автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом современных условий их функционирования в составе электроэнергетической системы

На правах рукописи

Чалбышев Александр Владимирович

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ С УЧЕТОМ СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЙ ИХ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ В СОСТАВЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

8 АЛР 2015

Иркутск-2015

005567114

005567114

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Иркутский государственный технический университет» (ИрГТУ)

Научный руководитель Официальные оппоненты:

Ведущая организация

доктор технических наук, профессор Клер Александр Матвеевич Елсуков Владимир Константинович, доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Братский

государственный университет» (БрГУ), кафедра Промышленной теплоэнергетики, доцент

Боруш Олеся Владимировна, кандидат технических наук, ФГБОУ ВПО «Новосибирский государственный технический университет» (НГТУ), кафедра Тепловых электрических станций, доцент

Открытое акционерное общество «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского» (ЭНИН)

Защита состоится « 06 » мая 2015 года в 09 — часов на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 при Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институт систем энергетики им. Л.А.Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук (ИСЭМ СО РАН) по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к. 355.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИСЭМ СО РАН по адресу: г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, к. 407 и на сайге: sei.iik.ru/dissert/counsil.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан «51 » (МАРТА_2015 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 003.017.01, д/. Клер

доктор технических наук, профессор (/¡Су Александр Матвеевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В настоящее время большинство тепловых электрических станций (ТЭС) РФ функционируют в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), где различные энергоисточники конкурируют между собой за право поставки продукции потребителю. Существенную долю ТЭС в РФ составляют теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), осуществляющие комбинированное производство тепловой и электрической энергии. Годовой отпуск тепла от ТЭЦ РФ составляет более 500 млн.Гкал. ТЭЦ характеризуются, как правило, разнотипным составом оборудования и сложностью технологических схем, что делает выбор рациональных режимов их работы сложной задачей.

Следует отметить, что на этих электростанциях один и тот же внешний полезный отпуск энергии может обеспечиваться при различных вариантах загрузки отдельных агрегатов с различной энергетической и экономической эффективностью этих вариантов. За счет выбора оптимального состава работающего оборудования и эффективного распределения нагрузок между агрегатами можно добиться существенного снижения топливных издержек, а значит понизить цены, по которым электростанции выгодно отпускать энергию (в первую очередь, электрическую), увеличив тем самым конкурентоспособность и прибыль в условиях рынка. Эффективное решение поставленных задач возможно с помощью специализированных программных инструментов, в которых реализованы методы математического моделирования и оптимизации режимов работы ТЭЦ.

Решению задач оптимального распределения нагрузок между основным оборудованием ТЭЦ было посвящено достаточно много работ как в России, так и за рубежом. Стоит отметать работы Горнштейна В.М., Андрющенко А.И., Попырина JI.C., Хлебалина Ю.М., Рузанкова В.Н., Ноздренко Г.В., Аракеляна Э.К., Щинникова П.А., Клера A.M., Декановой Н.П., Иванова С.А., Сидулова М.В., Максимова A.C., Степановой Е.Л., Боруш О.В., Батухтина А.Г., Pechtl P., Stojiljkovic M., Navratil Р. и др. Однако, в них использовались, как правило, упрощенные математические модели оборудования и не учитывались особенности работы ТЭЦ в рыночных условиях.

Целью настоящей диссертационной работы является разработка методики оптимизации режимов работы и выбора состава основного работающего оборудования ТЭЦ с учетом подробных характеристик оборудования и современных требований функционирования ТЭЦ на ОРЭМ (в составе электроэнергетической системы). При этом рассматриваются оптимизационные задачи для всех трех этапов работы ТЭЦ на рынке: выбора состава работающего оборудования, выбора оптимальной загрузки ТЭЦ на рынке на сутки вперед (PCB) и оптимизация на балансирующем рынке (БР) при наборе дополнительной электрической нагрузки.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи исследования:

1. анализ используемых ранее подходов к оптимизации режимов работы

ТЭЦ;

2. разработка методики комплексной оптимизации работа ТЭЦ на ОРЭМ, включающая: выбор состава работающего оборудования, оптимизацию режимов работы и формирование ценовых заявок для PCB и определение эффективного режима работы на БР;

3. проведение расчетов в соответствии с разработанной методикой для крупной промышленно-отопительной ТЭЦ.

Научную новизну составляют и выносятся на защиту следующие положения:

1) оригинальная методика комплексной оптимизации работы ТЭЦ на ОРЭМ, включающая: выбор состава работающего оборудования, оптимизацию режимов работы и формирование ценовых заявок для PCB и определите эффективного режима работы на БР;

2) метод решения задачи оптимизации состава работающего основного оборудования ТЭЦ с учетом динамики изменения тепловых нагрузок и затрат на пуски, основанный на сочетании принципов целочисленного и динамического программирования;

3) подход к оптимизационным расчетам режимов работы ТЭЦ на PCB, формированию на основе этих расчетов ценовых заявок и вероятностного критерия эффективности работы ТЭЦ;

4) постановка задачи оптимизации режима работы ТЭЦ на БР, решение которой позволяет определить целесообразное дополнительное увеличение мощности электростанции;

5) проведенные оптимизационные расчеты крупной промышленно-отопительной ТЭЦ, иллюстрирующие применение разработанных в диссертации методических положений.

Практическая значимость состоит в том, что теоретические разработки и их программная реализация позволяют оперативно проводить оптимизацию режимов работы ТЭЦ в современных условиях функционирования на ОРЭМ с учетом конкретного вида ее технологической схемы, конструктивных характеристик, динамики изменения тепловой и электрической нагрузок, а также затрат на пуски.

Личный вклад автора состоял в следующем:

- совместно с научным руководителем разработаны основные научные положения методики комплексной оптимизации работы ТЭЦ на ОРЭМ;

- совместно с к.т.н. Максимовым A.C. разработаны методы оптимизации: состава включенного оборудования с учетом динамики изменения тепловых нагрузок и затрат на пуски; ценовой заявки на PCB; режима работы на БР;

- лично диссертантом: проведен анализ выполненных ранее работ по оптимизации режимов работы ТЭЦ; предложен вероятностный подход к формированию критерия эффективности работы на PCB; разработан метод учета пусковых затрат для котлов и турбин ТЭЦ; выполнены расчеты выбора состава включенного основного оборудования, формирования ценовой заявки для PCB и

определения эффективного режима работы на БР для промышленно-отопительной ТЭЦ.

Апробация работы и публикации. Результаты диссертационных исследований опубликованы в 9 печатных работах (из них четыре работы входят в список изданий, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией при Министерстве образования и науки России (ВАК)) и обсуждались:

- на Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, апрель 2011 г.);

- на Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, апрель 2012 г.);

- на XLIII конференции-конкурсе научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск: ИСЭМ СО РАН, март 2013 г.);

- на Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энерпш в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, апрель 2013 г.);

- на Молодежной сессии Конференции-выставки Russia-Power - 2014 «Поддерживая модернизацию, эффективность и инновации» (Москва, Экспоцентр, март 2014 г.).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем - 158 страниц, в том числе 12 рисунков и 46 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели исследования, определены научная новизна, практическая ценность работы и личный вклад автора, аннотируются основные положения работы.

В первой главе рассматриваются вопросы оптимизации режимов работы ТЭЦ в электроэнергетике с учетом требований, предъявляемых после введения конкурентного ОРЭМ. Подробно описаны современные условия функционирования электроэнергетики России, переход от централизованного управления отраслью (естесственномонопольного ее вида) к ОРЭМ, механизмы торговли электроэнергией на ОРЭМ. Представлены схема централизованного управления Единой энергетической системой (ЕЭС) России и схема управления ЕЭС России в условиях ОРЭМ. При этом отмечено, что тарифы на тепло, отпускаемое ТЭЦ, в обоих случаях устанавливаются Региональной энергетической комиссией.

Отдельно рассмотрены особенности функционирования действующих ТЭЦ на ОРЭМ с описанием периодов торговли и действий участников рынка для осуществления торгов. Рассмотрены существующие подходы и методы оптимизации режимов работы ТЭЦ, в основном направленные на минимизацию расхода топлива и заключающиеся в определении минимально-возможной и максимально-возможной мощностей.

В условиях действующих в настоящее время в РФ правил работы рынка электроэнергии необходимо решать следующие задачи оптимизации режимов работы ТЭЦ: определить состав работающего оборудования" (за двое суток до начала расчетных суток); определить для принятого состава оборудования (за сутки до начала расчетных суток) три ступени мощности и две цены электроэнергии для работы на PCB; определить на БР на протяжении расчетных суток оптимальный прирост мощности по отношению к базовому режиму PCB, который обеспечит максимальную дополнительную прибыль при заданных тепловых нагрузках и заданном составе работающего оборудования.

В ИСЭМ СО РАН разработана оригинальная методика построения математических моделей сложных теплоэнергетических установок (ТЭУ). Эта методика была реализована в виде программно-вычислительного комплекса (ПВК) «Система машинного построения программ» (СМПП). Данный ПВК предназначен для построения математических моделей сложных ТЭУ на основе технологической схемы установки, математических моделей ее элементов и описания технологических связей между ними, а также решения с использованием этих моделей оптимизационных задач.

При распределении нагрузок между агрегатами ТЭЦ в условиях централизованного управления были сформулированы следующие оптимизационные задачи.

Задача I. Минимизация расхода топлива котлами ТЭЦ (или его суммарной стоимости при сжигании различных видов топлива) при заданных электрической нагрузке станции и тепловых нагрузках внешних потребителей.

ininß (x,N!tQ), (1)

при следующих условиях:

Gfx.NM,Qt* 0, (2)

XSXSX, (3)

где В - суммарный расход топлива по ТЭЦ; xSEt - вектор независимых оптимизируемых параметров (расходы пара в конденсаторы турбин и пара из регулируемых отборов турбин, давление перед регулирующими диафрагмами турбин, давление пара в пиковых подогревателях сетевой воды, расходы воды через сетевые подогреватели, расходы охлаждающей воды в конденсаторы турбин и др.); Nt - заданная электрическая мощность ТЭЦ; Q - вектор тепловых нагрузок внешних потребителей, i -ая компонента вектора равняется тепловой нагрузке i -го потребителя; G - I -мерная векторная функция ограничений-неравенств (включает ограничения снизу и сверху на такие зависимые параметры, как расходы острого пара на турбины, расходы пара из регулируемых отборов турбин и др.); х и х - векторы, компоненты которых равняются минимальным и максимальным значениям соответствующих компонентов векторах.

Для определения В и G необходимо провести расчет технологической схемы ТЭЦ, т.е. решить систему нелинейных алгебраических и трансцендентных уравнений (материальных и энергетических балансов; описывающих процесс расширения рабочего тела в отсеках паровых турбин; теплопередачи в теплообменниках и др.) большой размерности.

При оперативном управлении ТЭЦ достаточно часто возникает необходимость в определении минимально и максимально возможных полезных электрических мощностей, тем самым, определяется диапазон изменения мощности при заданных тепловых нагрузках потребителей. Это сводится к решению следующих задач.

Задача II. Минимизация суммарной полезной электрической мощности ТЭЦ при заданных тепловых нагрузках внешних потребителей.

min// , (4)

при условиях (2),(3) и

N_aN *N , (5)

где N, N - предельные (наименьшее и наибольшее) значения электротеской мощности ТЭЦ, определяемые составом включенных электроустановок.

Задача III. Максимизация суммарной полезной электрической мощности ТЭЦ при заданных тепловых нагрузках внешних потребителей.

maxJV, (6)

при условиях (2), (3) и (5).

Обозначим электрические мощности, полученные в результате решения задач II и III, через Nи №"* соответственно.

Помимо «простой» задачи максимизации мощности ТЭЦ значительный интерес представляет задача максимизации мощности при работе по тепловому графику.

Задача максимизации электрической мощности ТЭЦ при работе по тепловому графику часто формируется как задача III с дополнительными ограничениями:

t-\,...,0, (7)

где D* - расход пара в конденсатор t -ой турбины; Д*- - минимально-возможный расход пара в конденсатор t -ой турбины; в - число паровых турбин с конденсаторами на ТЭЦ.

Такая постановка задачи оптимизации не всегда дает правильное решение. Конденсаторы многих турбин оборудованы теплофикационными пучками, в которых может нагреваться подпиточная вода. Кроме того, часто на ТЭЦ через основную поверхность конденсаторов пропускают подпиточную или обратную сетевую воду. При этом оптимальная работа в теплофикационном режиме возможна при расходах пара в конденсаторы больше минимальных. В связи с

этим в ИСЭМ СО РАН был предложен двухэтапный подход для поиска оптимального режима работы по тепловому графику.

Задача IV. На первом этапе (задача IV.I) ищется минимально-возможный суммарный отвод тепла в систему технического водоснабжения ТЭЦ (Q^), при этом дополнительные ограничения на электрическую мощность не накладываются.

mm Q*{x,N,Q), (8)

при условиях (2), (3)и(5).

Обозначим решение задачи IV. I через Q^.

На втором этапе (задача IV.II) решается задача III на максимум электрической мощности при фиксированном минимально-возможном отводе тепла в систему технического водоснабжения.

(9)

Обозначим решение этой задачи (IV.II) через .

Следует отметить, что в некоторых случаях мощности ЛГ" (минимальная при заданном составе оборудования), лг™ (максимальная по тепловому графику) и №™ (максимальная в конденсационном режиме) могут быть обеспечены при различных значениях расхода топлива в . В этом случае рекомендуется дополнительно решать задачу I при фиксированных значениях электрической мощности NmN™ и Nm .соответственно.

Применение решений приведенных задач позволит повысить эффективность функционирования ТЭЦ не только при централизованном управлении, но и в условиях ОРЭМ, в первую очередь на PCB.

Во второй главе приводится методика комплексной оптимизации работы ТЭЦ на ОРЭМ.

Подход к формированию ценовой заявки при планировании режимов работы ТЭЦ на PCB.

Особенностью планирования режимов работы ТЭЦ при участии на PCB является подача ценовой заявки ежедневно за один день до наступления периода выработки электроэнергии. Ценовая заявка состоит из трех ступеней, в каждой из которых указывается величина мощности ТЭЦ, а в двух - минимальная цена, по которой электростанция готова будет выработать заявленное количество электроэнергии. Ступени ценовой заявки имеют свои особенности:

- 1-ая ступень называется «ценопринимающей», что означает готовность выработки заявленного количества электроэнергии в обязательном порядке вне зависимости от цены, сложившейся на рынке. Мощность этой ступени определяется как минимальная электрическая мощность ТЭЦ, при которой гарантируется полное обеспечение потребителей тепловой энергией;

- 2-ая ступень формируется, исходя из условия максимальной электрической мощности ТЭЦ при полном обеспечении нагрузок тепловых

потребителей и минимально-возможном суммарном сбросе тепла в системы отвода тепла от конденсаторов турбин (теплофикационный режим);

- 3-я ступень соответствует максимально возможной электрической мощности ТЭЦ с учетом полного обеспечения нагрузок тепловых потребителей, в том числе при суммарном отводе тепла в окружающую среду от конденсаторов турбин большем, чем минимально-возможный (конденсационный режим).

В данной работе при оптимизации режимов работы ТЭЦ будут рассматриваться ранее указанные Задачи I - IV оптимизации непрерывных параметров режима при заданном составе работающего оборудования.

Для подачи максимально эффективной ценовой заявки на PCB предлагается решать последовательно следующие задачи:

1) минимизация электрической мощности ТЭЦ (Задача II). На основе решения данной задачи получаем мощность первой ступени (Nsll)\

2) максимизация электрической мощности ТЭЦ в теплофикационном режиме (Задачи IV.I и IV.II). В результате последовательного решения двух указанных задач определяется мощность второй (теплофикационной) ступени ценовой заявки (jV5,2);

3) максимизация электрической мощности ТЭЦ (Задача III). В результате получаем мощность третьей (конденсационной) ступени ( jV„,).

После определения мощностей соответствующей ступени решается Задача I (минимизация расхода топлива) при заданных значениях электрической мощности и тепловой нагрузки. В результате определяются минимальные расходы топлива BslU Bsl2 и Buj для трех ступеней мощности. Ценовые заявки для второй и третьей ступеней мощности определяются из выражений:

С':, -* 2,3, (И)

где / - номер ступени ценовой заявки; С", - йена электроэнергии; B!U- расход

топлива ТЭЦ; Ст - цена топлива; N„, - электрическая мощность ТЭЦ; а" -доля расхода топлива на выработку электроэнергии (определяется методом, который используется при определении тарифа на тепло); а"°г - минимальная норма прибыли, при которой ТЭЦ согласна отпускать электроэнергию.

Оценка ожидаемого экономического эффекта от функционирования ТЭЦ на PCB требует учета особенностей работы в условиях рынка. Это неопределенность цены электроэнергии', которая сформируется на PCB через сутки после подачи заявки и обусловленная этим неопределенность электрической мощности ТЭЦ. Мощность ТЭЦ на PCB (N"*) будет зависеть от цены PCB (C,iW). Если CFSV будет не меньше, чем С„3, то ТЭЦ будет нести максимально-возможную электрическую нагрузку (N,e). Если С"" будет меньше, чем сяз, но не меньше, чем С112, то станция будет нести электрическую

нагрузку, равную В противном случае нагрузка ТЭЦ будет минимально-

возможной (Л',,,). . ________

На основе анализа статистических данных, либо на основе прогнозных исследований рынка для соответствующей группы точек поставки, к которым относится рассматриваемая ТЭЦ, может быть определена вероятность реализации различных значений Сш. В результате будут получены вероятности Р„ Р2 ■■■ Р„, соответствующие различным значениям С/®', С®"... сЦ™. При этом должны выполняться условия:

В общем виде можно считать, что цене С®" соответствует мощность ТЭЦ

N¡ay, и расход топлива В,. При заданной цене топлива Ст математическое

ожидание прибыли, связанное с нормальной эксплуатацией ТЭЦ на некотором временном интервале, определяется из выражения:

где Т - продолжительность временного интервала; N^ - электрическая мощность ТЭЦ при цене C,KSF; В, - расход топлива при / -й цене; а"- доля расхода топлива на выработку электрической энергии при i -й цене PCB (зависит от тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ). В настоящей работе эта доля определяется согласно действующей методике распределения топлива между теплом и электроэнергией. Если тариф на тепло фиксирован заранее, то МРгм определится из выражения:

где (¿г - отпуск тепла г -ому потребителю, С"р - топливная составляющая тарифа г -ого потребителя тепла.

Метод определения оптимального состава включенного основного оборудования ТЭЦ с учетом динамики изменения тепловой нагрузки и затрат на пуски. Выбор оптимального состава работающего оборудования для покрытия действующих тепловых и электрических нагрузок является одной из основных задач при оперативном управлении режимами работы ТЭЦ. При ее решении требуется учитывать пусковые издержки, связанные с дополнительными расходами топлива и электроэнергии на пуски котлов и турбин. Пусковые издержки зависят от времени простоя оборудования.

Следует заметить, что в работе используется разработанный в ИСЭМ СО РАН подход к представлению состава работающего оборудования, основанный

на введении в модель вспомогательных параметров . в соответствии с ним все

п

А/Рг"- ^(N^-Cf-B. -Ст-а")-R ■Т>

(13)

МРт" - ■Ct)-R+2Q/c:p -Т, (14)

г-1

связи отключаемого j -ого элемента с другими элементами технологической схемы по экстенсивным параметрам (расходам и мощностям) представляются в виде

если Б"**'1"'' - информационно-выходные параметры для модели} -ого элемента и

если информационно-входные параметры,

с-агутр

где ' - вектор внутренних параметров связи ] -ого агрегата с другими

агрегатами схемы, входящих в подмодель] -ого элемента; - вектор внешних параметров связи, входящих в подмодели других «смежных» элементов. При (1]. -1 имеем = а при (е«1) имеем «5;"", т.е. при

близких к нулю потоках (расходах и мощностях), поступающих от других элементов схемы, внутренние потоки, определяемые из (16), будут достаточно большими, чтобы обеспечить нахождение внутренних параметров отключенного агрегата в допустимых пределах. Отметим, что внешние интенсивные параметры (температуры, энтальпии, давления) принимаются равными внутренним интенсивным параметрам вне зависимости от значения вспомогательного

параметра . Очевидно, что принимать О нельзя, поскольку при этом в

модели отключаемого элемента произойдет деление на нуль. Хотя физический смысл имеют значения вспомогательных параметров равные 1 и £, но математические расчеты можно проводить и при других лежащих между ними значениях. Это позволяет определить конечно-разностным способом производные целевой функции и ограничений по этим параметрам и проводить линеаризацию данных функций.

В выполненных ранее работах ИСЭМ СО РАН выбор оптимального состава включенного оборудования рассматривается без учета пусковых затрат, в предположении длительной работы ТЭЦ при постояпных нагрузках. Далее приводится предлагаемый подход к решению задачи оптимизации состава оборудования с учетом динамики нагрузок и пусковых затрат. Содержательная постановка этой задачи может быть сформулирована следующим образом. Задан расчетный период времени (как правило, несколько суток). Период делится на временные интервалы. Обычно длина таких интервалов 8, 12 или 24 часа. Для каждого временного интервала заданы тепловые нагрузки внешних потребителей ТЭЦ. Принято, что в течение одного интервала не меняются: тепловая нагрузка потребителей, состав работающего оборудования и распределение тепловых и электрических нагрузок между этим оборудованием. Изменение указанных характеристик происходит на границах между интервалами времени. На интервале времени, предшествующем расчетному периоду (нулевой интервал), задан состав работающих агрегатов. Для

(15)

(16)

неработающих агрегатов задается время простоя с момента последнего останова до начала расчетного периода. Требуется найти такие составы работающего оборудования ТЭЦ для каждого временного интервала, которые с учетом ожидаемой прибыли при нормальной эксплуатации за вычетом пусковых затрат обеспечат максимальную суммарную ожидаемую прибыль ТЭЦ на PCB за расчетный период. Необходимым условием применения излагаемого далее метода оптимизации является требование, чтобы любой агрегат, выключенный из работы в начальный момент некоторого интервала расчетного периода мог быть включен в работу в начальный момент любого последующего интервала расчетного периода. Данное условие выполняется для котлов и турбин ТЭЦ.

Следует отметить, что на каждом временном интервале может возникнуть необходимость рассмотрения десятков и даже сотен вариантов состава работающего основного оборудования. Если для всех этих вариантов решать нелинейные задачи оптимизации для выбора трех ступеней мощности на PCB, необходимые для расчета математического ожидания прибыли, то это потребует неприемлемо большого расхода вычислительных ресурсов. Эффективный способ преодоления данных трудностей был предложен в ранее выполненных работах ИСЭМ СО РАН. Он основан на линеаризации целевой функции и ограничений-неравенств исходных нелинейных задач в некоторых точках и решении линеаризованных задач. Из теории математического программирования известно, что если линеаризовать целевую функцию и ограничения-неравенства в задаче выпуклого программирования, то решение линеаризованной задачи, то есть задачи линейного программирования (ЛП), будет всегда не «хуже», чем в задаче нелинейного программирования (НЛП). Если решается задача минимизации, то оптимальное значение целевой функции линейной задачи будет не выше, чем у нелинейной задачи, а если максимизации, то не ниже, чем у нелинейной. Кроме того, если линейная задача не имеет допустимого решения, то его не будет и у нелинейной задачи. Математическое ожидание прибыли, определенное из (13) или (14), в случае определения мощностей или расходов топлива ТЭЦ на основе решения линеаризованных задач будет всегда не меньше, чем определенное на основе решения точных задач НЛП. Это объясняется тем, что в линейных моделях в точках оптимума будут получаться меньшие расходы топлива, чем в нелинейных, меньшие мощности ТЭЦ у 1-ой ступени, приносящей убыток, и большие мощности ТЭЦ у 2-ой и 3-ей ступеней ценовой заявки, обеспечивающих прибыль.

На основе отмеченных особенностей рассматриваемых задач значительную часть вариантов можно отсеять как заведомо неоптимальных, не решая для них ресурсоемкие задачи НЛП. Для использования данного приема линеаризацию необходимо проводить как по непрерывно-изменяющимся параметрам режима, так и по вспомогательным параметрам, задающим состояние агрегатов. Отметим, что использование линеаризованных задач оптимизации вместо нелинейных тем эффективнее, чем ближе находятся решения линейных задач к решениям нелинейных, причем такая близость определяется точкой, в которой проводится линеаризация.

Опыт использования данного подхода показал, что хороший результат получается, когда в качестве точки линеаризации принимается точка, являющаяся решением нелинейной оптимизационной задачи, в которой оптимизируемыми параметрами являются как непрерывные параметры, так и непрерывные вспомогательные, определяющие состав включенных агрегатов.

Далее дается математическое описание задач, решаемых на различных этапах предлагаемого метода оптимизации состава работающего оборудования.

1. Для каждого t -ого временного интервала расчетного периода (/ изменяется от 1 до Т) решаются математические задачи НЛП с непрерывными оптимизируемыми параметрами (цель решения этих задач - найти «подходящие» точки для линеаризации). Эти задачи от рассмотренных ранее Задач I - IV отличаются тем, что в них в состав оптимизируемых параметров добавляется вектор вспомогательных параметров dt и вводятся ограничения на

изменение его компонент е & dt s 1. Учитывается зависимость расхода Q'lp (расход тепла из конденсаторов турбин в окружающую среду) от вектора вспомогательных параметров d¡ .

Обозначим эти задачи теми же номерами, что и соответствующие ранее рассмотренные задачи с указанием перед номерами буквы D. Указанные задачи решаются в той же последовательности, что и Задачи I - IV при формировании ценовой заявки для трех ступеней мощности при их работе на РСВ. Аналогичным образом между задачами осуществляется передача значений электрической мощности и тепла, отводимого от конденсаторов турбин в окружающую среду. Всего решается семь задач НЛП: DII и DI - для первой ступени мощности; DIV.I, DIV.II, DI - для второй ступени мощности; DIII, DI для третьей ступени мощности. Обозначим точки решения данных задач соответственно через I, II,...,VII.

2. Для каждого временного интервала расчетного периода в точках решения семи рассмотренных задач линеаризуются их целевые функции, ограничения-равенства и ограничения-неравенства. Для этого конечно-разностным способом определяются частные производные указанных целевых функций и ограничений:

где J - номер точки, в которой проводилась линеаризация. Через , dJt , N?, BJ,, G/, QfpJ - обозначаем значения соответствующих параметров и функций в точке J.

Формируется семь задач ЛП (в данных задачах вектор d, выводится из состава оптимизируемых параметров). Эти задачи строятся по результатам линеаризации целевой функции и ограничений выше рассмотренных нелинейных задач в семи ранее указанных точках (I - VII). Обозначим эти задачи как LJ, где J- номер точки линеаризации.

Задача LI (минимизация электрической мощности ТЭЦ)

minJV, ,

-----------------

при условиях С + (г, - х;)+ (а, - $)+ (у, - N1 )* о и условиях (3), (5).

Обозначим мощность ТЭЦ в точке решения этой задачи через .

Задача 1Л1 (минимизация В при фиксированной мощности ()

nun

X,

(19)

при условиях (3) и ограничении на линеаризованную в точке II векторную функцию й, при этом —I умножается на {ы? -И',). Обозначим расход

топлива в точке решения этой задачи через В

Задача LUI (минимизация расхода тепла от конденсаторов турбин в окружающую среду)

mm

q:

¡окрШ

8Q'

I окр

Ьх.

ы.

т.

,(20)

при ограничениях на линеаризованную в точке III векторную функцию G и

условиях (3), (5). Обозначим Q"^ в точке решения этой задачи через Q'!'lpUU

Задача LIV (максимизация электрической мощности ТЭЦ при фиксированном отводе тепла в окружающую среду)

(21)

maxN„ x,.N,

при условии Q, +

Э Q** дх.

№)*1г)

' / \ < /

при ограничении на векторную функцию С, линеаризованную в точке IV, а также при условиях (3), (5). Обозначим электрическую мощность ТЭЦ в точке решения этой задачи через ы"1'.

Задача ЦУ (минимизация расхода топлива при фиксированной мощности (N¡J,). Задача аналогична Ы1, только линеаризация производится в точке V, а разность (ы" - И',) заменяется на - ). Обозначим расход топлива в точке решения этой задачи через В,1У.

Задача 1ЛТ (максимизация электрической мощности ТЭЦ в конденсационном режиме). Расход топлива и векторная функция ограничений-неравенств линеаризуется в точке VI. Оптимизируемыми параметрами являются х, и N.. Обозначим электрическую мощность ТЭЦ в точке решения этой задачи через Л'"7.

Задача LVII (минимизация расхода топлива при фиксированной мощности Nj"). Линеаризация функции производится в точке VII. Задача аналогична LII,

только разность заменяется на • Обозначим расход

топлива в точке решения этой задачи через В,т'.

Электрическая мощность Nu и расход топлива Вш будут соответствовать первой ступени мощности, N,uv и B,LV - второй ступени мощности, N,m и В,т' - третьей ступени.

3. Для каждого временного интервала t (/=!,...,7) формируются все возможные сочетания значений компонентов вектора d,. При этом каждая компонента может принимать два значения: 0 или 1 (в отличие от задач НЛП, решаемых на 1-ом этапе метода, в линейных задачах использование нулевых значений вспомогательных параметров допустимо). Для каждого вектора d,, принадлежащего множеству возможных сочетаний, решаются задачи LI - LVII. Если какая-либо из этих задач не имеет допустимого решения, то этот вектор из дальнейшего рассмотрения исключается. В противном случае для вектора d, определяются три мощности и три расхода топлива, соответствующие трем ступеням ценовой заявки. По изложенной выше методике определяется математическое ожидание прибыли ТЭЦ при нормальной эксплуатации. В результате для каждого временного интервала t формируется множество

допустимых вариантов состава работающего оборудования Dt, состоящее из

всех допустимых векторов dt и множество математических ожиданий прибыли при нормальной эксплуатации ЛÍPR, включающее математическое ожидание прибыли mprt для всех d, е Dt.

4. Для поиска оптимальных составов работающего оборудования на интервалах расчетного периода используется подход, основанный на принципах динамического программирования.

При этом известны: вектор, определяющий состав работающего оборудования на нулевом интервале d0; вектор т0; задающий время от начала выключения неработающего оборудования до окончания нулевого интервала (компонента (г0)( этого вектора равна указанному промежутку времени, если i -ый агрегат на нулевом интервале не работает; если i -ый агрегат на нулевом интервале работает, то (то), =0); множества D, (/=1,...,Г) допустимых составов работающего оборудования на t -ом временном интервале; множества математических ожиданий прибыли при нормальной эксплуатации MPR, для

каждого интервала расчетного периода. Каясдому вектору d¡ ( /, =1,...,/,) в

МРИ, соответствует математическое ожидание прибыли при нормальной эксплуатации трг,'' (/,-число допустимых векторов из множества Ц ).

Затраты на пуски оборудования (котлов и турбин) зависят от времени простоя к началу пусковой операции. От этого же времени зависит и продолжительность пуска. В настоящей работе для расчета пусковых затрат и продолжигельностей пуска используется следующий подход.

Возможный диапазон времени простоя (от нуля до времени, при котором состояние оборудования можно считать холодным) делится на зоны. Для каждой зоны задаются пусковые затраты и продолжительность пуска. Эти величины для разных времен простоя, лежащих в пределах одной зоны, принимаются одинаковыми. Из простых балансовых соотношений времени простоя и времени пуска определяется, в какой зоне будет находиться оборудование к началу пусковой операции. Отсюда определяются пусковые затраты.

Зная составы работающих агрегатов на смежных временных интервалах и время простоя пускаемых агрегатов к началу / -ого временного интервала, можно определить суммарные пусковые затраты по переходу от состояния к состоянию ¿¿¡"\. Эта затраты состоят из суммы пусковых затрат всех включаемых агрегатов.

Процесс поиска оптимальной траектории осуществляется следующим образом. Согласно принципам динамического программирования «прямым ходом» строятся условно-оптимальные переходы. Для каждого допустимого состава оборудования на (1+1) интервале рассматриваются переходы в него

из всех допустимых составов оборудования на / -ом временном интервале.

Определяется условно-оптимальное решение (т.е. состав оборудования на I -ом временном интервале, при котором обеспечивается максимальная

суммарная прибыль для варианта ^/+1 )■ Это решение отвечает условию:

Рг/я-тах[Рт?- + трг!х -ф,?,£[1,2,...,/,]. (22)

Обозначим условно-оптимальное решение на / -ом интервале, при котором выполняется условие (22) через <7, .

Определяется

/Г , при которой суммарные затраты:

г'гг = шах г'Т\1те [1,2,...,/,]. (23)

Оптимальным составом оборудования на Г-ом временном интервале будет вариант с номером 1°тр'. Всю оптимальную траекторию можно восстановить «шагом назад» по условно-оптимальным траекториям.

5. Осуществляется проверка условия, проводился ли для всех принадлежащих оптимальной траектории векторов ( / - 1,...,Г) расчет математических ожиданий прибыли при нормальной эксплуатации на основе

решения задач НЛП. Если это условие для всех t выполняется, то задача решена. Производится выход из расчета. В противном случае - переход на этап 6.

6. Ищется минимальное t, для которого математическое ожидание прибыли рассчитывалось на основе решения задач ЛП. Обозначим это t через /*.

Для варианта работающего оборудования, задаваемого вектором , решается семь задач НЛП, которые имеют следующие отличия от задач Dl - DVII:

а) вектор вспомогательных параметров dt. выводится из состава оптимизационных параметров;

¡Oft

б) если I -ая компонента вектора (d,'.'), = 0, то ее значение заменяется на

е, где £ >0 и £ «1; если (dti'), =1, то значение этой компоненты данного вектора не меняется.

Если хотя бы одна задача НЛП не имеет допустимого решения, то вектор

jff

d't, исключается из множества Д., а из множества MPR,. исключается соответствующее данному вектору математическое ожидание прибыли. Если все задачи имеют допустимые решения, то определяется новое значение

¡Oft

математического ожидания прибыли mpr£ , старое значение из множества MPR,. исключается и заменяется новым. Производится возврат на этап 4.

На рис. 1 изображена схема алгоритма определения оптимального состава работающего оборудования ТЭЦ.

Постановка задачи оптимизации дополнительной прибыли ТЭЦ при работе на БР. На БР производится корректировка графика выработки электроэнергии, обусловленного результатом расчетов на PCB.

Особенности задачи оптимизации режима работы ТЭЦ на БР состоят в следующем: ОАО «Администратор торговой системы» дает прогноз цены электроэнергии на БР (Индикатор БР - IBR); известен базовый режим работы ТЭЦ на PCB - с той же тепловой нагрузкой, но меньшей мощностью. В силу этого цену электроэнергии можно считать детерминировано заданной (в отличии от PCB). Наличие известного расхода топлива в базовом режиме позволяет оценить прирост прибыли ТЭЦ от дополнительной выработки электроэнергии, не решая задачу распределения топливных издержек между теплом и электроэнергией. С учетом сказанного критерием оптимизации на БР является максимум дополнительной прибыли от дополнительного прироста мощности (по сравнению с базовым режимом). Задача сводится к выбору оптимальной дополнительной электрической загрузки ТЭЦ с учетом прогнозной цены на БР. Математическая постановка задачи имеет следующий вид:

maxPrßR, (24)

x.N

при условиях:

Рис. 1. Схема алгоритма определения оптимального состава работающего оборудования ТЭЦ.

G(x,Qb,N)* 0, (25)

xEEk, (26) ibr-(n -n.)

—71-\ lacC' (27)

ст-{в-вь)

Nb<N s;N, (28)

^s^sJ, /-1...Д, (29)

ß -ф,<2,Щ, (30)

Prbr=ibr-(N -N„)-(B -Bb)-C\ (31)

где x — вектор независимых оптимизируемых параметров (расходы пара в конденсаторы турбин и пара из регулируемых отборов турбип, давление перед регулирующими диафрагмами турбин и др.); N - электрическая мощность ТЭЦ; В - суммарный расход топлива ТЭЦ; <р - функция, определяющая расход

вя

топлива в зависимости от других параметров задачи; Рг - прибыль электростанции на БР; подстрочным индексом Ь обозначаются соответствующие параметры в базовом режиме.

В третьей главе приведены результаты оптимизационных расчетов промышленно-отопительной ТЭЦ, отпускающей тепловую энергию для промышленных предприятий, отопления и горячего водоснабжения крупного города. Расчеты проводились по критерию максимума прибыли на ОРЭМ с учетом вероятностного характера цен электроэнергии на PCB. Проиллюстрировано использование предлагаемых в диссертации методических подходов дтя выбора состава работающего оборудования, формирования ценовой заявки на PCB, оптимизации режима работы ТЭЦ на БР.

Пример выбора состава включенного основного оборудования ТЭЦ с использованием в качестве критерия математическое ожидание прибыли. Упрощенная технологическая схема ТЭЦ, выбранной в качестве примера использования предлагаемых методических разработок, представлена на рис. 2.

Установленные мощности станции: электрическая - 655 МВт и тепловая -1147 Гкал/ч. ТЭЦ снабжает потребителей паром с давлением 4,0 и 1,3 МПа, горячая вода отпускается по температурному графику 150/70 °С. На электростанции используется открытая система горячего водоснабжения. Основным топливом является бурый уголь. Стоимость топлива (угля) в расчетах принимается равная 1 510 руб/ту.т. Стоимость растопочного топлива (мазута) принята в размере 7 000 руб/т у.т.

Для рассматриваемой ТЭЦ с помощью разработанного в ИСЭМ СО РАН программно-вычислительного комплекса «Система машинного построения программ» созданы подробные математические модели основного энергетического оборудования (котлоагрегатов, турбоагрегатов). На основе этих моделей построена математическая модель ТЭЦ в целом.

Рис. 2. Упрощенная технологическая схема рассматриваемой ТЭЦ. 1-4 - паровые котлы БКЗ-420-140; 5-7-паровые котлы БКЗ-500-140; 8 - паровой котел БКЗ-820-140: 9,10 - паровые турбины ПТ-60-130/13; 11, 12- паровые турбины Т-175/210-130; 13 - паровая турбина Т-185/220-130; ОБ №1, ОБ №3-6 - основные общестанционные подогреватели сетевой воды; ПБ №1, ПБ №3-6 - пиковые общестанционные подогреватели сетевой воды.

Подробные математические модели турбоагрегатов учитывают процесс расширения пара в проточной части турбины и процесс регенеративного подогрева питательной воды. Общее количество параметров в модели ТЭЦ около 3 тысяч. Для созданной математической модели были сформированы рассмотренные ранее оптимизационные задачи. Задачи оптимизации включали около 40 оптимизируемых параметров и более 400 ограничений-неравенств. Существенным для задачи выбора состава включенного оборудования является наличие технологического минимума паропроизводительности котлов, В настоящей работе величина технологического минимума для всех котлоагрегатов принимается 50% от их номинальной паропроизводительности.

При оптимизации состава включенного оборудования ТЭЦ в динамике принято, что расчетный период состоит из трех временных интервалов с продолжительностью каждого равного суткам. Кроме того, рассматривается «нулевой» интервал, предшествующий расчетному периоду. В табл. 1 приведены основные исходные данные по тепловым нагрузкам всех временных интервалов. На «нулевом» временном интервале отключены: котлоагрегаты БКЗ-420-140 (ст.№ 2), БКЗ-500-140 (ст.№ 7) и турбоагрегат ПТ-60-130/13 (ст.№ 1). Для последующих интервалов принято, что работоспособным является все оборудование и может быть запущено или остановлено на любом из интервалов.

Таблица 1

Исходные данные по тепловым нагрузкам и состоянию основного _теплоэнергетического оборудования ТЭЦ_

Параметры Временной интервал

0 1 2 3

Температура наружного воздуха, °С -11,0 -8,3 -3,3 -2,5

Расход пара 4 МПа на производство, т/ч 21 21 17 20

Расход пара 1,3 МПа на производство, т/ч 10 10 10 10

Расход прямой сетевой воды, т/ч 17 181 17 351 17 027 16 704

Расход обратной сетевой воды, т/ч 14218 14 047 13 483 13 164

Температура прямой сетевой воды, °С 87 81 72 69

Температура обратной сетевой воды, °С 47 48 43 46

Расход подпитки теплосети, т/ч 2 963 3 304 3 542 3 540

Для ТЭЦ, имеющей 13 единиц основного оборудования, общее количество различных сочетаний состава оборудования для каждого временного интервала составляет 213 = 8 192. При этом подавляющее большинство из этого числа вариантов недопустимо (например, если включена турбина, но не работает ни один снабжающий ее паром котлоагрегат). Кроме того, существуют составы оборудования, которые являются технологически допустимыми, но не обеспечивают необходимые тепловые нагрузки потребителей. С помощью линеаризованной модели были просчитаны все варианта возможных составов включенного генерирующего оборудования. Определенные при этом недопустимые варианты были исключены из дальнейшего рассмотрения. В результате получили: 373 варианта состава оборудования для 1-го временного интервала, 156 вариантов состава оборудования для 2-го временного интервала, 11 вариантов состава оборудования для 3-го временного интервала.

Для каждого варианта состава оборудования были рассчитаны с помощью линеаризованной модели значения трех ступеней мощности и соответствующие расходы топлива. В табл. 2 приведены вероятности значений цены на PCB, полученные на основе анализа статистической информации.

Таблица 2

Вероятности значений цены на PCB__

Вероятности Цена, руб/МВтч

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

0,006 0,011 0,024 0,049 0,164 0,318 0,274 0,120 0,031 0,003

Затраты на пуск оборудования требуют дополнительных расходов топлива и электроэнергии. В табл. 3 для примера приведены принятые время пуска, расходы топлива и электроэнергии на пуск и пусковые затраты для турбоагрегата ПТ-60/75-130/13 (ст. №1) и котлоагрегата БКЗ-420-140 (ст. №1), найденные с учетом цен на топливо и математического ожидания цены электроэнергии на PCB. С учетом времени простоя принято, что все агрегаты, не работающие на нулевом временном интервале, к его окончанию находятся в холодном состоянии.

Таблица 3

Время простоя, время пуска и затраты на пуски

на примере одного турбо- и котлоагрегата _

Оборудование Время простоя, ч Время пуска, ч Расход угля, т у.т. Расход мазута, ту.т. Расход тепловой энергии, Гкал Затраты на пуск, тыс.руб

ПТ-60/75-130/13 (ст. №1) <8 5 12,8 - 80,5 19,3

8-72 6 16,9 - 106,4 25,5

>72 12 20,3 - 127,8 30,6

БКЗ-420-140 (ст. №1) <8 3 32,1 7 - 102,4

8+60 5 36,3 7 - 108,7

>60 19 44,0 7 - 120,3

Для поиска оптимальной траектории изменения состава работающего оборудования ТЭЦ и его нагрузок на протяжении расчетного периода итерационно решались задачи динамического программирования. Всего потребовалось 13 итераций. Для примера в табл. 4 приведены оптимальные составы оборудования, полученные на 1, 10 и 13-ой итерациях, соответственно. Работающее оборудование в таблицах обозначено черным прямоугольником. Крайний правый столбец в таблицах показывает, каким образом проведен расчет прибыли на соответствующем временном интервале (Л - расчет по линеаризованной модели; Н - точный расчет по нелинейной модели).

Таблица 4

Результаты выбора состава оборудования методом динамического

Временной интервал Турбоагрегаты Котлоаг регаты Матем. ожидание прибыли, тыс.руб Метод расчета

Ll Ul Ll I 5 м [ 2 IL 4 Е и К

Итерация № 1

1 _ • IZ 864 Л

2 пг" I z: 1762 Л

3 _ _ ■ Ж г J; ■■LZ 2475 Л

Итерация № 10

I ш ü в ш ттж шш 842 н

2 К1 р ш т 1516 н

3 Ш в ш 2262 л

Итерация № 13

Как видно, на последней (13-ой) итерации оптимизационные расчеты для всех вариантов оборудования, входящих в оптимальную траекторию, проводились с использованием нелинейных моделей. В оптимальной траектории турбогенератор ПТ-60/75-130/13 (ст. №1) включается в работу в первые сутки расчетного периода, затем останавливается. ПТ-60/75-130/13 (ст. №2), Т-175/210-130 (ст.№ 3, 4) работают как на нулевом интервале, так и на всех трех сутках расчетного периода. Т-185/220-130 (ст.№ 5) работает на нулевом интервале и на первых двух сутках расчетного периода, затем останавливается.

Пример формирования ценовой заявки для PCB. С помощью предлагаемого в настоящей работе подхода к решению задач оптимального распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ при его работе на PCB были проведены оптимизационные расчеты с целью определения 3-х ступеней электрической мощности той же ТЭЦ, что и в выше приведенном примере. Расчеты проводились при тепловой нагрузке теплосети - 797 Гкал/час, нагрузке в паре 1,3 МПа - 28 т/ч и минимальной норме прибыли ТЭЦ (при которой она готова производить электроэнергию) - 20 %.

На основании результатов произведенных расчетов были определены цены электроэнергии, соответствующие второй и третьей ступеням ценовой заявки. Наиболее важные результаты этих расчетов представлены в табл. 5.

Таблица 5

Основные результаты расчетов 3-х ступеней электрической мощности для

подачи ценовой заявки на PCB

Параметр I ступень II ступень III ступень

Электрическая мощность ТЭЦ (МВт), в том числе: 384 495 641

ТГ-1 25 46 52

ТГ-2 24 45 52

ТГ-3 90 130 175

ТГ-4 129 145 175

ТГ-5 116 129 187

Расход топлива, т у.т./ч 204,6 221,3 280,5

Ценовая заявка, руб/МВтч 0 501,0 734,7

Пример максимизации дополнительной прибыли ТЭЦ на Балансирующем рынке. Рассматривается оптимизация режима работы ТЭЦ на БР при следующих характеристиках базового режима, в котором работают все турбоагрегаты и все котлоагрегаты за исключением котлоагрегата ст. № 7: тепловая нагрузка потребителей - 1011 Гкал/ч; полная электрическая мощность станции - 571 МВт; цена топлива - 1580 руб/ту.т.; прогнозное значение ГОЛ -589,96 руб/МВтч. Основные технико-экономические показатели работы ТЭЦ в базовом режиме и оптимальном режиме работы на БР представлены в табл. 6.

Как видно из табл. 6, увеличение электрической мощности ТЭЦ с 571 МВт до 655 МВт обеспечивает (при прогнозной цене электроэнергии 589,96 руб/МВтч) дополнительную прибыль в размере 11 644 руб/ч.

Таблица 6

Основные технико-экономические показатели работы электростанции на БР

Режим работы Прогнозное значение Индикатора БР, руб/МВтч Мощность ТЭЦ, МВт Расход топлива, T у.тЛ Удельный расход топлива на выработку дополнительной электроэнергии, кг/МВтч Дополнительная прибыль, руб/ч Топливная составляющая себестоимости дополнительно-произведенной электроэнергии, руб/МВтч

Базовый - 571 262,5 - - -

Оптимальный 589,96 655 289,1 317,2 11 644 501,1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения диссертационной работы получены следующие основные результаты.

1. Разработана оригинальная методика комплексной оптимизации работы ТЭЦ на ОРЭМ, включающая: выбор состава работающего оборудования; оптимизацию режимов работы и формирование ценовых заявок для PCB; определение эффективного режима работы на БР.

2. Впервые предложен метод решения задачи оптимизации состава работающего основного оборудования ТЭЦ с учетом динамики изменения тепловых нагрузок и затрат на пуски, основанный на сочетании принципов целочисленного и динамического программирования.

3. Предложена методика определения критерия для оценки эффективности работы ТЭЦ на PCB. В качестве такого критерия выбрано математическое ожидание прогнозной прибыли электростанции, определяемое с учетом вероятностного характера цены электроэнергии на PCB.

4. Разработан подход к оптимизационным расчетам режимов работы ТЭЦ на PCB, формированию на основе этих расчетов ценовых заявок и вероятностного критерия эффективности работы ТЭЦ.

5. Решена задача оптимизации режима работы ТЭЦ на БР, которая позволяет определить целесообразное дополнительное увеличение мощности электростанции.

6. Проведены оптимизационные расчеты крупной промышленно-отопительной ТЭЦ (восемь котлоагрегатов и пять турбоагрегатов) по выбору состава включенного основного оборудования, оптимизации режимов работы на PCB и БР, иллюстрирующие применение разработанных в диссертации методических положений.

Результаты, полученные в данной работе, могут использоваться как на практике, так и в дальнейших исследованиях при расчетах режимов работы энергетических систем, в состав которых входят ТЭЦ.

Основные выводы, изложенные в диссертации, содержатся в следующих работах:

— публикации в изданиях, входящих в список изданий ВАК:

1 - Клер, A.M. Оптимизация режимов работы энергоисточников на органическом топливе с учетом конъюнктуры оптового рьпгка электроэнергии и мощности / А.М.Клер, А.С.Максимов, А.В.Чалбьппев // Вестник Воронежского государственного технического университета. Энергетика. - 2013. - №1. -С.73-79.

2 - Клер, A.M. Оптимизация режимов работы ТЭЦ для максимизации прибыли в условиях балансирующего рынка электроэнергии / А.М.Клер, А.С.Максимов, А.В.Чалбьппев и др. // Известия Российской академии наук. Энергетика. - 2014. - № 2. - С.71-80.

3 - Федчишин, В.В. Новый оптовый рынок электроэнергии и мощности: реформирование, структура и целевая модель / В.В.Федчишин, А.Н.Кудряшов, А.В.Чалбьппев //Вестник ИрГТУ. - 2010. - № 5 (45). - С.266-272.

4 - Федчишин, В.В. Долгосрочный рынок мощности: формирование, основные цели и принципы / В.В.Федчишин, А.Н.Кудряшов, А.В.Чалбьппев // Вестник ИрГТУ. - 2010. - № 6 (46). - С.236-242.

- публикации в других изданиях:

5 - Кудряшов, А.Н. Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы Всероссийской научно-практической конф. с междунар. уч. (Техническое перевооружение ТЭЦ с турбинами типа «Р» с целью повышения эффективности работы) / А.Н.Кудряшов, С.Н.Сушко, А.В.Чалбьппев // Иркутск: Изд. ИрГТУ. - 2011. -С.189-194.

6 - Клер, A.M. Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы Всероссийской научно-практической конф. с междунар. уч. (Оптимизация состава включенного оборудования тепловых электрических станций) / А.М.Клер, А.В.Чалбьппев // Иркутск: Изд. ИрГТУ.-2012.-С. 183-187.

7 - Клер, A.M. Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: материалы Всероссийской научно-практической конф. с междунар. уч. (Повышение эффективности работы энергоисточшшов на органическом топливе на оптовом рынке электроэнергии) / А.М.Клер, А.В.Чалбьппев // Иркутск: Изд. ИрГТУ. - 2013. - С.134-138.

8 - Чалбьппев, A.B. Системные исследования в энергетике: труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 43. Отв. ред. A.C. Максимов (Оптимизация режимов работы ТЭЦ при работе на оптовом рынке электроэнергии) / А.В.Чалбьппев // Иркутск. - 2013. - С.213-215.

9 - Клер, A.M. Электроэнергетика глазами молодежи - 2014: сборник докладов международной молодежной конф. (Оптимальное распределение нагрузок между агрегатами ТЭЦ при работе на рынке на сутки вперед) / А.М.Клер, А.С.Максимов, А.В.Чалбьппев и др. // Томск: Томский политехнический университет. - 2014. - Том 2. - С.369-372.

Отпечатано в ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул.Лермонтова, 130 Заказ № 28, тираж 130 экз.