8 J ) 4 ) ( + ) 4 4

> 4"' 1, &

1 – минимальный предел генерации; 2 – максимальный предел генерации; 3 – начальное приближение; 4 – оптимальный режим

быстрота и надежность получения решения для больших энергетических систем при наличии многочисленных режимных ограничений;

эффективный алгоритм балансировки режима в случае несовместной системы ограничений;

возможность построения целевой функции модели на основе характеристик генерирующих объектов, содержащих любое число горизонтальных и вертикальных участков.

Список литературы

1.Управление режимами Единой энергосистемы России. – В кн.: Сборник докладов Открытой Всероссийской научнотехнической конференции. М.: Изд-во ЭНАС, 2002.

2.Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике Под ред. Руденко Ю. Н. и Семенова В. А. М.: Изд-во МЭИ, 2000.

3.Методы оптимизации режимов энергосистем Под ред. Горнштейна В. М. М.: Энергия, 1981.

4.Муртаф Б. Современное линейное программирование. М.: Мир, 1984.

5.Лэсдон Л. С. Оптимизация больших систем. М.: Наука, 1975.

6.Ìèíó Ì. Математическое программирование. М.: Наука, 1990.

7.Веников В. А., Журавлев В. Г., Филипова Т. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.

8.Цветков Е. В., Алябышева Т. М., Парфенов Л. Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1984.

Гвоздев Д. Б., êàíä. òåõí. íàóê, Курбатов А. П., èíæ.

Филиал ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” ОДУ Сибири

Освоение огромного энергетического потенциала рек Сибири определило формирование энергетики Сибири в совершенно иной, отличной от общепринятой, структуре генерирующих мощностей, а главное, иной системе оперативно-техноло- гического управления ОЭС, обусловленной обеспечением противоречивых требований межрегиональных энерговодохозяйственных комплексов, вероятностным характером водотока, режимными особенностями транзита Сибирь – Казахстан – Урал – Центр и многим другим.

По ЕЭС России доля выработки ГЭС составляет порядка 18% общей выработки всех электростанций. Близкие по установленной мощности объединенные энергосистемы (ОЭС) имеют следующие показатели долевого участия ГЭС: ОЭС Центра – 10 – 11%; ОЭС Урала – 2,5 – 3,0%; ОЭС Сибири – 45 – 55%.

Сибирские ГЭС спроектированы и построены в режиме единого компенсированного водохозяй-

ственного и энергетического регулирования ЕЭС России в целом. Причина – в естественных колебаниях годового стока рек Ангаро-Енисейского (АЕ) бассейна, который в энергетическом потенциале для шести АЕ ГЭС составляет от 120 млрд. кВт ч (1985 г. – 118 млрд. кВт ч, 1988 г. – 113 млрд. кВт ч, 1995 г. – 110 млрд. кВт ч) до 70 млрд. кВт ч (1989 г. – 72 млрд. кВт ч, 1996 г. – 76 млрд. кВт ч). График изменения годового стока рек АЕ бассейна за 50 лет построен на ðèñ. 1.

Наличие водохранилищ с многолетним регулированием стока определяет результаты оптимального использования водотока в долгосрочном и краткосрочном циклах управления. На ðèñ. 2 изображены результаты регулирования неравномерности годового стока. Если за годы нормальной эксплуатации ГЭС (начиная с 1986 г. по настоящее время) неравномерность стока в энергетическом потенциале составила от 118 до 72 млрд. кВт ч, то энергоотдача ГЭС за счет емкости многолетнего

регулирования достигнута в диапазоне 106,8 – 85,1 млрд. кВт ч.

В целях энергетической безопасности региона Сибири и эффективного использования ГЭС государственными планами освоения огромного гидроэнергетического потенциала предусматривалось:

строительство ВЛ 500 и 1150 кВ по транзиту Сибирь – Казахстан – Урал – Центр с реверсом

ГЭС в регулировании нагрузки европейской части ОЭС (неравномерность графика нагрузки ОЭС Сибири 3,5 млн. кВт) и регулировании годовой неравномерности энергоотдачи ГЭС по водотоку резервами ТЭС Урала и Центра;

строительство ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования и запасами порядка 30 млрд. кВт ч на период длительного маловодья;

создание на базе возводимых источников крупных территориально-промышленных комплексов (Братский, Усть-Илимский, Саянский, КАТЭК) для равномерного размещения производительных сил и развития экономики Сибири.

Только при этих обстоятельствах в составе Единой энергетической системы России могли быть достигнуты эффективная работа ОЭС Сибири и дальнейшее освоение энергетического потенциала как основы развития экономики России.

Однако при изолированной работе ОЭС Сибири за годы нормальной эксплуатации каскада Ан- гаро-Енисейских ГЭС (1986 – 2001 гг.) не востребовано более 10 млн. кВт установленной мощности даже на час годового максимума. Данные по использованию установленной мощности для покрытия максимума нагрузки приведены на ðèñ. 3.

При отсутствии проектной схемы выдачи мощности ГЭС Сибири в годы повышенной водности холостые сбросы неизбежны. Потери ресурсов на

1 – неиспользуемая установленная мощность; 2 – максимум нагрузки

холостых сбросах за годы нормальной эксплуатации каскада Ангаро-Енисейских ГЭС показаны на ðèñ. 4.

Ограниченность использования располагаемой мощности ГЭС ОЭС и как итог холостые сбросы иллюстрируют ðèñ. 5 (результаты энергобаланса 2001 г.).

Необходимо отметить, что в процессе оперативной оптимизации режима объем холостых водосбросов на Саяно-Шушенской ГЭС за счет торгов сверхплановой электроэнергией был немного уменьшен, в противном случае холостые водосбросы продолжались бы на протяжении всего летнего периода [1].

Вся сезонная неравномерность потребительских нагрузок и увеличение нагрузки на ГЭС в период половодья целиком приходятся на разгрузку ТЭС ОЭС Сибири до технического минимума.

При этом зимой ТЭС участвуют в покрытии нагрузок на час максимума мощностью в 17 млн. кВт (78% установленной мощности ТЭС ОЭС Сибири), а летом разгружаются до техниче- ского минимума с полным остановом оборудования порядка 12 конденсационных электростанций (Березовская ГРЭС установленной мощностью 1400 МВт, Красноярская ГРЭС-2 установленной мощностью 1250 МВт, Харанорская ГРЭС установленной мощностью 430 МВт и др.).

Упущенные возможности ФОРЭМ оцениваются невостребованными мощностями экономичного оборудования ТЭС ОЭС Сибири порядка 10 – 15 млн. кВт и 16 млн. кВт “запертой” мощности ГЭС. В этих условиях, учитывая, что режим работы ОЭС Сибири определяется работой гидроэлектростанций, решением проблемы использования невостребованной мощности ТЭС была бы совместная оптимизация режима работы ТЭС и ГЭС.

До начала реформирования электроэнергетики оптимизация режима работы ЕЭС осуществлялась по критерию минимизации эксплуатационных издержек, выражаемого следующим соотношением:

ãäå BiT – расход условного топлива i-й ТЭС за период Ò; öi – åãî öåíà [2].

Данный показатель выбирался при условии, что вся ЕЭС была единым субъектом хозяйствования.

Новые, существующие сегодня экономические условия, которые на настоящее время представлены ФОРЭМ, а также переходом к конкурентному рынку электроэнергии и мощности в России, еще при создании ФОРЭМ сделали непригодным существовавший до этого критерий (1), который являлся одновременно и критерием оценки функционирования как ЭС, так ОЭС и ЕЭС.

Рамки существующего ФОРЭМ, учитывая, что появилось большое количество разных собственников и новая система определения эффективности использования гидроресурсов, не позволяют использовать критерий (1). В настоящее время при функционировании ФОРЭМ используется критерий оптимизации, описанный в [3]:

ãäå Ciïîê – стоимость электроэнергии и мощности, принятой i-м покупателем ЕЭС России; C ïðîäj –

стоимость электроэнергии и мощности, поставленной j-м поставщиком ЕЭС России.

Однако его использование также не позволяет обеспечить оптимальную загрузку ГЭС ОЭС Сибири. В итоге это приводит:

êнеоптимальному использованию водных ресурсов;

êнеоптимальной загрузке ТЭС ОЭС Сибири, а как следствие, пережогу топлива.

Таким образом, в существующих условиях функционирования ФОРЭМ стимула для оптимизации режима работы ГЭС ОЭС Сибири нет, что приводит к пережогу топлива и безвозвратным потерям гидроэнергетических ресурсов, в конечном счете – к увеличению стоимости электроэнергии для конечных потребителей.

8 E ( ) #$$ &

1 – выработка ГЭС; 2 – выработка ТЭС; 3 – внешнее сальдо

Действующие методы образования тарифов на ФОРЭМ основаны на калькуляции затрат производителей электроэнергии при раздельной оплате мощности (условно-постоянные затраты) и электроэнергии (переменные затраты).

Понятно, что отсутствие топливных издержек на ГЭС приводит к неоправданному занижению цены на электроэнергию, а это угроза чрезмерной загрузки ГЭС с целью ликвидации различных дисбалансов. При этом забывается, так называемый, “эффект последействия”, когда преждевременная сработка оставляет сниженные запасы до конца текущего цикла регулирования. При многолетнем регулировании ГЭС Сибири этот цикл достигает 6 – 8 лет.

С экономической точки зрения увеличение выработки ГЭС с целью экономии топлива на тепловых электростанциях или получения дополнительной прибыли в предстоящем интервале приводит к дополнительным затратам по ОЭС (энергосистеме) в оставшихся интервалах цикла регулирования. По этой причине при оптимизации режимов ОЭС в функцию критерия необходимо включать суммарные затраты на функционирование ОЭС за самый длительный цикл регулирования при обязательном заполнении всех водохранилищ системы

êконцу данного цикла.

Âитоге функция математического ожидания суммарных текущих и будущих затрат на функционирование энергосистемы, имеющей в своем составе ГЭС, примет вид

ãäå K – число тепловых электростанций ОЭС;

kK

ÌÂ(Pkt ) – характеризует переменные эксплуа-

k 1

тационные затраты в интервале времени t â çàâè-

симости от плановой выработки k-й тепловой

i n

электростанции Pkt; ÌÇ(Vi(t 1) ) – характеризует

i 1

будущие производственные затраты в ОЭС в фун-

кции от объема воды в водохранилищах всех ГЭС на границе планового t и следующего за ним интервала t + 1.

В качестве ограничений при решении указанной задачи должны быть приняты:

балансы мощности в ОЭС в рассматриваемом интервале t

ãäå Pkt – мощность k-й тепловой электростанции, МВт; Pit – мощность i-é ÃÝÑ, ÌÂò; Pht – потребление ОЭС, МВт;

балансы воды в водохранилище

ãäå Vit è Vit + 1 – объем воды в водохранилище i-é ÃÝÑ; Vixt – объем холостых водосбросов i-é ÃÝÑ; Vizt – объем воды, прошедшей через турбины i-é ÃÝÑ; Wit – объем притока в водохранилище i-é ÃÝÑ;

ограничения по обеспеченности

ограничения по рабочей мощности

ограничения по рабочей мощности ТЭС

Алгоритм решения задачи по обеспеченности использования объемов водохранилища решается оптимизацией вектора Vit. Для этого допустимый диапазон изменения объема воды водохранилища i в каждом интервале времени t разбивается на s ступеней с последующим перебором всех допустимых сочетаний начальных и конечных результатов по объему водохранилищ. Для каждого из этих сочетаний с учетом разных величин возможной приточности методами линейного программирования решается функция управления ОЭС (3) [4].

Решение задачи оптимизации выработки ГЭС необходимо уже на стадии разработки долгосроч- ных режимов, которой сопутствует процедура формирования планового баланса электроэнергии и мощности. Краткосрочное планирование и оперативное ведение режимов ГЭС полностью зависят от того, как выполнен долгосрочный этап планирования, поэтому их рассмотрение на настоящий момент в существующих на ФОРЭМ условиях не представляет большого интереса. Единственное, что надо обязательно отметить, это то, что участие ГЭС в рынке на сутки вперед (конкурентом) наравне с ТЭС невозможно, так как это приведет к работе ГЭС в “базе” как наиболее экономичных станций, а регулирование графика нагрузки будет осуществляться за счет менее экономич-

ных ТЭС. При этом интегральные ограничения по выработке ГЭС учесть будет почти невозможно, поэтому как при переходной модели конкурентного рынка, так и на полностью конкурентном рынке предлагается отказаться от участия ГЭС в рынке “на сутки вперед”, а вести их режим с учетом результатов долгосрочного планирования.

Âсуществующих условиях при планировании выработка ГЭС сезонного регулирования назнача- ется по величине, близкой к среднемноголетней выработке, а для ГЭС многолетнего регулирования – исходя из гарантированной выработки электроэнергии с учетом складывающейся водохозяйственной обстановки и запасов гидроресурсов в водохранилищах на начало регулируемого периода [5].

Однако такая трактовка правил, направленная на упрощение задачи планирования выработки ГЭС в зависимости от водности года 50, 75 или 90% обеспеченности, не может дать заметных результатов. В этом случае выпадают из учета энерговодохозяйственные требования, экономические отношения субъектов рынка, особенности межбассейнового регулирования стока и др., поэтому плановая выработка ГЭС не позволяет получить оптимальный режим загрузки генерирующих мощностей ввиду свободного толкования в определении объема выработки ГЭС.

Âотношении эффективности компенсированного регулирования показательны итоги работы ОЭС Сибири за 2002 г.

Водохранилище Братской ГЭС уже в апреле было сработано до предельных значений (факт 395,6 м при допустимых отметках 395,0 м). При этом на Саяно-Шушенской ГЭС запасы водохра-

нилищ превышали норму на 2,5 м (на 1 V 2002 г. отметка 500 м, фактическая 502,33 м). В начале мая пониженная загрузка Саяно-Шушенской ГЭС (среднемесячная 2660 МВт) ограничила сработку водохранилища до отметки 500,54 м, а дальнейшее интенсивное заполнение водохранилища с превышением нормы определило открытие холостых водосбросов, которые продолжались до 24 июня. При этом в мае и июне расходы ГЭС значи- тельно превышали требования водохозяйственного комплекса. Искусственно наложенные рынком ограничения по сальдо-перетоку ОАО Иркутскэнерго не позволили перераспределить нагрузку с Братской на Саяно-Шушенскую ГЭС, что дало бы возможность увеличить заполнение Братской ГЭС на 1,4 м и обеспечить прирост годовой выработки за счет работы Братской ГЭС на повышенных напорах на 230 млн. кВт ч. Причины ограничений по сальдо-перетоку ОАО Иркутскэнерго, которые не позволили провести совместную оптимизацию режима Ангаро-Енисейского каскада, это, во-пер- вых, финансовые ограничения, не позволяющие сегодня дать (взять) электроэнергию взаймы, без уплаты налогов, а значит, финансовых потерь сто-

рон; во-вторых – это ограничения по показателям планового баланса электроэнергии, утвержденного ФЭК РФ, составленного более чем за месяц до начала регулируемого периода, когда определить будущую водность, а значит, правильно спланировать выработку ГЭС, не представлялось возможным.

Эффективность оптимизации регулирования стока наглядна в проектных показателях ГЭС Сибири, приведенных далее.

В качестве практического подтверждения неэффективной работы на пониженных напорах можно использовать итоговые показатели работы Братской ГЭС в зиму 2002 03 г., приведенные в таблице.

На основании данных таблицы можно сделать вывод о том, что использование фактического водотока I квартала 2003 г. на напорах 2002 г. позволило бы увеличить объем выработки Братской ГЭС примерно на 175 млн. кВт ч с эффектом на последующий период 2003 г.

Максимальная эффективность использования имеющихся гидроресурсов в ОЭС Сибири возможна только при использовании компенсированного регулирования водотока и перераспределения выработки между ГЭС и ТЭС ОЭС Сибири. При этом для оценки эффективности использования гидроресурсов может служить минимизация показателя (3). В существующих условиях это практи- чески не учитывается, так как целью нынешних собственников является получение сиюминутной прибыли, что приводит к безвозвратной потере гидроэнергетических ресурсов и работе на низких отметках.

Выводы

1.Реорганизация управления и реформирование экономики России существенно изменили общие условия развития и функционирования Сибирских ГЭС в составе ОЭС и водохозяйственной системы Сибири, что привело к непригодности существовавших до этого критериев оценки эффективности функционирования ОЭС.

2.На основании проведенных исследований выявлено, что при существующих условиях функционирования ФОРЭМ и критериях оценки его эффективности стимула для оптимизации режима работы ГЭС ОЭС Сибири нет, что приводит к пережогу топлива и безвозвратным потерям гидроэнергетических ресурсов, а в конечном счете – к увеличению стоимости электроэнергии для конеч- ных потребителей.

3.Необходимо совершенствование электроэнергетического рынка с выделением особых условий энергетической и водохозяйственной безопасности ОЭС Сибири ввиду исключительной доли ГЭС в структуре генерирующих мощностей.

4.Фактические результаты работы ГЭС за прошедший период 2001 – 2003 гг. документально подтверждают возможное повышение эффективности работы ОЭС Сибири при комплексной опти-

мизации ГЭС в ОЭС в размере до 10% годовой выработки ГЭС.

5. В ОЭС Сибири для получения положительных результатов от функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии необходимо создание отдельной зоны, работающей по правилам, отличным от европейской части ЕЭС, учитывающим особенности ведения режима ГЭС, в том числе и использование компенсированного водотока на Ангаро-Енисейском каскаде.

Список литературы

1.Оперативная оптимизация режима работы ОЭС Сибири Лапин В. И., Работин А. Б., Петров П. А., Гвоздев Д. Б. – Энергетик, 2001, ¹ 8.

2.Методы оптимизации режимов энергосистем Под ред. Горнштейна В. М. М.: Энергия, 1981.

3.Гвоздев Д. Б., Шурупов В. В. Выбор показателей для оценки функционирования органов управления оптовым рынком электроэнергии. – Электрические станции, 2002, ¹ 11.

4.Pereira V., Kelman R. Long - term gidro scheduling based on stochastic models. Proc. Int. Conf. Electrical Power Operation and Management (EPSOM’98). Zurich, Switzerland, 1998.

5.Временное положение об основах формирования плановых балансов производства и поставок электрической (тепловой) энергии и мощности в рамках Единой энергетической системы России по субъектам оптового рынка. Утверждено постановлением ФЭК России от 3 апреля 1988 г., ¹ 15 2.