«МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РОССИИ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ ...»

Федеральное государственное бюджетное учреждение наук

и

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева

Сибирского отделения

Российской академии наук

На правах рукописи

ТРУФАНОВ Виктор Васильевич

МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ РОССИИ В

СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Специальность 05.14.01 Энергетические системы и комплексы Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

Научный консультант:

Воропай Николай Иванович, чл.-корр. РАН, доктор технических наук, профессор Иркутск -

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. МЕТОДЫ ОБОСНОВАНИЯ РАЗВИТИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ В СОВРЕМЕННЫХ

УСЛОВИЯХ, АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1. Изменение социально-экономических условий в России и их влияние на методы обоснования развития ЭЭС 1.2. Методические основы обоснования развития ЭЭС 1.3. Математическое и программное обеспечение решения задач развития электроэнергетических систем 1.4. Выводы

2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ

ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ЭЭС

2.1. Макроэкономическая интегральная модель анализа эффективности технического перевооружения генерирующих мощностей ЭЭС 2.1.1. Исходные предпосылки и постановка проблемы 2.1.2. Математическая модель долгосрочного прогноза развития генерирующих мощностей ЭЭС 2.1.3. Оптимизационная модель обновления генерирующего оборудования 2.2. Математическая модель оптимизации структуры генерирующих мощностей электроэнергетических систем 2.3. Анализ территориального размещения генерирующих мощностей ЕЭС России на перспективу до 2030 г. 2.3.1. Общая характеристика принятых условий 2.3.2. Вариант «дешевого» газа 2.3.3. Вариант «дорогого» газа 2.4. Оптимизация генерирующих мощностей электроэнергетических систем в условиях неопределенности 2.4.1. Постановка задачи выбора рациональной структуры генерирующих мощностей ЕЭЭС по типам оборудования в условиях неопределенности 2.4.2. Возможные схемы решения задачи 2.4.3. Математическая модель с непрерывной областью возможных решений 2.4.3. Апробация методики 2.5. Моделирование развития ЭЭС в условиях множественности интересов 2.5.1. Множественность интересов в развитии электроэнергетических систем в современных условиях 2.5.2. Обзор методов многокритериального анализа решений по развитию сложных систем 2.5.3. Основные положения методологии анализа перспективных направлений развития региональных электроэнергетических систем в условиях множественности интересов 2.5.4. Анализ существующего состояния и проблем развития и функционирования электроэнергетики Дальнего Востока 2.6. Выводы

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ СПЕЦИФИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

3.1. Моделирование ЭЭС в задачах анализа энергетической безопасности 3.1.1. Постановка задачи, методы решения и математические модели 3.1.2. Примеры анализа энергетической безопасности России 3.1.2.1. Исследование долговременных критических ситуаций в ЕЭС России 3.1.2.2. Пример формирования и обоснования мер по обеспечению электроэнергетической безопасности страны 3.2. Моделирование стратегий электросбережения при 3.2.1. Электросбережение и проблемы покрытия графиков 3.2.2. Применение математических моделей для решения задачи 3.2.3. Исследование эффективности некоторых потребителейрегуляторов и мероприятий по электросбережению

4. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ

СЕТЕВОЙ ИНФРАСТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

4.1. Методические вопросы анализа эффективности интеграции 4.1.1. Постановка задачи, методы и математические модели оценки 4.1.2. Количественная оценка эффективности развития ЕЭС России 4.1.2.1 Оценка эффективности развития ЕЭЭС России до 2010 г. 4.1.2.2. Оценка эффективности развития ЕЭЭС России 4.2. Моделирование развития основной электрической сети ЭЭС 4.2.1. Постановка задачи развития основной электрической сети 4.2.2. Линейная оптимизационная модель развития основных 4.2.3. О возможности использования методов потокового программирования в задачах развития электрических сетей ЭЭС 4.2.4. Методический подход к выбору рациональной схемы 4.2.5. Иллюстративный пример использования предлагаемой 4.2.6. Моделирование развития электрической сети с учетом

5. ИНФОРМАЦИОННОЕ И ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

5.1. Аналитический обзор средств математического и программного обеспечения решения задач развития 5.3. Организация пакетов программ СОЮЗ и СЕТИ для решения

ВВЕДЕНИЕ

С начала 90-х годов прошлого столетия коренным образом изменились формы собственности в электроэнергетике России. Вместо единой государственной собственности сформировалась сложная система акционерных обществ: территориальные и оптовые генерирующие компании, Федеральная и региональные распределительные сетевые компании и др.

Собственниками этих обществ являются: государство, население, коммерческие финансово-экономические структуры.

Децентрализация собственности в энергетике сократила прямое участие государства в управлении ее развитием. Вместо директивных планирующих функций государство разрабатывает общие направления энергетической политики страны, стратегии развития энергетики, программы научно-технического прогресса и др., имеющие прогнозный характер, отдельные федеральные программы, финансируемые из бюджета, меры экономического и правового регулирования процессов развития и функционирования систем энергетики.

электроэнергетических систем (ЭЭС) различных заинтересованных сторон:

генерирующих и электросетевых компаний, потребителей электроэнергии, органов государственной власти, общественных организаций, поставщиков топлива, потенциальных инвесторов и др.

Свободное формирование цен во многих отраслях экономики России, либерализация цен на энергоносители привели к появлению рынков топлива, неопределенность перспективных условий развития ЭЭС, повысились требования к энергетической безопасности России и ее регионов.

Рост активности потребителей в новых условиях требует развития исследований взаимосвязей ЭЭС с потребителями энергии, включая методы стимулирования энергосбережения, кооперативного обеспечения и регулирования нагрузки, анализа инфраструктурной роли электроэнергетики в экономике страны.

Все это обуславливает актуальность развития научных исследований проблем управления развитием электроэнергетических систем в современных условиях, переосмысления известных методических подходов, ревизии состава решаемых задач и постановки новых задач, разработки математических моделей и методов принятия решений, соответствующего программно-информационного обеспечения, ориентированных на более полный учет новых условий: множественности интересов заинтересованных сторон, роста неопределенности исходной информации, требований энергетической безопасности, активной роли потребителей электроэнергии, инфраструктурных аспектов развития ЭЭС.

Степень разработанности проблемы. В СССР в период плановой экономики были разработаны основные положения теории и методов электроэнергетических систем, методические разработки по долгосрочному прогнозированию и проектированию развития ЭЭС. Значительный вклад в эти исследования внесли ученые: Л.А. Мелентьев, Ю.Н. Руденко, А.А.

Макаров, Н.И. Воропай, А.П. Меренков, Л.С. Беляев, Санеев Б.Г., А.Н.

Зейлигер, Л.Д. Хабачев, В.А. Ханаев, Д.А. Арзамасцев, В.А. Баринов, П.И.

Бартоломей, В.В. Бушуев, Е.А. Волкова, И.М. Волькенау, В.В. Ершевич, В.Г.

Китушин, Л.Д. Криворуцкий, А.И. Лазебник, Т.В. Лисочкина, П.А. Малкин, А.А. Мызин, А.С. Некрасов, А.С. Макарова, В.Р. Окороков, С.М. Сендеров, В.С. Шарыгин и многие другие.

Эти положения во многом сохраняют свое значение и в современных условиях хозяйствования. Переход к рыночной организации электроэнергетики в России, с формированием множества собственников генерирующих и электросетевых компаний не отменяет необходимость территориальных и временных уровнях с рассмотрением этих систем как цельного объекта. Это необходимо в силу инфраструктурного характера электроэнергетических систем, их большого народнохозяйственного значения.

Практика работы электроэнергетики России в новых условиях относительно невелика и, вероятно, недостаточна для обобщения и создания на ее основе полноценной теории управления развитием ЭЭС в современных условиях. Теоретические основы учета рыночных аспектов развития электроэнергетики, в основном, разработаны зарубежными учеными.

Требуется их развитие, адаптация к российским условиям и применение в практике управления развитием ЭЭС.

Объектом и предметом исследования диссертационной работы являются электроэнергетические системы России, методы управления развитием электроэнергетических систем в современных условиях, математические модели, алгоритмы и методы решения задач обоснования решений по развитию ЭЭС на перспективу порядка 10-20 лет.

прогнозирования перспективного развития электроэнергетических систем в современных условиях реформированной электроэнергетики.

Задачи исследования:

1. Анализ современных социально-экономических условий развития ЭЭС в России и влияния их изменений на методы обоснования развития ЭЭС.

2. Определение требований к методическому аппарату прогнозирования математических моделей, методов и средств.

3. Разработка системы математических моделей, методов и средств решения задач прогнозирования перспективного развития ЭЭС в современных условиях.

4. Разработка программно-информационных средств, реализующих указанные математические модели и средства обоснования решений.

5. Апробация предложенных методических подходов, математических моделей, методов и программно-информационных средств на реальных задачах перспективного развития электроэнергетических систем России.

При решении этих задач в работе впервые получены следующие выносимые на защиту результаты, составляющие предмет научной новизны:

1. Предложена система математических моделей для решения задач перспективного прогнозирования электроэнергетических систем, ориентированная на учет новых факторов: множественности интересов заинтересованных сторон, роста неопределенности исходной информации, требований энергетической безопасности, активной роли потребителей электроэнергии, инфраструктурных аспектов развития электрической сети.

2. Впервые разработаны интегральные оценочные и оптимизационные математические модели долгосрочного прогноза развития ЭЭС для анализа экономической эффективности технического перевооружения генерирующих мощностей, отличающиеся от известных средств комплексным описанием всех генерирующих мощностей в составе ЭЭС, дающие возможность анализа зависимости перспективной возрастной структуры генерирующих мощностей ЭЭС от мероприятий по продлению срока службы генерирующего оборудования, и возможность укрупненной оптимизации сроков службы оборудования.

3. Разработана оригинальная оптимизационная математическая модель развития ЭЭС для выбора рациональной структуры генерирующих мощностей по типам оборудования и определения требований к пропускным способностям межсистемных электрических связей, отличающаяся от известных моделей более детальным описанием энергетических режимов ЭЭС за счет моделирования ряда характерных суточных режимов в едином календарном времени, более полного учета технических ограничений на работу генерирующего оборудования различных типов, оптимизации резервных мощностей и др.

4. Впервые дана постановка задачи выбора рациональной структуры генерирующих мощностей ЭЭС в условиях неопределенности, в виде рациональных диапазонов мощностей по типам оборудования.

Сформулирована оригинальная математическая модель с описанием в рамках единой модели всего комплекса неопределенных условий и непрерывной области возможных первоочередных решений.

5. Впервые предложена методология анализа перспективных направлений развития региональных ЭЭС в условиях множественности интересов заинтересованных сторон, предусматривающая формирование явной, открытой, "демократичной" процедуры выработки согласованных компромиссных решений.

6. Впервые предложен методический подход к решению задач обеспечения энергетической безопасности при исследовании перспективных стратегий развития ЭЭС, сформулированы соответствующие математические модели, ориентированные на оценку технико-экономических последствий реализации угроз безопасности, потенциальных возможностей адаптации ЭЭС к последствиям реализации угроз, и выбор наиболее эффективных превентивных мероприятий для минимизации этих негативных последствий.

7. Разработана оригинальная математическая модель ЭЭС для оценки экономической эффективности потребителей-регуляторов и мероприятий по электросбережению, отличающаяся от известных моделей совместным описанием в рамках единой модели как собственно ЭЭС, так и анализируемых потребителей электроэнергии.

8. Впервые предложен методический подход к оценке эффективности интеграции электроэнергетических систем, предусматривающий комплексный анализ различных эффектов для множества основных заинтересованных сторон (изменения цен на электроэнергию, отчислений в бюджет, экологических показателей и др.).

9. Предложен оригинальный методический подход для решения задач развития системообразующей электрической сети, включающий анализ условий функционирования ЭЭС на основе «структурного анализа»

электрических режимов и использование линейной оптимизационной модели транспортного типа.

10. Впервые разработаны методический подход и математические модели для анализа потенциала существующей и выбора рациональных вариантов развития перспективной системообразующей электрической сети в условиях рынка, с учетом инфраструктурной роли электрической сети, в целях максимизации суммарной прибыли всех участников рынка электроэнергии. «Рыночный» эффект от развития электрической сети определяется путем описания ряда рыночных ситуаций равновесия спроса и предложения в характерные часы конечного года расчетного периода.

11. Разработаны оригинальные программно-информационные средства, реализующие предложенные в диссертационной работе математические модели и методы обоснования решений. Создан программноинформационный комплекс СОЮЗ для решения различных задач выбора перспективной структуры генерирующих мощностей ЭЭС, комплекс системообразующей электрической сети ЭЭС.

12. Предлагаемые в работе методические положения апробированы в практических исследованиях перспективных стратегий развития ЕЭЭС России.

основные положения теории и методов системных исследований в энергетике, методические разработки по долгосрочному прогнозированию и проектированию развития ЭЭС, теория и методы экономикоматематического моделирования и оптимизации.

государственной и ведомственной статистики, материалы отраслевой периодической печати, сайтов энергетических компаний, прогнозные документы органов государственной власти и научно-исследовательских институтов энергетического профиля.

Теоретические положения диссертационной работы являются развитием электроэнергетических систем в направлениях более полного учета актуальных в современных условиях факторов: неопределенности информации, расширения круга заинтересованных сторон, эффективности технического перевооружения и рационализации структуры ЭЭС, энергетической безопасности, энергосбережения, системной эффективности интеграции ЭЭС, инфраструктурной роли электрической сети.

Практическая значимость. Разработанные в работе методические положения, методы и средства позволяют повысить обоснованность и эффективность анализируемых стратегий перспективного развития электроэнергетических систем за счет повышения их экономичности, надежности и безопасности, большего учета интересов потребителей электроэнергии и других заинтересованных сторон.

Они могут использоваться в процессе прогнозных исследований вариантов развития ЭЭС на перспективу 10-20 лет в Энергетической стратегии России и ее регионов, при разработке программ и схем развития Единой электроэнергетической системы России и ее региональных энергосистем.

Конкретные рекомендации работы, которые могут быть использованы в практике прогнозирования перспективного развития электроэнергетики:

• Методический подход для обоснования и принятия согласованных компромиссных прогнозных решений по развитию ЭЭС в условиях множественности интересов при разработке энергетических стратегий, схем и программ развития энергетики страны и регионов;

• Методика выбора рациональных вариантов развития ЭЭС в условиях неопределенности;

• Методика оценки эффективности мероприятий по энергосбережению;

• Методический подход к анализу энергетической безопасности, ориентированный на технико-экономический анализ адаптационного потенциала ЭЭС, последствий реализации угроз и эффективности превентивных мероприятий;

• Методика оценки эффективности интеграции ЭЭС;

• Методический подход для учета инфраструктурной роли электрических сетей в рынках электроэнергии при оптимизации развития сетей.

Внедрение результатов. С использованием разработанной методической базы и программно-информационных средств были проведены исследования, результаты которых вошли в следующие материалы:

«Исследование проблем живучести ЕЭС России в новых хозяйственноэкономических условиях и обоснование мер повышения электроэнергетической безопасности государства» (Москва, 1994 г.), «Анализ эффективности и направления развития ЕЭС России на перспективу до 2030 г.» (Москва, Энергосетьпроект, 1998 г.), «Корректировка Схемы развития ЕЭС и ОЭС России на период до 2010 г. Анализ эффективности развития ЕЭС России до 2015 г.» (Москва, Энергосетьпроект, 2001 г.), «Разработка комплексной программы «Развитие топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока» (Новосибирск, СО РАН, 2000 г.), ««Основные положения стратегии развития электроэнергетики России до 2020 г.» (Москва, ЭНИН, 2001 г.), «Исследование влияния направлений реформирования электроэнергетики России на устойчивость и эффективность функционирования и развития экономической и социальной сфер» (Москва, Минэнерго, гос. контракт 02-05-01б/57/02, 2002-2003 гг.), «Принципы развития Единой национальной электрической сети напряжением 220 кВ и выше» (Москва, Федеральная сетевая компания, г.), «Исследование перспектив развития электроэнергетики России на период до 2030 года» (Москва, ЭНИН, 2006 г.), «Развитие электрических сетей ЕЭС и ее внешних связей. Обеспечение надежности функционирования ЕЭС России» (Москва, ИВТ РАН, 2006 г.), «Целевое видение развития электроэнергетики России на период до 2030 года» (Москва, ИВТ АН, г.), «Разработка предложений по перспективам развития электроэнергетики России на период до 2030 г.» (Москва, ЭНИН, 2008-2009 гг.), «Разработка предложений по оптимизации режимов работы, повышению надежности, управляемости и эффективности ЕЭС России» (Москва, Агентство по прогнозированию балансов в энергетике, 2010 г.), «Разработка предложений по Программе модернизации электроэнергетики России на периоды до и 2030 гг.» (Москва, ЭНИН, 2010-2011 гг.), «Разработка предложений по Программе модернизации ЕНЭС России на период до 2020 года с перспективой до 2030 года» (Москва, ЭНИН, 2011-2012 гг.).

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Работа соответствует паспорту научной специальности 05.14. «Энергетические системы и комплексы» в областях исследований «фундаментальные и прикладные системные исследования проблем развития энергетики регионов и государства», «использование на этапе проектирования методов математического моделирования с целью исследования и оптимизации структуры и параметров энергетических систем», «исследования в области энергосбережения и ресурсосбережения при производстве тепловой и электрической энергии в энергетических системах».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на международных конференциях: Европейской энергетической комиссии ООН (Москва, 1987 г.), сессиях CIGRE (Париж, 2002, 2004, 2006 гг.), симпозиумах IEEE Power Tech (Porto 2001 г., San Francisco, 2005 г., Lausanne 2007 г.), POWERCON (Beijing, 1998 г.), I-ом международном симпозиуме «Новые направления оптимизации в энергетике (Польша, Познань, 1975 г.), International Conference of Optimization and Optimal Control (Ulaanbaatar, 2002 г.), "Energy Industry Development and Ecology" (Ulaanbaatar, 2010 г.), Збiрка наук. праць Ин-ту проблем моделювания в енергетицi iм Г.Е. Пухова (Киев, 2006 г.), “Tools for Mathematical Modeling» (St.Peterburg, 1999 г.), Байкальской международной школы-семинара «Методы оптимизации и их приложения» (Иркутск, 2001, 2005 гг.), “Asian Energy Cooperation: Interstate Infrastructure and Energy Markets» (Irkutsk, 2004 г.), "Asian Energy Cooperation: Mechanisms, Risks, Barriers" (Yakutsk, 2007 г.), "Управление развитием крупномасштабных систем» (Москва, 2008, 2011 гг.), “Liberalization and Modernization of Power Systems” (Irkutsk, 2012 г.), а также на более чем 17 всесоюзных и всероссийских конференциях.

математических моделей и методов решения задач, комплексов программ, практических исследований, представленных в работе, разработано лично автором. Часть методических положений, программных разработок и практических исследований выполнена диссертантом совместно с другими авторами или под их руководством - это отмечено в тексте диссертационной работы.

отражено в 43 работах, в т.ч. 10 монографиях (в соавторстве), 15 статьях в центральных научно-технических журналах, а также в 10 материалах симпозиумов, конференций и семинаров.

Состав и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Общий объем основного текста – 300 страниц, в т.ч. таблиц, 28 рисунков. Список литературы содержит 180 наименований.

Во введении обосновывается актуальность работы, цели и задачи исследования, результаты, выносимые на защиту, практическая значимость работы.

В первой главе дается анализ методических основ обоснования развития ЭЭС в России в современных условиях, включая влияние на них изменений социально-экономических условий, аналитический обзор соответствующих математических моделей, методов и программноинформационных средств.

генерирующих мощностей ЭЭС. Приводятся постановки задач, методы обоснования решений, формулировки предлагаемых математических моделей для:

генерирующего оборудования, - выбора рациональной структуры генерирующих мощностей ЭЭС по типам оборудования, неопределенности, - анализа перспективных направлений развития ЭЭС в условиях множественности интересов.

В третьей главе рассматриваются методические вопросы обоснования решений и моделирования развития ЭЭС в задачах:

- анализа энергетической безопасности, - анализа эффективности потребителей-регуляторов и мероприятий по энергосбережению.

В четвертой главе приведены результаты методических разработок в части обоснования развития системообразующих электрических сетей:

- комплексный анализ эффективности интеграции крупных ЭЭС, инфраструктурного элемента рынков в электроэнергетике.

математического и программно-информационного обеспечения решения задач развития ЭЭС, дается описание программно-информационных комплексов, разработанных при участии и под руководством автора.

В заключение вынесены основные результаты диссертационной работы.

1. МЕТОДЫ ОБОСНОВАНИЯ РАЗВИТИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕКСКИХ СИСТЕМ В СОВРЕМЕННЫХ

УСЛОВИЯХ, АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1. Изменение социально-экономических условий в России и их С начала 90-х годов прошлого столетия коренным образом изменились формы собственности в электроэнергетике. Вместо единой государственной собственности в то время сформировалась сложная система акционерных обществ (АО), включающая РАО "ЕЭС России", ее дочерние региональные акционерные общества, самостоятельные АО-энерго, АО отдельных электростанций. Собственниками (держателями акций) этих обществ являются: государство, местные органы власти, трудовые коллективы, население, коммерческие банки и другие финансово-экономические структуры. Процесс смены структуры и собственности в электроэнергетике электроэнергетики формируются территориальные и оптовые генерирующие компании, образовалась Федеральная сетевая компания, выделились региональные распределительные сетевые компании, объединившиеся в «Российские электрические сети» и др. [1-17].

Децентрализация собственности в энергетике сократила прямое участие государства в управлении ее развитием. Вместо выполнения директивных планирующих функций государство (в лице Минэнерго и энергетической политики страны, стратегии развития энергетики, программы научно-технического прогресса и др., имеющие прогнозный характер, отдельные федеральные программы, финансируемые из бюджета, меры экономического и правового регулирования процессов развития и функционирования систем энергетики.

Изменение форм собственности в энергетике, появление множества собственников со своими интересами, различных источников финансирования существенно изменило структуру решений по развитию систем энергетики, состав и методы решения задач управления развитием систем. Система управления развитием энергетики весьма динамична, отражает переходный характер системы управления экономикой страны в целом. Это не дает возможности формирования полной и ясной системы обоснования и принятия решений по развитию систем энергетики. Речь может идти об анализе изменений социально-экономических условий развития систем энергетики, их влияния на методы принятия решений по развитию энергосистем и определении на этой основе отдельных наиболее актуальных и перспективных направлений в развитии методов обоснования решений, соответствующих математических моделей и методов.

За период реформирования экономики страны серьезные изменения произошли в сфере распределения функций федеральных и местных органов государственной власти. С принятием федеративного договора и новой конституции России существенно возросли государственные права и экономическая самостоятельность субъектов федерации. Местные власти оказывают прямое воздействие на процесс развития и функционирования электроэнергетики, санкционируя программы строительства энергетических объектов, регулируя через региональные тарифные службы хозяйственноэкономическую деятельность региональных энергокомпаний, финансируя строительство электростанций и сетевых объектов из местного бюджета, выплачивая дотации отдельным категориям потребителей и др. В то же время, правовая основа, регулирующая взаимоотношения федеральных и местных органов власти, все еще находится в стадии становления. Многие вопросы юридически не регламентированы. Исследование правовых основ организации системы управления электроэнергетикой - новое и весьма актуальное направление исследований.

С увеличением самостоятельности потребителей энергии растет их влияние на процессы развития и функционирования энергосистем: они являются акционерами энергокомпаний, крупные потребители могут финансировать строительство энергетических объектов на долевых условиях, сооружать собственные источники энергоснабжения, формулировать условия энергоснабжения в ходе договорного процесса с энергосистемой, оказывать влияние на развитие ЭЭС через региональные энергетические комиссии, антимонопольные структуры, общества потребителей и т.д.

В этих условиях повышается актуальность исследования взаимосвязей кооперативного обеспечения и стимулирования регулирования нагрузки, исследование способов привлечения потребителей для финансирования развития энергетики, широкую область исследований проблем энергосбережения в народном хозяйстве. Требуется существенное развитие и разработка новых методов определения спроса на электро- и теплоэнергию, в том числе с учетом платежеспособности потребителей.

образованию ряда общественных организаций, выражающих интересы потребителей энергии. Движение за охрану природной среды, общества потребителей энергии и др. общественные структуры, протестуя против строительства электростанций, формируя общественное мнение по отдельным энергетическим проблемам, оказывают серьезное давление на органы, принимающие решения по развитию энергосистем.

Свободное формирование цен во многих отраслях экономики России, либерализация цен на энергоносители и др. условия фактически привели к появлению рынков топлива, электроэнергии, энергетического оборудования и т.д. Переход на рыночные взаимоотношения энергосистем с поставщиками топлива, предприятиями энергетического машиностроения, энергостройиндустрии ставит новые задачи перед системой управления развитием ЭЭС, требуется разработка методов их решения.

Таким образом, указанные выше изменения социально-экономических условий в России требуют переосмысления применяемых методических подходов при исследовании развития электроэнергетики, ревизии состава решаемых задач, постановки новых задач, с соответствующими разработками математических моделей и методов, программно-информационных средств [17].

управления развитием электроэнергетики, включая методы правового, экономического и административного регулирования процессов развития.

Возрастает информационная роль прогнозов развития энергетики, ориентированных не только на органы управления электроэнергетикой, но и на многочисленных собственников, общественные организации, местные органы власти и др.

Многообразие субъектов, так или иначе участвующих в принятии решений по развитию электроэнергетики, стимулирует использование соответствующих математических методов: теории игр, принятия кооперативных решений и др.

традиционным критерием минимума приведенных затрат, экономических критериев, характерных для рыночной экономики: максимума прибыли, интегрального дисконтированного эффекта и других. Повышается значимость других критериев оценки принимаемых решений: социальноэкономических, экологических, технических и др. Поскольку экономическая оценка этих критериев весьма затруднительна или вообще невозможна, усиливается роль и значение многокритериальных методов анализа решений при развитии электроэнергетики.

Новые условия хозяйствования делают необходимым этап детальной финансово-экономической проработки анализируемых решений практически на всех уровнях принятия решения. На этом, новом для методологии управления развитием систем энергетики этапе требуется определение наиболее рациональной схемы финансирования процесса реализации принимаемых решений (использование кредитов, государственных дотаций, средств бюджетов разных уровней, иностранных займов, выпуск акций и др.

способы привлечения капитала с соответствующей выплатой займов, процентов, дивидендов, налоговых отчислений, расплатой производимой продукцией и др.). Требуется и более детальный анализ той или иной схемы с целью определения целесообразных количественных параметров анализируемой схемы, например, допустимой нормы процентов на кредиты и займы.

иерархического подхода для определения структуры органов управления электроэнергетикой (с согласованием целей разных уровней системы управления), структуры принимаемых решений и соответствующих задач, математических моделей и методов.

Определенный отпечаток на методы обоснования решений по развитию систем энергетики накладывает переходный характер современного этапа развития экономики России. Инвестиционный кризис в системах энергетики, большая неопределенность условий их развития на перспективу еще больше увеличивают актуальность разработки методов исследования финансово-экономической обеспеченности реализации решений по развитию систем энергетики, методов принятия решений в условиях неопределенности.

В целом следует отметить, что, несмотря на резко изменившиеся условия развития, существующая научно-методическая основа управления развитием электроэнергетики, имеющиеся математические модели и методы для обоснования развития системы не утратили своего значения и могут быть использованы в новых условиях. Требуется переоценка областей их применения и, естественно, дополнение новыми методами и моделями, обеспечивающими решение вновь появившихся задач в современных системах управления развитием электроэнергетики.

1.2. Методические основы обоснования развития ЭЭС Как показано выше, на процессы принятия решений по развитию электроэнергетических систем оказывают влияние многие субъекты отношений: производители, потребители, инвесторы, общественные организации, федеральные и региональные органы власти [ 5, 17 и др.].

Основные интересы энергетических компаний и инвесторов связаны с максимизацией прибыли от их деятельности. Потребители электроэнергии заинтересованы в минимизации тарифов на электроэнергию, обеспечении надежности и качества электроснабжения. Органы власти стремятся к максимизации поступлений в соответствующие бюджеты, минимуме экологического влияния энергетических объектов, обеспечении энергетической безопасности страны или региона и др.

Объективно существующее несовпадение интересов этих субъектов может быть неантагонистическим или антагонистическим, при этом решения по развитию ЭЭС достигаются в результате многосторонних компромиссов.

Существуют предпосылки для формирования коалиций между субъектами.

Кроме того, взаимоотношения между субъектами регулируются государством посредством правовых и экономических механизмов. Все это придает взаимоотношениям субъектов в процессе обоснования решения по развитию ЭЭС сложный, кооперативный характер.

Сложившаяся в условиях плановой экономики методология обоснования развития электроэнергетики в России предполагает (в сжатой упрощенной форме) выполнение следующих иерархически организованных этапов [18Оптимизационные исследования территориально-производственной структуры топливно-энергетического комплекса страны с целью определения основных пропорций скоординированного развития отраслей ТЭК (в том числе электроэнергетики) с народнохозяйственных позиций;

• Оптимизация перспективной структуры генерирующих мощностей отрасли «электроэнергетика» и электроэнергетических систем;

• Оптимизация схем развития электрической сети различных классов напряжений;

• Финансово-экономический анализ конкретных инвестиционных проектов по сооружению объектов электроэнергетики.

Последовательность решения задач по обоснованию принимаемых на этих этапах решений по развитию электроэнергетики, в основном, соответствует принципу «сверху-вниз» с детализацией более приоритетных решений верхнего уровня на следующих более низких уровнях иерархии.

Решаемые при этом задачи имеют разную заблаговременность, степень временной, технологической и территориальной дифференциации, что определяет соответствующие специфические требования к их постановкам, математическим моделям и методам решения.

На всех этих этапах при решении задач развития в той или иной степени учитываются и условия функционирования систем или объектов в рассматриваемой перспективе для оценки технической реализуемости обосновываемых решений и для более точного учета показателей экономической эффективности обосновываемых решений.

Этой методологии соответствует, в основном, и сложившаяся в настоящее время законодательно закрепленная система плановых работ (документов): Энергетическая стратегия России (на базе Прогнозов социально-экономического развития), Генеральная схема размещения энергетической системы России, Энергетические стратегии, схемы и программы развития энергетики субъектов Российской Федерации, программы развития генерирующих и электросетевых компаний, инвестиционные проекты энергетических объектов (см. рис. 1.1) [17, 35].

Прогноз социально-экономического развития России Генеральная схема размещения энергетических Энергетическая стратегия региона (15-20) Схема и программа развития электроэнергетики Программы развития, инвестиционные проекты Рис. 1.1. Взаимодействие субъектов отношений в процессе обоснования решений и состав документов по развитию электроэнергетики России Здесь в целом сохраняется подход «сверху-вниз» к обоснованию решений. На каждом этапе этой схемы принимаются соответствующие решения.

Однако, эта схема предусматривает и определенную увязку (согласование) принимаемых решений на разных уровнях иерархии при реализации регламентированной системы скользящего прогнозирования и планирования.

В общем случае такая увязка выглядит следующим образом. Решения верхнего уровня иерархии (например, энергетическая стратегия региона) детализируются в выполняемых за ней схемах и программе развития электроэнергетики региона, с учетом большей детализации в территориальном, технологическом и временном разрезах. Полученные результаты на нижнем уровне через определенное время используются при разработке следующей версии прогноза верхнего уровня. Это принцип используется по всей цепочке прогнозных документов.

Кроме того, в ходе работы обновляются отчетные данные о развитии электроэнергетики, перспективные предложения и заявки от потребителей электроэнергии, генерирующих и электросетевых компаний.

В целом такой процесс обеспечивает итеративную увязку решений разных уровней иерархии, хотя и с лагом во времени, соответствующим периодичности выполнения проектных работ.

Согласованию решений разных уровней способствует и практика общественного обсуждения принимаемых решений. Так, Схема развития ЕЭС обсуждается на региональных совещаниях с участием представителей всех действующих в данном регионе генерирующих и электросетевых компаний. Региональные предложения учитываются в этой Схеме.

Полноценная итеративная увязка решений на нескольких уровнях иерархии при выполнении одной конкретной прогнозной работы возможна, видимо, лишь в ходе выполнения предварительных обосновывающих исследований научными организациями.

В наибольшей степени новые условия хозяйствования проявляются в этой схеме в более полном учете активной роли потребителей электрической энергии, балансировании спроса и предложения на рыночных условиях.

Такой учет на всех этапах этой схемы заключается в формировании спроса на электроэнергию исходя из желания (заявок) потребителей и с учетом эластичности спроса от цен на электроэнергию. Это предполагает электроэнергетики и ее подсистем.

Аналогичным в описываемой схеме должен быть учет интересов и других субъектов отношений в электроэнергетике, заинтересованных в ее развитии (генерирующие и электросетевые компании, население, органы власти, общественные организации, энергомашиностроение, электротехническая промышленность, энергостроительная индустрия, поставщики топлива и др.). Методические основы и конкретные механизмы такого учета разработаны недостаточно, они не регламентированы в указанных выше документах по развитию энергетики.

Спецификой принимаемых решений по развитию электроэнергетики в современных условиях является их рекомендательный, не директивный характер на всех этапах описываемой схемы. Решения направлены на получение информации о наиболее рациональных направлениях развития (рациональные технологии производства и передачи электроэнергии, наиболее эффективные виды энергоресурсов, потребные объемы производства и платежеспособный спрос на электроэнергию и др.) и о перспективных условиях функционирования электроэнергетики (уровни цен на топливо для электростанций и цен на электроэнергию и др.). Требуется дифференциация этой информации в территориальном и временном аспектах.

На верхних уровнях рассматриваемой схемы формируются также решения в сфере институциональной организации функционирования и развития электроэнергетики (в частности, организация рыночной среды, нормативные требования к энергетическому оборудованию), налоговой и финансовой политики государства и др., способствующие реализации рациональных направлений развития электроэнергетики.

Получаемая информация необходима для принятия конкретных решений энергетическими предприятиями о практической реализации своих инвестиционных проектов.

Используемые для решения задач по развитию электроэнергетики в этой схеме математические модели и методы принятия решений, информационное обеспечение для их практического применения в современных условиях требуют своего развития.

В частности, принципиально важна реализация тенденции к максимальному раскрытию для всех заинтересованных субъектов требуемой исходной информации.

В части математического моделирования и методов обоснования и принятии решений представляются требующими развития следующие направления: модели и методы учета неопределенности информации при принятии решений, учета и согласования несовпадающих интересов заинтересованных сторон, рационального стимулирования энергосберегающих мероприятий, рациональных масштабов технического перевооружения в электроэнергетике, потребных уровней и эффективных мероприятий обеспечения энергетической безопасности страны и регионов, учета инфраструктурной роли электрических сетей при их развитии.

Указанные направления, в той или иной степени, реализованы в настоящей диссертационной работе в виде соответствующих методических положений, математических моделей, методов решения и программноинформационных средств. В совокупности они образуют систему моделей для перспективного прогнозирования развития ЭЭС на период 10-20 лет (см.

рис. 1.2 ).

В блоках этой системы (см. рисунок), обведенных жирными линиями, используются математические модели, разработанные в диссертационной работе. На рисунке также показаны другие функциональные блоки системы, внешняя исходная информация, обмен информацией между блоками, результирующая информация. Широкими стрелками указаны методические положения, разработанные в диссертационной работе, используемые в различных блоках системы. Подробное описание предлагаемых автором методических положений, математических моделей и используемых программно-информационных средств приводится в следующих разделах работы.

Приведенная на рисунке система моделей может использоваться в электроэнергетики субъектов РФ.

Энергетической стратегии (страны или регионов), где определяются перспективные уровни электропотребления, основные направления развития структуры генерирующих мощностей (по видам энергоресурсов и типам электростанций) и межсистемного транспорта электроэнергии, условия топливоснабжения электростанций (цены и предельные объемы топлива по его видам) и др. показатели.

Процесс разработки Схем и программ развития с использованием приведенной системы моделей укрупненно описывается следующим образом.

В соответствии с предлагаемой в диссертационной работе методологией учета множественности интересов заинтересованных в развитии электроэнергетики сторон, в ходе разработки прогнозной Схемы развития необходимо учитывать предложения всех заинтересованных сторон.

Методика учета множественности Энергосбережение, Методика учета неопределенности компаний Предложения Эффективность интеграции ЭЭС компаний Предложения потребителей Рис. 1.2. Система математических моделей для разработки Схемы и программы развития ЕЭС (электроэнергетики субъекта РФ) С учетом рекомендаций Энергетической стратегии и указанных предложений, в блоке «Энергосбережение» производится анализ эффективности энергосберегающих мероприятий и потребителейрегуляторов нагрузки, определяются масштабы их использования, и, в результате, уточняются уровни и режимы электропотребления.

Далее, в блоке «Структура генерации» определяется рациональная структура генерирующих мощностей по типам генерирующего оборудования и ее территориальное размещение. Здесь же определяются требования к пропускным способностям межсистемных электрических связей.

В обоих этих блоках используется методика принятия решений в условиях неопределенности исходной информации.

В блоке «Энергетическая безопасность», в соответствии с методикой, предлагаемой в диссертационной работе, анализируется энергетическая безопасность системы, выбираются превентивные корректирующие энергетической безопасности.

нормальных условий и корректирующих мероприятий по обеспечению энергетической безопасности. После такого согласования, с учетом предложений генерирующих компаний, формируются детализированные территориальному размещению.

На основе этих предложений, с учетом предложений электросетевых компаний оценивается эффективность интеграции ЭЭС, т.е. усиления межсистемных электрических связей. В случае низкого эффекта требуется возврат на этап «Структура генерации».

обосновываются на следующих уровнях иерархии («инфраструктурная» и «рациональная» электрическая сеть) с учетом предложений потребителей электроэнергии и полученной оценки эффекта от интеграции энергосистем. В результате формируются предложения по сооружению конкретных электросетевых объектов.

Описанный процесс, в общем случае, носит итерационный характер. В соответствии с методологией учета множественности интересов, предусматривается возврат на предыдущие этапы разработки в этой схеме из-за обоснованных требований заинтересованных сторон, в случае выявления в ходе разработки значительного ущерба их интересам.

Наряду с использованием разработанных в диссертации методических и программно-информационных средств в целях разработки Схем и программ развития ЕЭС и региональной электроэнергетики, возможно и более широкое их использование для других прогнозных исследований. Рассмотрим это более подробно.

Вопросы технического перевооружения генерирующего оборудования в той или иной мере решаются практически на всех уровнях иерархии рассматриваемой системы прогнозирования электроэнергетики. Методика решения этих вопросов для конкретных энергетических объектов известна.

Системный анализ этих проблем, анализ качественных тенденций старения, обновления оборудования, изменения возрастного состава оборудования методически разработан недостаточно. Поэтому, далее в п. 2.1 предлагается соответствующий методический аппарат. Эта методика и соответствующая математическая модель могут быть использованы на этапе предварительных обосновывающих исследований при разработке Энергетической стратегии России и ее регионов. На более низких уровнях иерархии при разработке Генеральной схемы размещения и Схем и программ развития ЕЭС и региональной электроэнергетики предлагаемая методика может быть использована при условии развития предлагаемых моделей в части большей дифференциации рассматриваемых типов генерирующего оборудования.

Предлагаемый в работе методический аппарат учета неопределенности исходной информации в прогнозных исследованиях (см. п. 2.4), по мнению автора, может использоваться на всех уровнях прогнозирования развития электроэнергетики.

Учет фактора множественности интересов необходим на всех уровнях крупномасштабные решения – от Схем и программ развития региональной электроэнергетики и выше. Представляется, что предлагаемый в диссертации методический подход (см. п. 2.5) применим для всех этих работ.

В основе ряда методик, предлагаемых в работе, лежит использование оптимизационной модели СОЮЗ, для выбора рациональной структуры генерирующих мощностей ЭЭС по типам оборудования (см. п. 2.2). Наряду с ее использованием в процессе разработки Схем и программ ЕЭС и электроэнергетики регионов, она может найти применение и при выполнении обосновывающих работ в ходе разработки Генеральной схемы размещения энергетических объектов.

Анализ уровней энергетической безопасности, очевидно, необходим при выполнении прогнозных работ всех уровней, от Схем развития региональной электроэнергетики и выше. Предлагаемые в работе методы и модели (см. п.

3.1), кроме описанного выше, могут найти свое применение при выполнении предварительных обосновывающих исследований на более высоких уровнях иерархии.

Учет интересов потребителей электроэнергии, их потребностей и возможностей управления нагрузкой в современных условиях весьма важен на всех этапах прогнозных исследований. Предлагаемый в работе методический подход и математическая модель (см. п. 3.2) могут быть использованы как при разработке Схем и программ развития ЕЭС и региональной электроэнергетики, так и в ходе исследовательских работ при обосновании стратегий развития на более высоких уровнях иерархии.

Отдельного рассмотрения требуют вопросы прогнозирования на перспективу электропотребления в современных условиях хозяйствования.

Сложившиеся в России методы такого прогнозирования, вероятно, требуют пересмотра, явного учета эластичности спроса на электроэнергию. Эти вопросы в диссертации не рассматриваются.

системообразующей электрической сети является оценка эффективности интеграции ЭЭС, т.е. усиления электрических связей между региональными системами. Фактически это выбор основного принципа организации ЕЭС – самобаланс, либо усиление связности, целостности ЕЭС. Предлагаемый в работе подход (см. п. 4.1) для такой оценки наряду с разработкой Схемы и программы развития ЕЭС, может использоваться в исследовательских целях и в прогнозных работах более общего характера.

Тоже касается и методических положений учета инфраструктурного характера электрической сети.

системные математические модели могут применятся не только в описанном процессе формирования схем и программ развития электроэнергетики на государственном уровне, но и в ходе разработки программ перспективного развития отдельных энергетических компаний.

Подробное описание предлагаемых методических и программноинформационных средств излагается в следующих разделах диссертационной работы, где даются постановки соответствующих задач, формулируются используемые математические модели и методы решения задач, приводятся примеры их апробации.

существующего состояния математического и программного обеспечения задач развития электроэнергетических систем.

1.3. Математическое и программное обеспечение решения задач Известно достаточно большое число математических моделей для решения различных задач развития электроэнергетических систем на разных территориальных и технологических уровнях: модели выбора структуры генерирующих мощностей в составе топливно-энергетического комплекса страны, структуры Единой электроэнергетической системы страны, региональных ЭЭС, очередности вводов агрегатов на отдельных электростанциях; модели развития основной и распределительной электрической сети ЭЭС; модели анализа условий функционирования для перспективных вариантов развития ЭЭС [36-53].

распределительной электрической сети, учитывающие динамику вводов цепей ЛЭП, их дискретность и другие факторы.

Имеются средства анализа балансовой и режимной надежности вариантов развития ЭЭС - модели ЯНТАРЬ, ПОТОК и др. [2,15,51], основанные на использовании метода статистических испытаний. В этих моделях с достаточной степенью детализации описаны все основные факторы, необходимые при анализе надежности сложных многоузловых ЭЭС определением необходимых резервов, возможных ограничений потребителей, мероприятий для обеспечения требуемой надежности ЭЭС.

Наконец, при исследовании развития ЭЭС применяются модели анализа технических условий функционирования систем, в частности, модели расчета установившихся режимов, статической и динамической устойчивости и т.д.

Вместе с тем, следует отметить, что в практике проектирования электроэнергетических систем применяется весьма ограниченное число разработанных математических моделей: в основном простейшие балансовые (оценочные) модели для формирования вариантов развития ЭЭС и некоторые модели анализа технических условий функционирования ЭЭС [45].

Большой опыт использования оптимизационных моделей развития структуры генерирующих мощностей электроэнергетических систем при исследованиях развития Единой ЭЭС России, ее региональных систем в процессе разработки Концепции развития ЕЭЭС, Энергетических Программ развития ЕЭЭС России и ее регионов подтверждает целесообразность их применения и в проектной практике в целях: многовариантного анализа различных стратегий развития ЭЭС в условиях неопределенности исходной информации, выбора ограниченного числа возможных вариантов для их последующей детальной проектной проработки.

Специализированные математические модели оптимизации развития электрических сетей ЭЭС используются еще реже, чем структурные модели, что, видимо, можно объяснить, в частности, их чрезмерной сложностью и громоздкостью. Как это показано ниже, возможна разработка более мобильных версий таких моделей.

Некоторые из математических моделей, необходимых в современных условиях, не разработаны или программно не реализованы. К ним относятся:

модели анализа экологических и социально-экономических последствий реализации вариантов развития ЭЭС, методы и математические модели выбора решений по развитию ЭЭС в многокритериальной постановке.

Требуются и специализированные математические модели анализа отдельных факторов или решения частных, но важных проблем развития ЭЭС. Так для оценки эффективности и масштабов технического перевооружения генерирующих мощностей ЭЭС возможно использование математической модели, излагаемой в п. 2.1 работы.

Центральное место среди перечисленных выше моделей занимают системные модели для выбора или технико-экономической оценки рациональных вариантов развития структуры генерирующих мощностей.

Известно несколько таких моделей:

энергетического комплекса страны, позволяющий дать укрупненную оценку масштабов развития основных типов электростанций (АЭС, ТЭЦ, ГЭС, КЭС) по видам топлива и годовых потоков электроэнергии по межсистемным связям;

более детальные многоузловые модели выбора структуры мощностей ЭЭС по типам генерирующего оборудования Единой и региональных ЭЭС;

модели оценки вариантов развития региональных ЭЭС и эффективности сооружения отдельных электростанций, очередности ввода агрегатов на отдельных электростанциях и др.

Ниже дается краткая характеристика некоторых из этих моделей. Обзор известных пакетов программ, используемых для решения задач развития электроэнергетики, приведен далее в п. 5.1.

Математические модели оптимизации топливно-энергетического В общем случае задача оптимизации топливно-энергетического комплекса определяется следующим образом [18,24-27,29,32,34,37,42]:

требуется определить размеры и способы развития топливных баз;

топливоперерабатывающих предприятий (включая электростанции);

масштабы транспорта топлива и электроэнергии, обеспечивающие конечные потребности потребителей в топливе и энергии при минимуме приведенных затрат на развитие системы в целом.

Модель описывает все стадии добычи, переработки и транспорта энергетических ресурсов и включает в общем случае блоки угольной, нефтяной и газовой промышленности, электроэнергетической системы, ядерной энергетики и систем теплоснабжения. Обеспечение потребности конечных потребителей в топливе, тепле и электроэнергии, учет технологических связей в процессах производства, преобразования и транспорта энергоресурсов описывается системой балансовых соотношений, включающей расходные матрицы коэффициентов удельного расхода энергоресурсов всеми категориями энергетических установок.

Известно несколько моделей такого типа. В силу своей специфики, в этих моделях часто не предусматриваются: оптимальный выбор структуры установок (ТЭЦ, котельных), производящих пар и горячую воду; выбор энергоносителей для технологических и силовых процессов (электроэнергия, газ, уголь и др.); описание топливного цикла атомных электростанций и др.

Блок электроэнергетики в составе модели ТЭК позволяет определить укрупненные масштабы и размещение основных видов электростанций (конденсационные, гидроэлектростанции, атомные электростанции) по регионам, объемы используемого топлива, межсистемного транспорта электроэнергии.

Для учета неравномерности электропотребления в модели описывается годовой график по продолжительности нагрузки, включающий до трех зон (базисная, маневренная и пиковая), характеризующихся различными значениями годового числа часов использования.

Такое описание не учитывает в полной мере особенности режимов работы генерирующего оборудования и линий электропередачи, ограничения на их использование, но представляется достаточным для укрупненной оценки вариантов развития ЭЭС в составе ТЭК в целом.

Математические модели выбора рациональной структуры Электроэнергетика – центральная отрасль топливно-энергетического комплекса России. Она является как производителем наиболее удобного и широко используемого вида энергии – электроэнергии, так и потребителем различных видов топливно-энергетических ресурсов. В значительной степени именно электроэнергетика обуславливает тесные внутренние связи и единство ТЭК. Технологическое единство самой электроэнергетики определяет Единая электроэнергетическая система (ЕЭЭС) России [36-51].

Решение задачи выбора структуры ЭЭС по типам оборудования учитывает результаты предварительного выбора структуры ЭЭС по видам используемых энергоресурсов в рамках ТЭК. Полученные там объемы и стоимость топлива для электростанций, масштабы транспорта электроэнергии, укрупненная структура генерирующих мощностей по видам топлива и типам электростанций в значительной степени предопределяет структуру электростанций, особенно базисных, что сужает допустимую область решений в данной задаче. Однако остается достаточно широкий круг вопросов, которые нельзя решить на моделях ТЭК и которые составляют цель решения рассматриваемой задачи. К ним относятся:

- выбор структуры маневренного, особенно пикового оборудования;

- уточнение структуры базисного и полупикового оборудования, а также размещение его по региональным ЭЭС с учетом межсистемных электрических связей и технических ограничений на режимы использования оборудования;

- определение требований к пропускным способностям межсистемных электрических связей;

- определение необходимых резервов генерирующих мощностей и его территориальное распределение.

Ведущей тенденцией совершенствования математических моделей для решения рассматриваемой задачи являлось стремление к более точному описанию режимов работы генерирующего оборудования с целью учета технических ограничений и, соответственно, к приемлемой точности оценки затрат на функционирование и развитие ЭЭС.

Дальнейшее совершенствование математических моделей развития ЭЭС связано с учетом неопределенности внешних условий. В [ 54 ] рассмотрен формализованный подход к учету неопределенности, основанный на математической модели ЭЭС, включающей одновременное описание множества неопределенных условий развития ЭЭС и критерий выбора решения в условия неопределенности. Модель ориентирована на выбор наиболее гибкого варианта развития ЭЭС, подстраиваемого с минимальными затратами ко всем рассматриваемым условиям. Более детально эти вопросы обсуждаются в ниже, в п. 2.4 работы.

Обобщение методов и моделей планирования развития ЭЭС привело за рубежом к формированию методологии интегрированного планирования ресурсов (ИПР), по существу являющейся аналогом системного подхода к планированию развития ЭЭС, когда на первом этапе электроэнергетика рассматривается в составе территориально-производственной модели ТЭК, а затем полученные рекомендации уточняются с использованием более детальной модели развития ЭЭС. Актуализация проблемы энергосбережения и управления электропотреблением потребовала соответствующего расширения математических моделей развития ЭЭС. Рыночные условия привели к необходимости корректировки критериев обоснования развития ЭЭС.

Более детальный анализ моделей развития структуры генерирующих мощностей приведен далее в п. 2.2 работы.

Математические модели развития электрических сетей практически во всех прогнозных исследованиях – от Энергетической стратегии России до программ развития отдельных электросетевых компаний. С позиций системного подхода требуется совместный анализ развития электрических сетей и генерирующих мощностей в силу технологической целостности ЭЭС. В тоже время, вследствие большей капиталоемкости и больших сроков сооружения генерирующих объектов им, как правило, отдается приоритет при рассмотрении вопросов развития ЭЭС эффективностью развития и размещения генерирующих мощностей). Этим определяется то, что на практике, задачи развития электрической сети могут рассматриваться отдельно от задач развития генерации, естественно, с увязкой решений этих задач.

Принимаемые решения (или прогнозы) по развитию электрической сети, в зависимости от вида прогноза, величины прогнозного периода, территориального охвата, существенно различны. Это определяет и математических моделях, описывающих электрическую сеть.

Так, при формировании Энергетической стратегии страны и регионов требуется решение крупных проблем: выбор приоритетных научноисследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию нового (межрегионального) транспорта электроэнергии.

При разработке Схемы развития ЕЭС требуется выбор степени самобалансирования по электроэнергии региональных ЭЭС, оценка пропускных способностей межсистемных связей. В более детальных работах электроэнергетики субъектов РФ требуется выработка по-объектных предложений по развитию системообразующей электрической сети (конкретных линий электропередачи).

Погодовое планирование сооружения конкретных сетевых объектов осуществляется в программах развития электросетевых компаний федерального и регионального уровней.

При решении задач развития электрических сетей на разных уровнях иерархии задач развития ЭЭС требуется, вообще говоря, учет разного состава влияющих факторов и различные математические модели.

В общем случае для практических задач развития сети с принятием решений по конкретным сетевым объектам, характерны следующие положения, которые требуется отразить в математических моделях:

• динамичность развития - требуется определить развитие элементов сети в динамике (по годам расчетного периода);

• нелинейность параметров - квадратичная зависимость потерь в линиях электропередачи от величины перетока, нелинейная, разрывная зависимость затрат на сооружение цепи ЛЭП от ее пропускной способности;

• дискретность - развитие сети осуществляется путем реализации единичных дискретных мероприятий (ввод отдельных элементов сети);

• многорежимность - эффективность сооружения элементов сети определяется совокупностью всех (многих) режимов их использования в течение расчетного периода;

• большая размерность из-за большого числа элементов сети (сотни и тысячи элементов).

Учет в полной мере всех этих факторов в рамках единой математической модели практически невозможен из-за отсутствия соответствующих методов решения таких задач достаточно большой размерности.

Наибольшие трудности в математическом плане вызывает учет многоэкстремальным задачам математического программирования.

соответствующие программные средства громоздки, медленны и трудны в реальном использовании.

В то же время, в последние годы достигнут существенный прогресс в методах решения т.н. потоковых, сетевых задач. Разработаны эффективные, быстродействующие алгоритмы, учитывающие сетевую специфику задач, традиционными методами линейного и нелинейного программирования.

Эти методы развиваются и в настоящее время охватывают достаточно широкий круг математических постановок задач с учетом многих факторов, достаточно близких к реальным задачам развития и функционирования сетей электрические сети и др.).

На базе методов потокового программирования сформулированы электроэнергетических систем в России такие математические модели не используются.

Как показывает анализ, задачи развития электрической сети крупных электроэнергетических систем на длительную перспективу вполне могут допускающих эффективное решение, что дает возможность создания соответствующего программного обеспечения для оперативного решения задач достаточно большой размерности.

Более подробный анализ известных моделей развития электрической сети, предложения по развитию таких моделей приведены далее, в п. 4. работы.

Математические модели финансово-экономического анализа электроэнергетике России является дополнение традиционной схемы обоснования решений по развитию электроэнергетических систем этапом финансово-экономической оценки предлагаемых мероприятий. На этом этапе определяется рациональная схема финансирования процесса реализации решений, выбираются источники инвестиций, определяется динамика затрат и результатов с учетом выплат займов, процентов, полученной прибыли от выручки реализованной продукции и т.д.

Анализ эффективности инвестиционных проектов [55] выполняется в динамике по годам расчетного периода, охватывающего жизненный цикл оцениваемого объекта, включая этапы проектирования, строительства, эксплуатации, консервации и демонтажа. Для каждого временного этапа определяются объемы выпуска продукции, капитальные и текущие затраты, выплаты по займам, налоги и отчисления и др., формируются годовые балансы денежных средств. При расчете интегральных показателей учитываются коэффициенты дисконтирования и инфляции.

В качестве критериев оценки эффективности проектов используют совокупность экономических показателей: чистую текущую стоимость, рентабельность, внутреннюю норму окупаемости, период возврата капитальных вложений, точку безубыточности и другие.

В зависимости от интересов участников инвестиционного проекта различают следующие показатели его эффективности:

- показатели коммерческой ( финансовой) эффективности, учитывающие финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников ( критерии для оценки перечислены выше);

- показатели бюджетной эффективности, отражающие последствия осуществления проекта для федерального и местных бюджетов;

- показатели экономической (народнохозяйственной) эффективности, оценивающие последствия реализации проекта с общегосударственной, народнохозяйственной точки зрения.

Для оценки бюджетной эффективности определяются погодовые приросты доходов соответствующего бюджета над расходами в соответствии с процессом реализации рассматриваемого проекта. Интегральный показатель рассчитывается как сумма дисконтированных годовых бюджетных эффектов.

В состав расходов бюджета включаются; средства прямого бюджетного финансирования, компенсация за счет бюджетов кредитов банков, гарантии инвестиционных рисков и др. Доходная часть бюджета включает налоговые отчисления, погашения кредитов, выделенных за счет бюджета, поступления во внебюджетные фонды в виде отчислений от заработной платы и т.п.

эффективности с точки зрения народного хозяйства в целом и региональных интересов принимается интегральный народнохозяйственный эффект с учетом социальных и экологических результатов, не поддающихся стоимостной оценке, а также косвенных результатов (изменение доходов сторонних предприятий и населения, рыночной стоимости оборудования, земель и др.).

Состав и структура моделей этого класса еще не определились.

Представляется, что они должны служить для:

• оценки источников инвестиций и выбора рационального варианта (схемы) финансирования реализации решений по развитию ЭЭС, • определения оптимальных количественных значений параметров схем финансирования, например, допустимой нормы процентов на кредиты; такой более детальный анализ может потребовать использования подробных моделей оценки основных хозяйственно-финансовых результатов работы энергосистем для рассматриваемых вариантов развития ЭЭС, моделей определения уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию и др.

Многокритериальный анализ при обосновании развития ЭЭС характеризуются расширением числа участников, оказывающих влияние на процессы принятия решений по развитию электроэнергетических систем - в их состав входят органы управления энергокомпаний, федеральные и местные органы государственной власти, потребители энергии, потенциальные инвесторы, население и др. Многообразие их интересов повышает значение социальных, экологических и других неэкономических критериев оценки принимаемых решений. Адекватный учет и согласование всех интересов требуют разработки и внедрения в практику управления развитием ЭЭС методов многокритериального анализа решений, количественно оценивающих различные последствия их реализации.

Методы многокритериального анализа для обоснования решений по развитию технических систем разработаны, главным образом, зарубежными специалистами. Однако опыт их применения еще мал.

Более детальный анализ возможностей использования методов многокритериальной оптимизации в задачах развития электроэнергетики приведен далее, в п. 2.5 работы. Там же даны соответствующие рекомендации и предложения.

1. Современные социально-экономические условия развития ЭЭС в России качественно отличаются от условий развития в плановой экономике:

изменилась структура собственности в энергетике, образовались новые энергетические рынки (электроэнергии, топлива, энергетического повысилась активность и заинтересованность потребителей электроэнергии, перспективных исследований стратегий развития, выросла неопределенность условий развития и функционирования и др.

2. В СССР в условиях плановой экономики были разработаны основные положения теории и методов системных исследований в проектированию развития ЭЭС. Эти положения во многом сохраняют свое переосмысления применяемых методических подходов при исследовании развития электроэнергетики, ревизии состава решаемых задач, постановки новых задач, с соответствующими разработками математических моделей и методов, программно-информационных средств.

3. Практика работы электроэнергетики России в новых условиях относительно невелика и, вероятно, недостаточна для обобщения и создания на ее основе полноценной теории управления развитием ЭЭС в современных условиях. Теоретические основы учета рыночных аспектов развития электроэнергетики, в основном, разработаны зарубежными исследователями.

Требуется их развитие, адаптация к российским условиям и применение в практике управления развитием ЭЭС.

аппарата обоснования перспективного развития ЭЭС должны включать разработку методических положений, системы математических моделей, методов и программно-информационных средств для:

заинтересованных в развитии ЭЭС;

- учета неопределенности перспективных условий развития и функционирования ЭЭС, требований энергетической безопасности;

- учета активной роли потребителей электроэнергии в управлении нагрузкой и энергосбережении;

- учета инфраструктурной роли электрических сетей в рынках электроэнергии и др.

5. Следуя этими направлениям, в диссертационной работе предложена соответствующая система математических моделей, методов и средств для решения задач прогнозирования перспективного развития ЭЭС в современных условиях реформированной электроэнергетики.

2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ

ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ЭЭС

2.1. Макроэкономическая интегральная модель анализа эффективности технического перевооружения генерирующих 2.1.1. Исходные предпосылки и постановка проблемы технического перевооружения электроэнергетики России в настоящее время значительно выросла.

В период с начала 1990-х годов по настоящее время вводы генерирующих мощностей на электростанциях России были в 3-5 раз ниже изношенного оборудования, увеличились затраты на поддержание его в рабочем состоянии. Фактически проектный ресурс генерирующего оборудования в России за эти годы снизился на 25-35% [56].

Возможны следующие альтернативы использования генерирующего оборудования, отработавшего свой парковый ресурс:

• пассивное продление срока службы оборудования - продолжается техническом состоянии – при этом по мере дальнейшего старения оборудования увеличиваются затраты на его эксплуатацию и текущий и капитальный ремонты;

реконструкции и модернизации – в этом случае, эксплуатационные характеристики оборудования на протяжении определенного срока (10- лет) не ухудшаются, однако для реализации указанных мероприятий требуются определенные единовременные вложения денежных средств;

• демонтаж – генерирующее оборудование снимается с эксплуатации с заменой его новым оборудованием.

В методическом плане анализу этих стратегий использования стареющего генерирующего оборудования посвящены работы ряда научноисследовательских организаций в России: ВТИ, ИНЭИ РАН, ЭНИН, ИВТ РАН и др. Эти работы охватывают два направления исследований: анализ технических проблем дальнейшей эксплуатации оборудования (динамика и параметры износа основного генерирующего оборудования, безопасность и надежность его эксплуатации и др.) и анализ технико-экономической эффективности различных стратегий технического перевооружения или демонтажа изношенного оборудования.

Работы второго направления, наиболее близкие к теме данной диссертационной работы, в основном посвящены анализу эффективности перевооружения различных отдельных типов генерирующего оборудования [см., например, 57]. В наибольшей степени известны работы, выполненные в ИНЭИ РАН [58], где исследованы возможные диапазоны и темпы технического перевооружения отдельных видов электростанций с учетом их технологической готовности и связанных с этим затрат на основе имитационных математических моделей.

Оптимизационные модели, описывающие эти процессы в рамках электроэнергетической системы, включающей совокупность всех видов изношенного оборудования, в сочетании с действующими электростанциями и вводами нового оборудования фактически отсутствуют. Из известных зарубежных моделей такого типа можно отметить работу [ 59 ], в которой, однако, рациональный выбор стратегии перевооружения основан на использовании сценарного подхода, с сопоставлением стратегий вне рамок модели.

Такое положение определяется математической и информационной сложностью задачи. В ней требуется описание дискретных по своей природе мероприятий технического перевооружения и демонтажа, длительного процесса функционирования оборудования (охватывающего весь срок его службы), значительной нелинейности зависимостей эксплуатационных характеристик оборудования от срока его службы. Для ее решения необходим учет индивидуальных особенностей генерирующего оборудования на большом числе различных электростанций при отсутствии или недостаточности систематических технико-экономических статистических данных об использовании изношенного оборудования.

Из сказанного следует, что задача определения оптимальной стратегии технического перевооружения генерирующих мощностей ЭЭС является одной из нерешенных проблем развития ЭЭС.

В силу сложности задачи ниже используется агрегированный подход к ее решению, основанный на использовании динамических интегральных макроэкономических моделей развития электроэнергетических систем на длительную перспективу, основанных на аппарате интегральных моделей, предложенных акад. В.М.Глушковым.

В 1977 году В.М. Глушковым была предложена двухсекторная макроэкономическая модель с овеществленным техническим прогрессом [60]. Спецификой моделей типа В.М. Глушкова является использование "‘неклассических"’ интегральных операторов вольтерровского типа, у которых переменными являются как верхние, так и нижние пределы интегрирования. Такие операторы позволяют описывать возрастную структуру оборудования в динамике его развития, процессы обновления оборудования с учетом сроков его службы.

Первые предложения по применению аппарата интегральных моделей типа В.М. Глушкова для моделирования развития генерирующих мощностей сделаны А.С. Апарциным и А.М. Тришечкиным в середине 80-х годов [61,62]. Наряду с развитием собственно ЭЭС, описывались и процессы наработки, складирования и расходования вторичного ядерного топлива.

сформулированы высокоагрегированная (односекторная) модель прогноза и оптимизационная модель развития генерирующих мощностей ЭЭС на базе скалярных уравнений Вольтерра I рода с переменными верхним и нижним пределами интегрирования. На основе этой модели выполнены расчетные исследования оптимального срока службы генерирующего оборудования Единой электроэнергетической системы России [63,64,66-69].

Дальнейшее развитие это направление получило в работах [70-75] посвященных исследованию стратегий замены устаревающего генерирующего оборудования электроэнергетических систем, в частности, в диссертационной работе И.В. Карауловой, выполненных под руководством А.С. Апарцина при участии автора настоящей диссертационной работы.

Некоторые интегральные модели типа В.М. Глушкова в области энергетики разработаны в известной школе украинских математиков (Ю.П.

Яценко и др.). Так, в [76] предложена оптимизационная математическая модель экономики (страны, региона, фирмы), направленная на максимизацию дохода этого экономического объекта при варьировании капиталовложений с учетом зависимости энергоемкости продукции и затрат на электроэнергию от этих вложений.

Предлагаемая ниже интегральная модель развития генерирующих мощностей ЭЭС предусматривает дифференциацию по типам оборудования (тепловые, атомные и гидроэлектростанции) и ориентирована на оценку величин требуемых вводов генерирующих мощностей на долгосрочную перспективу для заданных стратегий их развития с учетом выбытия устаревшего оборудования при известных сроках службы оборудования электростанций.

В математическом плане задача сводится к нахождению допустимого решения специальной системы равенств-неравенств, основным элементом которой является система интегральных уравнений Вольтерра I рода с переменными пределами интегрирования.

математическая модель для решения задачи оптимального управления сроками службы генерирующих мощностей в ЭЭС, которые, покрывая заданную потребность в электрической мощности, минимизировали бы интегральные приведенные затраты на функционирование и развитие генерирующих мощностей.

Область применения этой модели – качественная оценка основных стратегий технического перевооружения генерирующих мощностей крупных ЭЭС с учетом основных определяющих факторов: технического прогресса, динамики возрастной структуры генерирующих мощностей, структурных изменении генерирующих мощностей, выбытия и замены устаревшего оборудования.

2.1.2. Математическая модель долгосрочного прогноза развития Принятые допущения: рассматривается длительный период времени, превышающий сроки службы генерирующего оборудования (порядка 50 лет и более), ЭЭС предельно агрегирована в территориальном (одноузловая модель( и технологическом аспектах (несколько типов электростанций), заданы извне стратегия развития структуры мощностей по типам электростанций и стратегия выбытия устаревшего оборудования, потребность в генерирующем оборудовании. При этих допущениях определяются требуемые в динамике вводы генерирующих мощностей и объемы выбывающего оборудования.

Дадим математическую формулировку модели.

Требуется определить динамику ввода установленных мощностей ТЭС, оборудования электростанций.

Введем следующие функции:

момент (год) t (МВт/год): x1 ( t ) соответствует ТЭС, x2 ( t ) – АЭС, x3 ( t ) – ГЭС;

интенсивности использования (коэффициенты готовности) в момент t единицы установленной мощности, введенной ранее в момент s (по типам станций);

p ( t ) –заданная на перспективу динамика потребности в располагаемой электрической мощности с учетом резервов мощности (МВт);

c(t ) ( c1 (t ), c2 (t ), c3 (t ) ) – заданный срок службы (лет) самого старого в момент t агрегата в ЭЭС (по типам станций);

(МВт/год) на предыстории t0 c1 ( t0 ), t0, t0 c2 ( t0 ), t0, t0 c3 ( t0 ), t0 ;

( t ) – заданная неотрицательная функция, описывающая изменение доли суммарных мощностей ТЭС в общем составе генерирующего оборудования;

( t ) – заданная неотрицательная функция, описывающая изменение доли суммарных мощностей ГЭС в общем составе генерирующего оборудования.

уравнений:

при выполнении условий где (t) – задаваемая функция (доля АЭС).

Сводный баланс мощности (2.1) обеспечивает покрытие необходимой потребности в электрической мощности p ( t ), а равенства (2.2), (2.3) задают в динамике на перспективу структуру генерирующих мощностей.

оборудования и другие факторы, влияющие на производительность мощностей после введения их в эксплуатацию.

Введение условия (2.5) существенно усложняет задачу, которая в общем случае при произвольных p(t) становится неразрешимой. В численных расчетах на модели допускается (в имитационном режиме) превышение установленной мощности генерирующего оборудования над потребностью в нем в начале расчетного периода (замена равенства (2.1) на неравенство).

Для численного решения задачи (2.1)–(2.6) были использованы отчетные данные для Единой электроэнергетической системы России.

Функции интенсивности использования мощности приняты равными 1 в течение нормативного срока службы (30 лет для ТЭС и АЭС, 50 лет для ГЭС). За пределами нормативного срока службы (вследствие износа оборудования) принято (экспертно), что функции 1,2 ( t s ) (ТЭС, АЭС) линейно изменяются до 0,95 за следующие 20 лет и далее линейно снижаются до нуля к 70 годам, а 3 ( t s ) (ГЭС) линейно изменяется до 0,8 за следующие 30 лет, затем снижается до нуля к 100 годам.

Доля установленной мощности ТЭС в общей структуре генерирующего оборудования (t ) в 2000 году составила 68%, доля ГЭС ( t ) = 21%, доля АЭС – 11%. Средние по ЕЭЭС сроки службы действующего оборудования в 2000 году соответствуют отчетным данным и составляют: c1 (t ) = 40 лет (ТЭС), c2 (t ) = 28 лет (АЭС), для ГЭС принято c3 (t ) = 100 лет. Расчетный прогнозный период составляет 50 лет ( [t0, T ] = [ 2000, 2050] ).

Численное решение задачи (2.1)–(2.6) при принятых предпосылках приведено на рисунке 2.1.

мощностей в предыдущие периоды времени с учетом роста потребности в мощности на перспективу и изменения ее перспективной структуры.

В то же время видно, что прогнозируемые вводы мощностей имеют существенно неравномерный характер, отражающий неравномерные вводы ограничений, обеспечивающих "плавность" вводов, более равномерную загрузку строительно-монтажных организаций.

коэффициента интенсивности использования оборудования, изменении структуры генерирующих мощностей показало, что данная модель в целом соответствует целям исследований.

Ввод мощности, МВт

ТЭС АЭС ГЭС

2.1.3. Оптимизационная модель обновления генерирующего оборудования рассматривается задача, в которой они являются оптимизируемыми параметрами, что позволяет выбрать оптимальную в динамике стратегию обновления стареющего оборудования.

Постановка задачи - требуется выбрать сроки службы генерирующего оборудования ЭЭС, соответствующие минимальным затратам на развитие и функционирование ЭЭС на длительную перспективу при условии покрытия перспективных потребностей в электрической мощности.

Искомые переменные - сроки службы генерирующего оборудования ТЭС ( c1 (t ) ) и АЭС ( c2 (t ) ). Срок службы оборудования на ГЭС не оптимизировался вследствие малой вероятности значительного прогресса в улучшении технико-экономических показателей ГЭС в перспективе.

В качестве целевого функционала используются дисконтированные приведенные затраты на развитие и функционирование ЭЭС:

где первое слагаемое - эксплуатационные затраты, второе – затраты на ввод новых генерирующих мощностей.

В (2.7) введены следующие заданные функции:

момент времени t затрат на эксплуатацию мощностей, введенных в момент s ухудшения технико-экономических параметров оборудования), для трех типов станций;

u2 ( t ) ( u1 ( t ), u2 ( t ), u2 ( t ) ) – удельные ежегодные затраты на эксплуатацию мощности, введенной в момент t ;

a t t0 – коэффициент дисконтирования затрат.

Как видно, собственно процесс физического износа оборудования описывается двумя функциями:

производительности оборудования в зависимости от срока его службы (t-s);

• u1(t-s) – динамикой изменения затрат на эксплуатацию оборудования в зависимости от срока его службы.

Описание процесса морального износа оборудования базируется на двух функциях k(t) и u2(t), отражающих динамику изменения вследствие технического прогресса удельных капитальных и текущих затрат вновь вводимого оборудования. Снижение удельных затрат на ввод и эксплуатацию перспективных видов нового оборудования будет стимулировать обновление стареющего оборудования уже из экономических соображений, исходя из условий минимальных интегральных затрат на развитие и функционирование системы.

Искомые управляющие функции c1 (t ) и c2 (t ) принадлежат допустимому множеству Постоянные границы ci, ci заданы; ограничения ci (t ) 1 являются увеличения возраста самого старого элемента i -го типа не может быть больше скорости естественного процесса старения.

Требуется найти при ограничениях на фазовую переменную x(t) (2.1)–(2.6) описанной выше прогнозной модели.

Спецификой этой задачи является вхождение управляющих функций в нижние пределы интегрирования как в целевой функционал, так и в ограничения. Поэтому, зависимость x (t ) и I ( x(t )) от c1 (t ), c2 (t ) существенно недостаточно, И.В. Карауловой предложен эвристический алгоритм ее (описывающих стратегии выбора в начале расчетного периода и к концу расчетного периода фиксированных в дальнейшем сроков службы).

В работе [68] эта задача решается также специализированным методом программирования для более широкого класса кусочно-линейных функций.

Сравнение всех этих решений показывает, что они отражают близкие стратегии технического перевооружения генерирующего оборудования.

При проведении расчетов на модели приняты следующие предпосылки.

Удельные капитальные и эксплуатационные затраты ГЭС и АЭС приняты постоянными по времени: капвложения: 1600 долл./кВт для АЭС и 2000 долл./кВт для ГЭС, эксплуатационные затраты: 140 долл./кВт для АЭС и 150 долл./кВт на ГЭС. Для ТЭС принятые данные удельных затрат приведены в таблице 2.1. Они отражают предполагаемый рост удельных капитальных затрат и снижение удельных расходов топлива на ТЭС в перспективе вследствие перехода на относительно дорогие экологически чистые КЭС на угле на сверхкритических параметрах пара. Значения затрат даны в неизменных ценах (без учета инфляции).

Удельные эксплуатационные u1 (t j ) и капитальные k1 (t j ) затраты ТЭС, Коэффициенты роста эксплуатационных затрат по мере старения оборудования u1i (t j tl ) u1i ( k ), l j, i = 1, 3, заданы следующим образом:

где b1 = 1, 03 (ТЭС), b2 = 1, 05 (АЭС) и b3 = 1, 01 (ГЭС).

Таким образом, после достижения нормативного срока службы эксплуатацию с темпами 3%, 5% и 1% в год для, соответственно, ТЭС, АЭС и ГЭС.

приведены на рис. 2.2.

Срок службы Рис. 2.2. Оптимальные сроки службы оборудования ТЭС и АЭС Как следует из результатов расчетов, увеличение среднего срока службы оборудования АЭС с фактических 28 лет в 2000 году до 39 лет при одновременном снижении среднего срока службы оборудования ТЭС с фактических 40 до 36 лет позволяет получить экономический эффект по критерию интегральных затрат порядка 2%.

С целью оценки адекватности реакции модели на различные внешние поставленной оптимизационной задачи к изменениям экономических параметров модели.

В табл. 2.2, 2.3 приведены результаты расчетов на модели при варьировании в достаточно широких пределах удельных показателей капитальных и эксплуатационных затрат ТЭС и АЭС (относительно указанных выше базовых значений).

Оптимальные сроки службы ТЭС и АЭС при варьировании удельных

ТЭС АЭС ТЭС АЭС

Оптимальные сроки службы ТЭС и АЭС при варьировании удельных

ТЭС АЭС ТЭС АЭС

Анализ результатов расчетов показывает, что предложенная модель правильно отражает тенденции изменения сроков службы оборудования при варьировании внешних условий. При фиксированных удельных эксплуатационных затратах с ростом в перспективе удельных затрат на ввод нового оборудования срок жизни действующего оборудования закономерно увеличивается. Аналогичная картина происходит при росте текущих затрат на новом оборудовании - это приводит к продлению срока эксплуатации действующего оборудования.

Как следует из этих таблиц, при сохранении в перспективе удельных затрат на существующем уровне, оптимальный срок службы оборудования ТЭС составляет 36 лет, что свидетельствует об эффективности ускоренной замены действующего генерирующего оборудования. Сохранение сложившейся к настоящему времени практики обновления оборудования ТЭС в среднем через 40 лет, экономически оправдано лишь при существенном росте в перспективе удельных капитальных или текущих затрат. Это вывод не противоречит известным по литературе оценкам эффективности замены оборудования, выполненным в ряде работ по перспективному развитию электроэнергетики России.

Следует отметить, что изложенная модель достаточно упрощенно описывает процесс обновления оборудования в электроэнергетике. В частности, не учитывается определенная специфика процессов старения отдельных видов электростанций (например, вывод из эксплуатации АЭС, требующий значительных затрат), нет явного описания денежных потоков в процессах продления срока службы оборудования (модернизация и реконструкция). Поэтому приведенные выше результаты расчетов носят иллюстративный характер. Развитие модели в направлении большей дифференциации рассматриваемых видов генерирующего оборудования и более детального описания процессов его технического перевооружения – цель дальнейших исследований.

2.2. Математическая модель оптимизации структуры генерирующих Выбор рациональной структуры генерирующих мощностей ЭЭС на перспективу порядка 10-20 лет – одна из центральных задач прогнозирования и проектирования их развития.

Задача решается при определенных внешних условиях развития, важнейшими из которых являются: перспективная потребность в электроэнергии, ограничения по возможным объемам использования и ценам топлива для электростанций на перспективу, производственные возможности отечественного энергетического машиностроения и энергостройиндустрии, финансовые возможности импорта энергетического оборудования и др.

Определение этих условий – задачи перспективных исследований развития других отраслей.

Временной расчетный период составляет 10-15-20 лет. В соответствии с ним, результаты решения задачи используются при прогнозировании развития региональных ЭЭС, формировании перспективных программ развития энергетических компаний и для определения требований к энергомашиностроительной базе (перспективной потребности в оборудовании).

организации электроэнергетики в России, с формированием множества собственников различных генерирующих и электросетевых компаний не отменяет необходимость решения системных задач прогнозов развития электроэнергетических систем на разных территориальных и временных уровнях с рассмотрением этих систем как единого объекта, несмотря на отсутствие организационных (хозяйственных) структур, соответствующих этим системам. Это необходимо в силу инфраструктурного характера электроэнергетических систем, их большого народнохозяйственного значения.

Специфика задач развития электроэнергетических систем определяется необходимостью рассмотрения энергосистемы как технологически единого объекта, независимо от организационной структуры и форм собственности входящих в нее энергетических объектов. В силу разнородности генерирующих мощностей, технологической и территориальной сложности структуры энергосистем, существенной неравномерности потребления территориальном аспекте, важно достаточно детальное описание всего множества возможных режимов работы энергосистем в течение расчетного периода.

Обоснование развития сложных территориально протяженных ЭЭС связано с существенными трудностями также и из-за необходимости учета:

требований надежности функционирования системы и бесперебойности неопределенности будущих условий развития ЭЭС, риска возможных экстремальных условий в развитии системы и других важных факторов.

Ведущей тенденцией совершенствования математических моделей для решения рассматриваемой задачи являлось стремление к более точному описанию режимов работы генерирующего оборудования с целью учета технических ограничений и, соответственно, к приемлемой точности оценки затрат на функционирование и развитие ЭЭС. В [ 77 ] был впервые предложен метод «позонной» оптимизации, использование которого позволило разработать в дальнейшем модели развития ЭЭС, в основном удовлетворяющие указанным выше требованиям. Одной из таких моделей является описываемая ниже оптимизационная математическая модель СОЮЗ [6, 41, 78-83], активное участие в разработке которой принял автор данной диссертационной работы.