепловые электрические станции.

Практическая ценность. Применение предложенных в работе подходов и методов позволяет оценить фактические возможности, режимные особенности работы энергетического объекта; задать оптимальные диапазоны выработки электрической энергии, исходя из заданного значения тарифной ставки; определить величину тарифа, зная оптимальный диапазон производства электрической мощности.

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 конкурентоспособность.

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.

В структуре дипломной работы содержатся рисунки и таблицы.

1. Основные подходы к оптимизации режимов работы энергосистем

Изложены основные принципы и методы управления функционированием энергосистем в условиях, когда энергетика была государственной отраслью управления. Приведен обзор современного состояния электроэнергетики, а также проанализирован опыт зарубежных стран, которые уже провели реформирование энергетики. Показана неадекватность прежних принципов и методов управления целям управления.

Использование прежнего критерия минимизации топливных издержек обеспечивало несомненное повышение эффективности энергетического производства в условиях государственного управления отраслью. Однако 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. Среди характерных недостатков существующего принципа управления функционированием можно выделить следующие: несоответствие цели управления применительно к современным условиям, когда каждый хозяйствующий субъект будет заинтересован в увеличении собственной прибыли, неэффективность прежнего критерия управления, ориентированного на задание более высокими уровнями управления объемов выработки электрической и тепловой энергии.

Наличие этих недостатков обуславливает необходимость выработки иного принципа и методов управления функционированием энергетического объекта.

В настоящей работе предложено использовать экономический критерий максимизации прибыли для оптимального управления нагрузкой тепловых станций в современных условиях, при этом производитель будет максимизировать прибыль, производя продукцию в той точке, где предельный доход равен предельным издержкам.

1.1 Управление режимами работы энергосистем по критерию минимизации топливных издержек

Управление электроэнергетическими системами (ЭЭС) условно разделено на два этапа. Первый - это управление развитием ЭЭС, а второй подразумевает управление функционированием. Задачей управления развитием энергосистем является технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие образующих систему энергетических и сетевых объектов, обеспечивающих оптимальное функционирование системы в целом.

Анализ процесса развития энергосистем показывает, что управление этим процессом требует последовательного обоснования следующих видов решений: определение типов, параметров и масштабов производства новых видов основного оборудования для перспективных электростанций и основных электрических сетей; выбор структуры генерирующих мощностей по видам энергоресурса (топлива); выбор видов используемых энергоресурсов (для тепловых электростанций - вида топлива), типа и размещения отдельных электростанций; выбор проектной мощности отдельных электростанций и типа используемого оборудования; определение сроков строительства электростанций; определение сроков вводов агрегатов и т.д.

Для достижения этих целей необходимы систематические научные исследования, направленные на разработку новых и совершенствование существующих технологических процессов и изыскание новых материалов и др. Реализация этих мероприятий требует затраты больших средств и сказывается на эффективности эксплуатации вновь сооружаемых энергетических объектов.

Как показано в обоснование решений по развитию энергосистем в процессе их проектирования осуществляется в иерархической последовательности путем разделения общей задачи оптимизации развития систем на ряд относительно автономных подзадач, в результате взаимной увязки которых достигается оптимальное решение задачи в целом.

В условиях, когда энергетика была государственной отраслью, управление функционированием заключалось в выполнении следующих требований: при заданном объеме и графике поставки электрической и тепловой энергии потребителям и соблюдении условий надежности энергетической системы, и системных ограничений определить оптимальный режим, удовлетворяющий заданным экономическим критериям.

Таким экономическим критерием являлась минимизация эксплуатационных издержек. По признаку зависимости от объема производства все затраты делятся на условно-постоянные и переменные. К условно - постоянным относится та часть затрат, которая почти не зависит от количества выпускаемой продукции. Они определяются в основном ремонтной составляющей. К переменным относятся затраты, величина которых практически пропорциональна количеству выпускаемой продукции.

По сравнению с постоянными издержками переменные издержки определяются топливной составляющей затрат, которая формируется с учетом отпуска с шин электроэнергии и отпуска с коллекторов тепловой энергии и цены топлива франко-станция.

Рассмотрим экономическое содержание топливных затрат на производство электрической и тепловой энергии ТЭЦ и их изменение во времени. По статье топливо учитывается стоимость топлива, сожженного в котлах для производства необходимого количества пара. Затраты на топливо рассчитываются по его цене и транспортному тарифу. Общий расход топлива тепловыми электростанциями зависит, прежде всего, от количества вырабатываемой энергии и степени экономичности ее производства. В свою очередь экономичность производства энергии в основном определяется мощностью и начальными параметрами пара основного оборудования, его состоянием, степенью использования регулируемых отборов турбин, условиями и степенью совершенства эксплуатации и рядом других факторов.

Таким образом, от режима работы энергообъединения, главным образом, зависят издержки на топливо, расходуемое за какой-то период времени T.

Основной задачей оптимизации режимов ЭЭС является наиболее эффективное использование природных ресурсов. Это может быть достигнуто снижением затрат на топливо при условии полного удовлетворения спроса на электрическую и тепловую энергию. При этом эксплуатацию основного оборудования электростанций надо вести так, чтобы не допускать сокращения реально установленного срока службы агрегатов.

Целесообразность наиболее полного использования природных энергетических ресурсов требует решения задачи оптимизации не для каждого отдельно взятого момента времени, а для некоторого конечного периода.

Целевую функцию при ведении режима работы энергосистемы можно записать в следующем виде:

, (1.1)

Где - топливные издержки;

- цена i-го вида топлива;

- расход i-го вида топлива.

Определить оптимальный режим работы энергосистемы в условиях нормальной эксплуатации - значит решить задачу более выгодного распределения электрической нагрузки потребителей между станциями ЭЭС. При этом необходимо обеспечить высокую эффективность использования энергетических, трудовых и денежных ресурсов системы, надежное и бесперебойное энергоснабжение, выполнение неэнергетических требований.

Указанная задача очень сложна, что определяется большими масштабами электроэнергетики и условиями ее интенсивного развития, различием технических, экономических и режимных характеристик отдельных элементов энергосистем (электростанций разных типов, ВЛ). Поэтому успешное решение задачи возможно лишь при ее декомпозиции, т. е. при разделении общей задачи на ряд более простых взаимосвязанных задач.

Современная электроэнергетическая система обладает свойствами, характерными для больших искусственных систем кибернетического типа, а ее управление является, по сути, многоцелевым и многокритериальным.

Сложность решения подобных задач приводит, как правило, к упрощенному ее решению: выбирается один наиболее важный критерий, а все остальные переводятся в ограничения либо балансовые, либо в виде неравенств. Такой способ решения многокритериальных задач получил название принципа жесткого приоритета целей.

Рассмотрим решение задачи более выгодного распределения нагрузки в ЭЭС и на станциях.

Для ее решения используется принцип декомпозиции, который подразумевает учет иерархии во времени, пространстве и ситуативной иерархии.

Для тепловых энергосистем (системы включают только ТЭС) в нормальных условиях и при условии ритмичной поставки топлива отсутствуют ограничения по энергоресурсам. Для такой системы период оптимизации может соответствовать любым временным интервалам. Обычно за расчетный принимается часовой или получасовой интервал. Если оптимизируется режим на более продолжительный период, то считается, что внутри периода расчетные интервалы независимы.

Для смешанных энергосистем характерно то, что гидростанции имеют ограничения по использованию запасов энергии водохранилища. Ограничивается использование гидроресурсов в течение суток, недели, месяца, года в зависимости от того, каков период регулирования стока ГЭС. При этом требуется дополнительно учитывать интегральные ограничения стока за расчетный период.

Для назначения более выгодных режимов работы станций и агрегатов на ней, чаще всего, используют метод относительных приростов. Преимущество этого метода заключается в его простоте и наглядности, недостатком является выполнение требований, предъявляемых к характеристикам относительного прироста расхода топлива: они должны быть монотонно-возрастающими и не иметь разрывов непрерывности.

Для их обозначения используют распространенный английский термин - incremental heat rate.

Как уже отмечалось, необходимым условием бесперебойности и надежности работы энергосистемы является условие покрытия заданного графика нагрузки системы с соблюдением станционных и системных ограничений.

При этом более выгодным для системы является такой режим, который при покрытии заданного графика нагрузки системы обеспечивает наименьший расход условного топлива, а, следовательно, и эксплуатационных издержек. При этом наименьший суммарный расход топлива в системе обеспечивается при первоочередной загрузке станций, имеющих наименьший относительный прирост расхода условного топлива (рис.1.1).

Рис.1.1. Распределение нагрузки энергосистемы:

Если зависимость расхода от нагрузки (расходная характеристика) может быть представлена прямой линией, относительный прирост имеет одно постоянное значение:

B=B₀+b*P, (1.2)

Тогда:

Где B - часовой расход условного топлива (тепла и т. п.) при данной нагрузке;

B₀ - то же при холостом ходе;

b - относительный прирост;

P-нагрузка агрегата или станции.

Для решения оптимизационных задач необходимо решить вопрос построения математической модели.

Моделирование можно определить как метод опосредованного познания, при котором изучаемый объект (оригинал) находится в некотором соотношении с другим объектом (моделью), и объект-модель способен в том или ином отношении замещать оригинал на некоторых стадиях познавательного процесса.

Общий принцип построения математической модели. Модель технологического процесса можно представить в виде системы соотношений (уравнений), связывающих показатели производственного процесса, выходные и входные параметры и ограничения. Полная математическая модель технологического процесса включает следующие соотношения: уравнение эффективности (целевая функция), уравнения связи, уравнения ограничений, уравнения оптимального управления или уравнения оптимизации, оптимизационное звено, уравнения адаптации.

Изобразим объект управления в виде черного ящика (рис. 1.2). Параметры режима разделим на несколько категорий. Будем различать входные и выходные параметры. Кроме того, разделим параметры (входные и выходные) на управляемые (индекс «у») и неуправляемые (индекс «ну»). К последним относятся те параметры, которыми мы или не можем управлять (погода, нагрузка энергосистемы), или не хотим управлять, переводя их в неуправляемые, например, малочувствительные параметры, слабо влияющие на целевую функцию. Параметры процессов, кроме того, могут быть измеримыми (индекс «из») или неизмеримыми (индекс «ни»).

Рис. 1.2. Параметры системы:

При разработке математической модели очень важно правильно выбрать управляемые параметры. Выбираемые параметры должны быть:

· представительными, т. е. точно характеризовать производственный процесс;

· связанными с целевой функцией; желательно, чтобы сама целевая функция измерялась или хотя бы могла быть вычислена по косвенным данным измеримых параметров;

· высокочувствительными и существенными; несущественные или малочувствительные параметры лучше перевести в категорию неуправляемых или в ограничения;

· составляющими простые соотношения, не усложняющими модель;

· измеримыми (неизмеримые параметры относят к внешним факторам); они должны легко кодироваться и вводиться в машину операторами в процессе обычной деятельности, например, могут вводиться сведения о выполненной работе одновременно с оформлением наряда;

· связанными с местом повреждения; это облегчает техническую диагностику - обнаружение повреждений;

· показывающими степень приобретения навыков людьми-операторами в процессе их работы и степень их обучаемости.

Построим математическую модель более выгодного распределения электрической мощности между станциями или агрегата. Будем считать, что система имеет i=1,2,...,n тепловых электростанций, для которых известны расходные характеристики и суммарная нагрузка . Для этого случая:

1. Уравнение цели:

(1.3)

2. Уравнение связи .

3. Ограничения - балансовые уравнения мощности:

, (1.4)

Где р - суммарные потери активной мощности.

4. Для вывода уравнения оптимизации воспользуемся методом Лагранжа. Применение метода неопределенных множителей Лагранжа дает возможность свести задачу к решению системы алгебраических уравнений.

В некоторых случаях при аналитическом решении задачи используются приемы линеаризации или иной идеализации нелинейных зависимостей.

, (1.5)

Где л - постоянный множитель Лагранжа.

Необходимо отметить, что такая система уравнений составляется для каждого часа суток, т.е. всего получается 24 системы.

Анализ современных методов математического программирования (линейного и нелинейного, динамического, теории оптимальных процессов) и общий вид построенной модели показывает, что единственно приемлемым и возможным путем решения данной задачи является применение методов нелинейного программирования, а именно метода Лагранжа.

Рассмотрим основные положения этого метода применительно к поставленной задаче.

Так как выражение во вторых скобках в выражении (1.5) равно нулю, то минимумы функции Лагранжа и целевой функции (1.3) совпадают.

Дифференцируем функцию Лагранжа по переменным и приравниваем производные нулю. При этом необходимо учесть, что когда мы будем брать частные производные от функции Лагранжа по нагрузке i-ой станции, частная производная расхода топлива i-ой станции только по ее нагрузке равна:

А по нагрузкам всех остальных станций равна нулю. Тогда получим:

(1.6)

Число уравнений системы соответствует числу тепловых электрических станций. Легко видеть из (1.6), что:

(1.7)

Введем обозначения:

Относительный прирост расхода топлива электростанций, который показывает, как изменится расход топлива i-ой станции, если ее нагрузка изменится на величину:

Относительный прирост потерь активной мощности в сетях, т.е. величина, показывающая, насколько изменятся потери в сетях, если мощность только i-ой станции изменится на .

Применяя эти обозначения, получаем условия наивыгоднейшего раcпределения нагрузки:

. (1.8)

Если предположить, что потери активной мощности равны нулю (пренебречь ими), то получим следующее выражение:

(1.9)

Это правило вытекает из правила загрузки агрегатов или станций в порядке возрастания их относительных приростов. Действительно, если две станции нагрузить так, что относительный прирост одной из них окажется меньше, чем относительный прирост другой, например , то станцию № 1 окажется выгодным загрузить больше за счет разгрузки станции № 2. Однако по мере загрузки станции № 1 ее относительный прирост будет увеличиваться, а относительный прирост станции № 2 по мере ее разгрузки будет уменьшаться. Очевидно, что перераспределение нагрузки между станциями будет выгодно лишь до тех пор, пока их относительные приросты не сравняются.

Возникает вопрос: почему полученное решение не исследуется на минимум? Ответ вытекает из вида характеристик относительного прироста расхода топлива (рис. 1.3).

Реальная характеристика относительных приростов расхода топлива на станции является кусочной, как показано на рис.1.3, и каждый ее “скачок” обусловливается изменением величины отборов с турбин. Однако на практике часто используют аппроксимации этой характеристики соответствующими полиномами.

Рис.1.3. Характеристика относительного прироста расхода топлива:

Поскольку данная характеристика выпуклая вниз, монотонно-возрастающая и не является кусочной, то, очевидно, что она соответствует минимуму топливных издержек, т.е.

, (1.10)

Что и требовалось доказать.

Из сказанного следует, что для нахождения более выгодного режима работы всей системы необходимо знать зависимость относительного прироста каждой ее станции от нагрузки, т. е. соответствующую характеристику относительных приростов. Характеристики относительных приростов станций являются основным исходным материалом для определения более выгодного режима работы системы, и от их правильного построения зависит правильность выбора режима всей системы.

Применение этого метода, требующего дифференцирования целевой функции, приводит к тому, что в систему алгебраических уравнений входят не расходные характеристики, а их производные. Этот прием имеет существенные преимущества, так как дает возможность определения экстремума со сравнительно высокой точностью при неточных исходных данных. В этом содержится ответ на вопрос - как можно получить экономию топлива 0,3-0,4 % при погрешности исходных данных порядка единиц процентов.

После того, как решена оптимизационная задача по управлению режимом работы на уровне энергосистемы, переходят к вопросу внутристанционной оптимизации, т.е. распределению электрической и тепловой нагрузки между агрегатами тепловых электрических станций при условии их работы по заданному графику нагрузки, который как показано в определяется долей участия каждой станции в покрытии общесистемного графика, и ограничениями, накладываемыми энергосистемой.

Задача внутристанционной оптимизации сводится к следующим подзадачам:

Выбор числа работающих агрегатов;

Выбор состава работающих агрегатов;

Наивыгоднейшее распределение нагрузки между агрегатами.

Результаты решения первых двух задач рассматриваются как изначально заданные параметры (неуправляемые).

Задачи внутристанционной оптимизации характеризуются разнообразием и большим количеством станционных ограничений, которые не учитывались при оптимизации режимов системы.

Основным недостатком рассматриваемого принципа является то, что критерий минимизации топливных издержек дает более выгодное распределение нагрузки только, если задан объем и режим производства электрической и тепловой энергии.

В современных условиях функционирования энергетической отрасли использование термина “внутристанционная оптимизация” не корректно, поскольку необходимо учитывать такой внешний фактор, как конъюнктура рынка. Более того, принцип минимизации топливных издержек не пригоден при введении конкурентного рынка.

В современных условиях его неуместность объясняется тем, что каждый субъект рынка стремится работать в оптимальном именно для него режиме: когда он сам определяет объемы производства электрической и тепловой энергии и более выгодное распределение нагрузки. А критерий минимизации топливных издержек пригоден лишь при условии задания объема производства энергетической продукции.

1.2 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.

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 разнообразен, 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 конкуренции различаются четыре основные модели структурирования электроэнергетики: модель 1- монополия на всех уровнях, модель 2 -единственный покупатель, модель 3-конкуренция на оптовом рынке, модель 4-конкуренция на розничном pынке.

Возможные последствия либерализации для электроэнергетики. Реформирование электроэнергетики в настоящее время приняло широкие масштабы и осуществляется во многих странах. Процесс этот только начался, и ограниченный пока опыт таких реформ не позволяет определенно предсказать все возможные их последствия для населения и экономики стран, проводящих реформы в электроэнергетике. Разные страны идут своим путем реформирования этой отрасли, и остается открытым вопрос, какой тип конкуренции в электроэнергетике наилучший.

Вместе с тем уроки стран, проведших реформы в электроэнергетике, показывают, что ключевым требованием для введения конкурентных рынков электроэнергии является система правил управления работой рынка и поведением всех его субъектов. Установление таких правил является критическим условием успешного функционирования рынка.

Это связано с тем, что электроэнергетический рынок характеризуется рядом специфических особенностей. Во-первых, производство электроэнергии должно быть равно потреблению в любой момент времени, что требует наличия необходимых резервных мощностей и координации деятельности участников рынка. Во-вторых, электроэнергия, поставляемая в общую сеть, не может быть идентифицирована как товар, произведенный тем или иным производителем. И конкуренция ведется пo-существу за доступ к рынку, поскольку производители электроэнергии, выигравшие торги, получают право доступа к электрической сети, что дает им возможность обслуживать всех потребителей.

Такая специфика электроэнергетического рынка требует тщательного выбора рыночного пространства и рациональной организации его управления.

Как показывают исследования зарубежных специалистов, менее эффективные производители электроэнергии через аукционный механизм, подобный тому, который существует в Великобритании, могут создать проблему сетевых ограничений, затруднив при этом доступ в сеть более эффективным производителям и увеличив тем самым стоимость электроэнергии для потребителей.

В энергообъединениях Северной Америки, в UCTE и Nordel System в Европе в крупных энергообъединениях ЭК ответственны за обеспечение надежности собственных энергосистем и не несут ответственности за надежность покрытия нагрузки всей национальной энергосистемы. Энергокомпании имеют добровольные соглашения по критериям надежности для планирования работы и эксплуатации систем генерации и передачи электроэнергии, что обеспечивает полное покрытие нагрузки всей системы.

Названные факты оказали отрицательное воздействие на надежность функционирования Норвежской энергосистемы. Трудности с покрытием баланса мощности могут возникнуть уже в ближайшем будущем в энергообъединении Nordel в целом.

Отрицательное влияние оказало дерегулирование и на электроэнергетику США. Для примера авторы [36] выявили сокращение резерва мощности с 35 % в 1985 г. до 15,5 % в 1997 г. и возможность его дальнейшего снижения.

Детальный анализ работы дерегулированного рынка электроэнергии, выполненный зарубежными авторами широко известной теории спотового ценообразования в электроэнергетике, выявил принципиальные, нерешенные в настоящее время проблемы, связанные с введением такого рынка (в том числе проблемы инвестиций, сбалансированного развития объектов электроэнергетики и др.). В итоге эти авторы не являются сторонниками установления дерегулированного рынка электроэнергии, особенно в случае одноэтапной реализации рыночных преобразований и предлагают рассмотреть возможность поэтапного введения конкурентного рынка, начиная с этапа регулируемого рыночного пространства.

Примером успешных реформ могут служить преобразования в электроэнергетике Китая, приведшие к значительному развитию отрасли. Первый этап реформирования структуры управления электроэнергетикой Китая был начат в 1988 г. Его основные направления сводились к следующему:

- энергокомпании провинций были объединены в группы, которые были образованы в каждом регионе;

- было введено трехуровневое иерархическое управление работой региональных энергосистем (регион, провинция, район);

- планирование развития каждой региональной энергосистемы стало координироваться в рамках созданных групп;

- значительную поддержку получили инвестиции в развитие независимых производителей электроэнергии.

Новая система управления обеспечила быстрое развитие электроэнергетики Китая. Установленная мощность электростанций возросла с 115,5 ГВт в 1988 г. до 217,2 ГВт в 1995 г. и увеличилась до 270 ГВт в 1998 г. За 10 лет прирост генерирующей мощности составил 154,5 ГВт, или в среднем превышал 15 ГВт в год. Мощность генерирующих источников увеличилась, таким образом, за 10 лет в 2,3 раза. При этом доля государственных инвестиций за период с 1988 по 1995 г. сократилась и составила в среднем около 30 %.

Второй этап реформирования электроэнергетики Китая начался с принятия в 1996г. закона об электроэнергетике, который предусматривает четыре этапа дальнейшего развития структуры управления электроэнергетикой. При этом формирование полной конкурентной среды в электроэнергетике намечено завершить только после 2010 г. Предполагается также значительное развитие новых генерирующих мощностей и электрических сетей, включая ускоренное развитие межсистемных связей. К 2010 г. на территории Китая планируется создать пять крупных асинхронно работающих энергообъединений, которые будут связаны между собой линиями электропередачи постоянного тока.

Изложенная характеристика возможных последствий структурных преобразований в электроэнергетике разных стран указывает на острую необходимость весьма тщательного выбора пути реформирования структуры управления этой отраслью, от развития которой во многом будет непосредственно зависеть развитие экономики страны.

C 11 июля 2001 г. Правительство РФ приняло постановление “О реформировании электроэнергетики Российской Федерации”, утвердившее Основные направления реформирования отрасли. С этого дня началась новая история отечественной энергетики.

Cтало очевидно, что ограничиться реформой одной компании невозможно, что на самом деле стоит задача государственного масштаба - необходимость коренного изменения всей отрасли.

Каковы же цели реформы?

Во-первых, это обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы страны. Ни для кого не секрет, что российская энергетика находится в очень тяжелом положении.

Во-вторых, повышение эффективности производства и потребления электроэнергии.

И, наконец, третьей целью реформирования, как бы подводящей черту предыдущим, является обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей, как в процессе реформирования, так и после его завершения.

Осуществлять реформу энергетики предполагается в три этапа.

Задача первого этапа реформирования заключается в создании условий для запуска конкурентного рынка электроэнергии. К концу второго этапа будет сформирован оптовый конкурентный рынок электроэнергии и будут созданы условия для развития конкуренции на розничных рынках. Третий этап реформирования электроэнергетики будет посвящен дальнейшему развитию рыночной инфраструктуры и развитию системы магистральных сетей с расширением сферы оптового рынка за счет включения в него изолированных систем; продолжится совершенствование нормативной базы рынка.

До начала перехода к рыночным отношениям основным критерием функционирования ЦДУ ЕЭС и ОДУ ОЭС была минимизация эксплуатационных издержек, что являлось целесообразным, т.к. ЕЭС была единым субъектом хозяйствования.

В сегодняшних условиях, когда ЕЭС России, по существу, представляет собой оптовый рынок электроэнергии, где каждый субъект оптового рынка стремится работать в оптимальном именно для него режиме, невозможно оптимизировать работу всей энергосистемы без нанесения ущерба отдельным его субъектам, используя прежний критерий. Вследствие этого возникает необходимость выбора нового критерия наивыгоднейшего распределения нагрузки энергообъединения, а, следовательно, и принципа для оценки деятельности органов оперативного управления.

1.3 Выбор критерия оптимизации режимов работы тепловых электрических станций в современных условиях

В начале 2008 г. Правительством РФ была принята Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., разработанная в основном в 2006 г. и согласованная с различными субъектами Российской Федерации, Росатомом, ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Газпром", ОАО "РЖД", крупными топливными и генерирующими компаниями в течение 2007 г.

В годы, предшествовавшие её разработке, электроэнергетика была полностью государственной. Тарифы на электроэнергию устанавливались на год. В 2004 - 2006 гг. государством проводилась тарифная политика по принципу "тарифы ниже инфляции". Такой порядок не позволял энергетическим компаниям привлечь долгосрочные кредиты для строительства новых генерирующих мощностей. Инвестиционная программа электроэнергетики финансировалась в то время за счёт абонентной платы, которую получало РАО "ЕЭС России", отменённой сейчас с прекращением деятельности РАО "ЕЭС России". Суммарный объём инвестиций составлял примерно 25 млрд. руб. в год, что равнялось 4 - 5% общего объёма выручки за электроэнергию и тепло. Этих средств хватало на ввод 1,8 - 1,9 ГВт/год новых мощностей, способных обеспечить дополнительную выработку примерно 10 млрд. кВт-ч в год.

Происшедшая в мае 2005 г. в Московской энергосистеме авария резко обострила проблему дефицита энергетических мощностей и высокой степени их износа, достигшего более 50% по генерации и около 60% в сетях. Экстремально морозная зима 2005/06 г. с многодневной продолжительностью холодов в европейской части страны при температурах, снижавшихся до -27 4- -30° С, выявила серьёзные трудности с газоснабжением. Дефицит электроэнергии, вызванный ограничениями в поставках газа, привёл к ограничениям электроснабжения потребителей.

Наконец, 2006 г. был рекордным по росту электропотребления - 4,2%, или дополнительно 40 млрд. кВт-ч.

Эти три события сформировали понимание неотложной необходимости качественно нового уровня инвестиций в электроэнергетику.

Начиная с 2007 г. была пересмотрена тарифная политика. Тарифы стали регулировать так, чтобы не допустить инфраструктурных ограничений экономического роста страны.

Для объединения усилий государства и бизнеса правительство организовало разработку генеральной схемы развития электроэнергетики.

РАО "ЕЭС России" разработало в 2007 г. масштабную инвестиционную программу. Было начато строительство ряда новых объектов.

Запуск процесса либерализации рынка электроэнергии и приход частных инвесторов позволили привлечь для инвестиций в электроэнергетику в разовом порядке около 800 млрд. руб. - сумму, сравнимую с годовым оборотом отрасли.

Инвесторы, став владельцами генерирующих компаний, обязались построить начатые РАО "ЕЭС России" объекты, а Генеральная схема явилась базовым документом, который задавал цели и рамочные условия для инвестиционного процесса в строительстве генерирующих мощностей, линий электропередачи, прочих сетевых объектов и т.д.

Генеральная схема разрабатывалась до начала кризиса и исходила из сценарных условий поступательного движения российской экономики и роста электропотребления.

Кризис резко увеличил неопределённость в прогнозах экономического развития. Со спадом экономики произошло снижение энергопотребления. Некоторые макроэкономические показатели, а данные по электропотреблению за 2007 и 2008 гг. приведены далее и на рис.1.4 (электроёмкость ВВП указана без децентрализованных районов).

Рис.1.4 Динамика снижения электропотребления (без децентрализованных районов) в конце 2008 и начале 2009 г. в процентах:

В I квартале 2009 г. потребление электроэнергии было ниже, чем в соответствующем прошлогоднем периоде на 6 - 7%; по году в целом прогнозируется снижение на 4,5%. В основном это касается промышленно развитых регионов: Челябинской, Волгоградской, Вологодской и других областей, где есть крупные энергоёмкие предприятия. Нагрузки жилищно-коммунального сектора и непромышленных потребителей не уменьшились и будут расти. Они, конечно, не могут изменить динамику, так как составляют около 16% общего потребления электроэнергии, тогда как доля промышленности - более 50%.

При этом есть регионы, например, Тюменская область, Краснодарский край, юг Приморья, где энергопотребление продолжает расти.

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) в 2008 г. вырос на 2,3 процентных пункта, до 54,7%.

В 2008 г. загрузка конденсационных мощностей увеличилась в большей степени, чем теплофикационных.

В 2008 г., по сравнению с 2007 г., ухудшились средние показатели эффективности использования топлива на тепловых электростанциях: удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии выросли с 332,9 до 335,2 г/(кВт-ч), на отпуск тепла - со 142,9 до 143,6 кг/Гкал.

Возвращение к докризисным темпам роста энергопотребления ожидается после 2012 г. со сдвигом на 4 - 5 лет по отношению к 2008 г.

Государство ограничило финансирование атомной энергетики и гидроэнергетики, а банки не выдают долгосрочных кредитов на развитие электроэнергетики.

В 2006 - 2010 гг. будет введено в 2,0 - 2,3 раза меньше мощностей, чем предусмотрен за этот период по Генеральной схеме ввод 34,4 МВт.

Выводы старого неэкономичного оборудования осуществляются медленно.

Генеральная схема задала важные приоритеты:

- значительные темпы роста атомной и гидрогенерации, не использующих органическое топливо;

- опережающий темп роста угольной генерации по сравнению с газовой для уменьшения рискованной энергозависимости европейской части страны от поставок природного газа.

Эти приоритеты реализуются не полностью и неточно, поскольку статус Генеральной схемы не до конца определён и она не является директивой для частных инвесторов.

Энергетики, например, не торопятся переходить на уголь, хотя добыча угля в нашей стране вполне способна обеспечить потребности, заложенные в Генеральной схеме. Причины этого, прежде всего экономические: газ и уголь стоят у нас сейчас примерно одинаково.

В соответствии с Генеральной схемой предполагалось, что с 2006 по 2010 г. цена природного газа увеличится в 2,2 раза, а угля - в 1,5 раза.

Реальный рост цен на уголь в 2006 - 2008 гг. ненамного отличается от предусмотренного Генеральной схемой, но соотношение цен газ/уголь остаётся недостаточным для мотивации генерирующих компаний к переходу с газа на угольное топливо.

Всего в России 123 угольные электростанции, из которых в европейской части страны действуют 43. Однако на 28 из этих 43 ТЭС доля угля в топливном балансе не достигает и 20%.

Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике завершило разработку прогнозного баланса на период 2009 - 2020 гг., который учитывает последствия кризисных явлений в экономике России.

В его разработке приняли участие все энергокомпании отрасли. Она осуществлялась исходя из недопущения дефицита и избытков генерирующих мощностей, на основе инвестиционных планов компаний. Вследствие этого прогнозный баланс отражает актуальные намерения энергетических компаний, в отличие от Генеральной схемы, являющейся целеполагающим документом программного характера, и создаёт основу для мониторинга реализации Генеральной схемы. Он будет использоваться при подготовке предложений о её корректировке.

Существует высокая вероятность сокращения вводов АЭС и ГЭС. По АЭС возможны отказы от строительства: Тверской, Центральной (Костромской), Нижегородской, Южно-Уральской и Северской АЭС; по ГЭС - отказы от строительства: Владимирской, Волоколамской, Лабинской ГАЭС, Нижнеангарской ГЭС и Крапивинского гидроузла. Предполагается существенное снижение вводов ПТУ и ГТУ, в том числе на Костромской ГРЭС, ТЭЦ-8, -11, -16, -20 и -25 Московской энергосистемы, Конаковской ГРЭС, Нижегородской ТЭЦ, Новороссийской ТЭС, Мостовской ТЭС и других объектах.

Вводы на угольном топливе также ожидаются значительно ниже, чем в Генеральной схеме. Произошла переориентация с угля на газ вводов генерации на Шатурской, Верхне-Тагильской, Рязанской ГРЭС, на Ново-Богословской ТЭЦ и других электростанциях.

От инвесторов нет предложений по строительству намечавшихся в Генеральной схеме новых ТЭС на угле: Медвежьегорской, Новгородской, Калужской, Петровской, Абагурской и расширению действующих ТЭС: Смоленской, Рефтинской, Южно-Уральской, Кемеровской ГРЭС. Резко сокращаются объёмы вывода из эксплуатации старого неэкономичного оборудования на ТЭС.

Из-за существенного увеличения удельных капиталовложений в строительство ТЭС, по сравнению с 2006 г., продление срока службы действующего неэкономичного оборудования оказывается экономически эффективнее его замены. Сохранение этого оборудования в эксплуатации не позволит повысить эффективность использования газа, потребляемого на существующих электростанциях. В итоге общая установленная мощность электростанций России по прогнозному балансу в 2020 г. составит 283,9 ГВт вместо 347,4 по Генеральной схеме.

Прогноз ценового соотношения газ/уголь основан на:

- принятых Правительством РФ решениях о либерализации внутреннего рынка газа и достижении к 2012 г. равной доходности поставок газа на внутренний и внешний рынки;

- предпосылке об адекватной политике ценообразования угольных компаний при поставках угля на ТЭС России, ориентированной на реализацию их долгосрочных интересов.

С учётом этого в кратко- и среднесрочной перспективе генерация на газовом топливе останется более эффективной по сравнению с угольной. Это подтверждается также сокращением генерирующими компаниями своих первоначальных программ ввода новых угольных мощностей.

Поскольку срок строительства до ввода в эксплуатацию угольных энергоблоков на действующих ТЭС составляет 3-4 года, а новых угольных ТЭС - 5 - 8 лет, ожидать масштабного развития угольной генерации в России можно только после 2020-2025 гг.

Для эффективного развития угольной генерации в России необходимы:

Нормативно-правовое и организационное обеспечение перехода к чистым угольным технологиям и их освоение на отечественных предприятиях энергомашиностроения; частно - государственное партнёрство в их создании; разворот проектных и исследовательских работ.

Сохранение площадок всех действующих угольных ТЭС, запроектированных на сжигание угля; но по разным причинам в настоящее время сжигающих газо-мазутное топливо, с инфраструктурой в целях последующей их реконструкции на базе чистых угольных технологий.

Значительные собственные запасы углеводородов не снимают проблему реализации Энергетической стратегии России до 2030 г. обеспечивающей энергетическую безопасность страны. Кризисные явления в экономике обостряют необходимость энергосбережения. Энергоресурсы и их эффективный расход, требования к модернизации становятся одной из характеристик государства, его технологического уровня и повышения социально-культурного уровня жизни граждан.

Именно поэтому встал вопрос о создании Фонда энергетического развития (Energy Development Fund) - негосударственной независимой исследовательской организации, консолидировавшей практику профессионалов энергетической отрасли. Создание Фонда летом 2007 г. явилось своеобразным ответом на значимые события в российском энергетическом комплексе.

Компания специализируется в вопросах электроэнергетического сектора, рынков электрической и тепловой энергии, мощности, системных услуг, производных финансовых инструментов. Нами разработана методология долгосрочного прогнозирования спроса на электрическую энергию и мощность на основе кластерного - (территориально-промышленного) анализа процессов производства и потребления электроэнергии. Фонд энергетического развития обладает собственными уникальными методиками прогнозирования ценовой динамики на рынке электроэнергии и мощности на долгосрочный период, соответствующими целевой модели рынка.

...