ГЭС, ГТУ КЭС на газе

Р_вл.сущ.

Р_{н1 +} Р_рез1 Р_{н2 +} Р_рез2

В качестве ограничивающих условий в модели должны выступать:

1. Баланс покрытия годового максимума нагрузки и потребности в резерве мощности узлов 1 и 2 в виде

Х _гэс + Х _гту + Х ^р _{вл 1-2} - к _пот.р *Х ^р _{вл 2-1} ≥ Р_{н1 +} Р_рез1 (8.11)

То же для узла 2

Х _{кэс т1} + Х _{кэс т2} + к _пот. *Х _{вл 1-2} + Х _{вл 2-1} ≥ Р_{н1 +} Р_рез1 (8.12)

где Х _гэс, Х _гту – неизвестные, соответствующие возможным объемам ввода мощности ГЭС и ГТУ;

Х _{кэс т1,} Х _{кэс т2} - неизвестные, соответствующие возможным объемам ввода мощности на КЭС на газе с минимальным Тмин и максимальным Тмакс годовым числом часов использования располагаемой мощности;

Х^р _{вл 1-2,} Х^р _{вл 2-1} - неизвестные, соответствующие величинам перетока мощности из узла 1 в узел 2 и обратно;

к _пот.р – коэффициент потерь мощности в сетевой связи при передаче мощности из узла 1 в узел 2 и обратно;

2. Баланс покрытия потребности в электроэнергии узлов 1 и 2 в виде

Х _гэс *Т_гэс + Х _гту*Т_гту + Х ^э _{вл 1-2} - к _пот.э *Х ^э _{вл 2-1} = W₁ (8.13)

Х_{кэс т1} *Т_мин + Х_{кэс т2} *Т_макс + к _пот.э *Х ^э _{вл 1-2} + Х^э _{вл 2-1} = W₂ (8.14)

где Т_гэс, Т_гту – годовые числа часов использования располагаемой мощности ГЭС и ГТУ, принимаемые для ГЭС по проектным данным, для ГТУ в соответствии с ожидаемым годовым числом часом использованияв пиковой части графиков нагрузки рабочих дней порядка 300-500 часов;

Т_мин, Т_макс – числа часов использования располагаемой мощности КЭС в возможном диапазоне изменения, например, 3000 ч. и 7000ч.;

Х ^э _{вл 1-2,} Х ^э _{вл 2-1} - неизвестные, соответствующие величинам перетока электроэнергии из узла 1 в узел 2 и обратно;

к _пот.э – коэффициент потерь электроэнергии в сетевой связи при передаче мощности из узла 1 в узел 2 и обратно;

3. Ограничения по пропускной способности сетевой связи между узлами по передаче мощности и электроэнергии

Х^р _{вл 1-2} + Х^р _{вл 2-1} – Х _вл.нов. ≤ Р _вл.сущ. (8.15)

Х ^э _{вл 1-2} +Х ^э _{вл 2-1} - Х _вл.нов.* Т_вл ≤ Р _вл.сущ. * Т_вл. (8.16)

где Р _вл.сущ. - пропускная способность существующей сетевой связи по мощности;

Х _вл.нов - пропускная способность новой сетевой связи по мощности;

Т_вл. – допустимое годовое число часов использования пропускной способности сетевой связи.

4. Ограничение по годовому объему расхода газа.

Х _гту*Т _гту *b _гту + Х _{кэс т1} *Т_мин*b _{кэс т1}+ Х _{кэс т2} *Т_макс*b _{кэс т2} ≤ В _газ (8.17)

Где b _гту - удельный расход топлива на производство 1 кВтч на ГТУ;

b _{кэс т1, bкэс т2} - удельный расход топлива на производство 1 кВтч на производство электроэнергии на КЭС при минимальном и максимальном числе часов использования располагаемой мощности;

В _газ -располагаемый годовой объем газа для ГТУ и КЭС

5. Ограничение по объему капиталовложений (инвестиций) в сооружение энергетических объектов.

Х _гту*к _гту +(Х _{кэс т1} + Х _{кэс т2})*к_кэс + Х _гэс * к_гэс +Х _{вл.нов.*}к_вл≤ К _сум (8.18)

Где к_гту, к_кэс, к_гэс, к_вл - удельные капиталовложения на 1 кВт мощности по типам электростанций и пропускной способности ВЛ;

К _сум - располагаемый объем капиталовложений (инвестиций) в сооружение энергетических объектов.

Применительно к рассматриваемой модели ЭЭС оптимизируемая функция – минимум приведенных затрат (интегральной стоимости производимой в ЭЭС электроэнергии) может быть представлена в следующем виде:

min З _{прив. сум} = Х _гэс * с_гэс + Х _гту*с_гту +Х _{кэс т1}*с_{кэс т1} + Х _{кэс т2}*с_{кэс т2} +

+Х _{вл.нов.*}с_вл (8.19)

где с_гэс, с_гту - удельные приведенные затраты на киловатт мощности ГЭС и ГТУ;

с_{кэс т1,} с_{кэс т2} - то же на киловатт мощности КЭС при разных годовых числах часов использования располагаемой мощности КЭС,

Для ГЭС величина с_гэс определяется по выражению

К_гэс (r_н + И _{пост.гэс} )

с_гэс.= ------------------------- (8.20)

Р_{гэс.проект}

и ли с_гэс=к_гэс.уд(r_н+и_{пост.гэс})

Для ГТУ (и КЭС) величина с_гту определяется по выражению:

с_гту = к_гту.уд(r_н+и_{пост.гту}) + b_гту*s_топл.*Тгту (8.21)

где к_уд - удельные капиталовложения на 1 кВт мощности электростанций по типам;

и_пост. – удельные постоянные издержкиэксплуатации в долях от удельных капиталовложений;

b – удельные расходы топлива на производство 1 кВтч;

s_топл. – цена топлива;

r_н = 1/ Токуп. – коэффициент эффективности капиталовложений (норма прибыли), Токуп. – срок окупаемости капиталовложений.

Удельные приведенные затраты на 1 кВт пропускной способности сетевой связи с_вл определяются по выражению:

с_вл = к_вл (r_н+и_{пост.вл}) (8.22)

где к_{вл -} удельные капиталовложения на 1 кВт пропускной способностисетевой связи.

При необходимости более детального описания в модели суточных, недельных, сезонных и годовых режимов работы электростанций и перетоков мощности и электроэнергии по сетевым связям в модель наряду с неизвестными Х _гэс, Х _гту, Х _кэс, соответствующими располагаемым мощностям электростанций различных типов, могут быть введены неизвестные, соответствующие мощностям участия электростанций указанных типов в покрытии балансов мощности зон рассматриваемых в модели характерных суточных графиков нагрузки в течение недели (рабочие и выходные дни) и по сезонам года (зима, лето). При этом каждый суточный график представляется в виде набора зон с различной продолжительностью нагрузки в течение суток.

Представление в модели характерных суточных графиков нагрузки по энергоузлам ЭЭС не только существенно повышает достоверность моделирования годовых режимов работы электростанций и величин перетоков мощности и электроэнергии по сетевым связям, но и позволяет вводить в модель уравнения и неравенства, отражающие технические ограничения по ресурсам суточной и годовой энергии для ГЭС и ГАЭС, по допустимой загрузке оборудования ТЭС и АЭС, а также экологические ограничения [28,32 ].

В тех случаях, когда в течение рассматриваемого периода развития ЭЭС имеет место существенное изменение условий и факторов, влияющих на решения по формированию структуры и размещения генерирующих источников (появление новых типов генерирующих источников, ограничений по ресурсам отдельных видов топлива, экологических ограничений и др.) для анализа и обоснования оптимальных решений могут использоваться динамические линейные модели, в которых каждый из рассматриваемых этапов представляется в виде отдельного блока.

Результаты технико-экономических обоснований развития генерирующих источников на стадии выполнения перспективных проектных работ являются основой для принятия с учетом рекомендаций Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и Схем развития ЕЭС и ЕНЭС страны контролируемыми государством компаниями РусГидро и Росэнергоатом решений по конкретному составу, объемам и срокам реконструкции и ввода мощностей на ГЭС и АЭС в процессе формирования годовых и долгосрочных инвестиционных программ.

Рекомендации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и Схем развития ЕЭС и ЕНЭС в отношении размещения, состава и срокам вода мощностей на тепловых электростанциях – КЭС, ПГУ, ТЭЦ являются основой для генерирующих компаний - ОГК, ТГК и других при подготовке предложений и принятии решений по участию в конкурсах

на долгосрочные поставки мощности в территориальных зонах оптового рынка электроэнергии и мощности [19, 41,42 ]. Решения об инвестировании принимаются, исходя из оценки возможности возврата инвестиций в объекты. Источником возврата являются:

- прибыль от продажи электроэнергии на оптовом рынке и тепловой энергии на региональном рынке тепла;

- плата за будущие поставки мощности по заключаемым с коммерческим оператором оптового рынка договорам предоставления мощности (ДПМ). Размер этой платы, устанавливаемый на 10-летний период, определяется, исходя из нормированной стоимости киловатта мощности, нормативов постоянных эксплуатационных затрат для электростанций разных типов и заданного норматива рентабельности инвестиций. В настоящее время конкурсы на долгосрочные поставки мощности проводятся на перспективу 4 года. В дальнейшем предполагается увеличение длительности перспективы при проведении конкурсов до 7 лет.

Дата добавления: 2014-10-31