автореферат диссертации по энергетике, 05.14.08, диссертация на тему:Разработка методики расчета суточного режима работы гидроэлектростанций в современных условиях

005007425 На правах рукописи

Солдаткнн Алексей Юрьевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА СУТОЧНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Специальность 05.14.08 Энергоустановки на основе возобновляемых источников энергии

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 ЯНВ 2012

Москва-2011

005007425

Работа выполнена на кафедре нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Национального исследовательского университета МЭИ

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Александровский Алексей Юрьевич

доктор технйческих наук, профессор Муравьев Олег Алексеевич

кандидат технических наук Лелюхин Николай Владимирович

Всероссийский проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт «Гидропроект» имени С. Я. Жука

Защита состоится «27» января 2012 г. в 13 часов 30 минут на заседании диссер тационного совета Д212.125.03 Национального исследовательского универси тета Московского энергетического института по адресу: Москва, ул. Краснока зарменная, д. 17 в аудитории Г 200.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ.

Автореферат разослан «¿/» 12. 2011г.

и

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Бердник Е.Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации заключается в том, что в условиях функционирования Оптового рынка электроэнергии и мощности, в том числе и такого его сегмента, как рынок на сутки вперед, в качестве основного критерия определения суточного режима работы ГЭС предлагается принять критерий максимального дохода от продажи электроэнергии. Применение новых критериев и базирующихся на них изменениях режима позволяет повысить эффективность работы конкретной ГЭС и гидроэнергетики в целом.

Целью исследования является разработка алгоритма оптимизации суточного режима работы ГЭС, основывающегося на критерии максимального дохода от продажи электроэнергии на ГЭС и учитывающего в расчетах современное состояние оборудования и энергетических показателей водохранилища.

В рамках сформулированной проблемы в диссертационной работе решены следующие задачи:

1. Обосновано использование критерия максимального дохода от продажи электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии для нахождения суточного режима работы ГЭС;

2. Разработан алгоритм расчета суточного режима работы ГЭС, основывающийся на критерии максимального дохода от продажи электроэнергии;

3. Проверена достоверность метода определения суточного режима работы ГЭС по критерию максимального дохода от продажи электроэнергии;

4. Произведено сравнение фактического режима и режимов, основывающихся на критериях максимального вытеснения тепловых мощностей, максимальной экономии топлива в энергосистеме и максимального дохода от продажи электроэнергии.

Научная новизна: в работе сформулирован критерий расчета режима работы - получение максимального дохода от продажи электроэнергии на ГЭС.

1. Разработан метод оптимизации суточного режима работы ГЭС, основывающийся на методах покоординатного спуска и динамического программирования.

2. Выявлены основные факторы, влияющие на изменения дохода.

Положения, выносимые на защиту:

1. Эксплуатация ГЭС в современных условиях отличается от проектного варианта. Эти отличия связаны с появлением оптового рынка электроэнергии и мощности, а так же с износом оборудования ГЭС, изменением эксплуатационных характеристик агрегатов, и изменениями гидравлических характеристик нижнего и верхнего бьефов.

2. В современных условиях в качестве основного критерия формирования суточного режима необходимо критерий максимального дохода от продажи электроэнергии на ГЭС.

3. Для разработки алгоритма расчета режима работы ГЭС по критерию максимального дохода от реализации электроэнергии необходимо разработать математический метод, учитывающий неунимодальность целевой функции.

4. Доход от продажи электроэнергии зависит от режима работы и характеристик ГЭС, таких как гидравлические характеристики нижнего бьефа и энергетические характеристики гидроагрегатов.

Достоверность полученных результатов подтверждена приведенными расчетами, доказательством применимости разработанного метода и последующим сравнением полученных результатов с результатами, полученными , ,при использовании методов, достоверность которых подтверждена многочисленными исследованиями.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и ее отдельные разделы докладывались на международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте; на заседании кафедры

4

Нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Московского энергетического института; на заседании Кафедры гидроэнергетики и использования водных ресурсов Московского государственного строительного университета.

Диссертационная работа выполнена на кафедре нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Московского энергетического института (технического университета) и нашла отражение в опубликованных автором статьях и докладах, по теме диссертации опубликовано 4 печатные работы.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, общих выводов, списка литературы и приложения. Она содержит 128 страниц машинописного текста и список используемой литературы из 91 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность исследований, сформулированы цель и задачи исследований, дана общая характеристика работы, показана научная новизна и практическая значимость работы.

Первая глава посвящена рассмотрению проблем, связанных с краткосрочным и долгосрочным регулированием стока воды в створе ГЭС. Приводятся материалы об основных принципах регулирования стока воды и планирования режимов работы ГЭС.

Для современного состояния энергетики РФ, основываясь на «Методических указания по составлению правил использования водных ресурсов водохранилищ гидроузлов электростанций», «Федеральном законе от 26 марта 2003 г. N 35-Ф3 «Об электроэнергетике» (с изменениями и дополнениями)» и «СНиП 2.04.02-84.» Водоснабжение. Наружные сети и сооружения приведена методика формирования долгосрочных режимов ГЭС на основе диспетчерских правил.

Диспетчерские правила регламентируют порядок определения отдачи гидроузла или каскада гидроузлов в зависимости от некоторого параметра или набора параметров управления в каждый момент времени.

Так же в рамках задачи краткосрочного регулирования работы ГЭС рассматривалась задача расчета неустановившегося движения воды в нижнем бьефе. Учет данной проблемы в расчетах позволяет более точно определять суточный режим работы ГЭС. Однако для этого необходимо иметь почасовые данные о реальном значении уровня воды в нижнем бьефе расчетной ГЭС. Определение уровня воды в нижнем бьефе в этом случае будет определяться на основании уравнений Сен-Венана

Описываются методы расчета режимов работы ГЭС по различным критериям. Материалы приводятся на основе работ Крицкого С.Н., Менкеля М.Ф., Елаховского С.Б., Горнштейна В.М., Великанова А.Л., Цветкова Е.В., Филипповой Т.А и др.

Приводятся методики расчетов режима работы ГЭС по критериям максимального вытеснения электростанций на органическом топливе из графика нагрузок, минимизации затрат на топливо в энергосистеме, максимальной выработки электроэнергии на ГЭС.

Нахождение режима работы ГЭС по критерию максимальной выработки производилось с помощью метода проекции градиента. Целевая функция для решения поставленной задачи выглядела следующим образом:

п

/О) = ^ ^гзаСО^; тах

;=1 (1.1)

где:

х={х, ¡=1, п} - вектор независимых переменных, которыми при принятом методе решения являются расходы воды из водохранилища СЬ» АЦ - длительность расчетного интервала.

В работе описывается методика определения оптимального режима работы ГЭС по критерию минимальных затрат топлива в энергосистеме с помощью метода относительных приростов. В математическом виде задача сформулирована следующим образом: £к т

г х-*

Вс= I

(1.2)

при условии выполнения баланса активных мощностей в энергосистеме и заданном среднесуточном расходе воды через створ ГЭС:

РсЮ ~ ^гэс(0 -^^тзс.ДО - О

/=1

"Л

$гэс-Т~1 <?гэс(г)<й = о

(1.3)

(1.4)

так же необходимо выполнение всех наложенных ограничений: по уровням воды в водохранилище:

2вб.штл ^вбл <гвб .тах.и (1.5)

По расходам воды в нижний бьеф ГЭС:

Онб .ттл <Оибд <0„б .шах-Ь (1.6)

по мощности ГЭС в каждом временном интервале: Нэс (1-7)

Расчет режима работы ГЭС по критерию максимального вытеснения тепловых электростанций на органическом топливе из графика нагрузки энергосистемы производился с помощью решения балансового уравнения энергосистемы.

Математически данный критерий можно представить следующим образом:

^аб/ГЭС™1* =РстЖ -^раб.ТЭЦ- ^аб.АЭС-^аб.гэс'~^раб.р.ГЭС->т'П (1-8)

7

КР26.тэсшах - рабочая мощность КЭС в час прохождения максимальной нагрузки в энергосистеме; Рсшах - значение максимальной нагрузки в энергосистеме; ЭДраб.лэс* - рабочая мощность АЭС в час прохождения максимальной нагрузки в энергосистеме; Кра6.р.пэс' - рабочая мощность расчетной ГЭС в час прохождения максимальной нагрузки в энергосистеме; Краб.гэс - рабочая мощность прочих ГЭС в час прохождения максимальной нагрузки в энергосистеме.

По результатам исследований сделан вывод о том, что ни один из рассмотренных критериев не учитывает тарифа на реализуемую электроэнергию, а для расчета по предложенному критерию необходимо разрабатывать новый метод решения задачи и новый метод ее оптимизации.

Во второй главе приведено описание существующих проблем оптимизации режима работы в современных условиях.

Основными отличиями современных условий эксплуатации от проектных являются: изменение эксплуатационных характеристик гидроагрегатов ГЭС, изменение состояния нижнего бьефа (следовательно, изменились кривые связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе). А также появился новый фактор, который потенциально может влиять на режим работы ГЭС - изменяющийся тариф на продажу электроэнергии.

Изменение эксплуатационных характеристик ГА привело к ухудшению КПД. Причем на взятой в качестве примера Боткинской ГЭС, изменения на всех ГА не являются одинаковыми, таким образом, возникли проблемы внутри-станционной оптимизации. Следует так же отметить, что при работе ГЭС с мощностью близкой к установленной падение КПД достигло 4 % относительно первого периода эксплуатации.

Вследствие многолетних и сезонных переформирований дна и берегов под действием водного потока реки произошли изменения в нижнем бьефе. На Боткинской ГЭС данные изменения привели к снижению уровня дна, а, следовательно, и уровня воды.

При переходе на рыночный вариант продажи электроэнергии учитывалось то, что тариф на каждый час определяется рыночным равновесием (рис. 2.1). Под рыночным равновесием в данном случае понимается такое состояние рынка, которое характеризуется равенством спроса и предложения электроэнергии.

Рисунок 2.1. Условия рыночного равновесия.

Основываясь на суточном спросе в электроэнергии и условии рыночного равновесия, был сделан вывод, что распределение тарифа внутри суток будет повторять форму суточного графика нагрузок энергосистемы (рис.2,2.).

Рисунок 2.2. Суточный график максимальных нагрузок ОЭС и тариф на продажу электроэнергии на шинах ГЭС

Поставленная задача не является унимодальной, так как влияющая функция зависимости тарифа от времени изначально может принимать любую зависимость.

Для решения поставленной задачи рассматривались методы математической оптимизации: покоординатного спуска, динамического программирования, проекции градиента . Для каждого из них подробно рассмотрена постановка задачи и способ ее решения.

Метод покоординатного спуска, называемый также методом Гаусса-Зейделя является разновидностью метода итерации. Его особенностью является то, что найденное приближенное значение одной переменной сразу же используется для отыскания следующей переменной.

Метод динамического программирования применяется для наиболее сложных многоитерационных процессов. Суть метода заключается в замене нахождения экстремума функции многих переменных многократным отысканием экстремума функции одного или малого количества переменных.

По результатам исследования математических методов был сделан вывод о том, что для поставленной задачи оптимизации режима по критерию максимального дохода необходимо модифицировать один из методов. Это обосновано тем, что при использовании описанных методов для получения достоверных результатов требуется большое количество итераций и соответственно, вычисления занимают очень долгое время.

В главе 3 описывается разработанный метод оптимизации суточного режима работы ГЭС по критерию получения максимального дохода от продажи электроэнергии на ГЭС.

За основу был взят метод покоординатного спуска, и модифицирован соответственно принципам динамического программирования. Представим целевую функцию в зависимости от расхода воды через турбины ГЭС:

Д(« = £<?г - 2т Ш - &к) - 9.81 ■ Лгэ«(Нгз.с) ■ А ■ с* тах

(3.1)

На целевую функцию наложены следующие ограничения:

- ограничения по минимальной и максимальной мощности ГЭС

(3.2)

(3.3)

(3.4)

(3.5)

В соответствии с принципами динамического программирования задачу была разложена на набор задач следующего вида:

т.е. для каждого из неравных значений 1 и ] в пределах от 1 до 24 должно будет выполняться выражение:

При этом полученные расходы Q сразу же принимают участие в последующем расчете.

Алгоритм расчета был реализован в программе для разработки прикладных приложений Visual Basic for Applications, входящей в состав MS Office Excel. Общий алгоритм работы программы представлен на рисунке 3.1.

При составлении расчетной программы были приняты следующие допущения:

1. Не учитываются потери в сетях и оплата передачи электроэнергии. Данное допущение принимается, так как тариф и мощность на шинах станции будут отличаться от тарифа и мощности у потребителя на одни и те же коэффициенты.

Д+Д-чпах, i=1..23, j=i+1..24

(3.6)

(3.7)

2. Не учитывалось явление неустановившегося движения воДЫ 3 нижнем бьефе. Данное допущение необходимо из-за недостатка данных для нахождения необходимых коэффициентов, возникающих при решении уравнения Сен-Венана. В целом, в течение суток, благодаря как отрицательному, так и положительному влиянию

данного явления, выра- Рисунок 3.1. Укрупненный алгоритм

поиска оптимального режима работы ботка электроэнергии рдС, отвечающего критерия получе-

будет соответствовать ния максимального дохода от продажи

электроэнергии на ГЭС.

действительности.

3. При расчете режима работы ГЭС принято, что нагрузка распределяется между агрегатами ГЭС равномерно.

4. Для удобства ввода и вывода расчетной информации расчет ведется в табличном режиме. Исходные данные, вводимые пользователем, находятся в ячейках, закрашенных светлым, а основные результаты - в ячейках, закрашенных темным. В остальных ячейках находятся промежуточные данные, характеризующие процесс.

На основе разработанной программы, была проверена сходимость применяемого метода. Проверка показала, что, несмотря на различные исходные рас-

Л

<Ц,-5Д (е/аг переёор»¡I

а-а,^

н.=г(о)

к^аи) 1ц=пан>

Д«Ч<Шпо Д*№>(л»

(3.7))

пределения расходов воды внутри суток, результаты оптимизации не отличаются друг от друга. Из этого был сделан вывод о полной применимости принятого алгоритма.

Далее проводится исследование адекватности рассчитанных результатов принятого алгоритма и зависимость получаемых результатов от формы исходных данных.

В качестве примера использовались технические данные и режим Боткинской ГЭС.

Сравнение режимов работы ГЭС при расчете по различным критериям: максимального вытеснения электростанций на органическом топливе из суточного графика нагрузки энергосистемы, минимальных затрат топлива в энергосистеме и критерий максимума дохода от реализации электроэнергии на ОРЭМ. Полученные режимы были сравнены с фактическим режимом от 14 апреля

2010 года. Результаты сравнения представлены на рисунке 3.2 и таблице 3.1

12 3 4 5 6 7 3 9 1011 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2.3 24

часы

— — Фактический режим 14.04.2010

....... Критерий максимального вытеснения тепловых мощностей

— • - Критерий максимума экономии топлива —Критерии шксимумадохода_______________

Рисунок 3.2. Режимы работы Боткинской ГЭС, рассчитанные по рассмотренным критериям.

Таблица 3.1. Показатели режимов работы Боткинской ГЭС, рассчитанных

Критерий Э, МВт.ч ^эсгаах, МВт Втэс, т.у.т. Д, тыс.руб

Максимум дохода 6575 19731 119848 857

Максимальное выяснение тепловых мощностей 6537 19423 119886 784

Максимум экономии топлива 6735 19650 119764 787

Фактический режим 14.04.2010 6638 19703 119841 818

Как видно из представленных результатов каждый из режимов отвечает выбранному критерию. Доход от продажи электроэнергии при работе по режиму, рассчитанному по критерию максимального дохода превышает доход при других режимах работы ГЭС на 4,7-9%.

Далее приводится ис-

следование влияния входящей информации на режим работы ГЭС по критерию максимального дохода.

В качестве основных исходных данных были взяты три характерных варианта распределения тарифа внутри суток: постоянный, трехступенчатый и переменный, получаемый в процессе торгов на ОРЭМ (рисунок 3.3). При этом среднесуточное значение тарифа для всех трех ва-

1^0/М Вт*

ГИГ: : 1 Н;

•г 1 ... .л. *

Ж / / • (■ \

! ; \ Ч - -л

— \

1 / ^ ; »

Ь-\ \ ... г'' / / / / г ! 1 «

■

\ ! I [ ) 1 1

1 2 3 & 5 б 7 8 9 10 11 12 13 15 16 17 13 19 20 21 22 23

ЧЯГ.Ы

-равномерный тариф

-•.-•ЛифОР^Рыпирдояннмй тяриф

- трехступенчатый тариф

Рисунок 3.3. Варианты внутрисуточного распределения тарифа

риантов принято одинаковое.

Результаты расчета режима суточных режимов работы ГЭС при принятых тарифах представлены на рисунке 3.4 и в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Выработка электроэнергии и доход от ее продажи, рассчитан-

Тариф э, МВт.ч Д, тыс.руб

постоянный 6667,7 780

трехступенчатый 6530,8 874

переменный 6575,0 857

На основе представленных результатов сделаны следующие выводы о влиянии внутрисуточного распределения тарифа на электроэнергию на режимные показатели работы ГЭС:

1. внутрисуточное распределение рабочей мощности ГЭС пропорционально внутрисуточному распределению тарифа;

2. максимальная суточная выработка электроэнергии соответствует равномерному внутрисуточному распределению тарифа;

3. равномерное распределе-

I, МВт

450

400 350 300 250 200 150 .00 50 О

I | 1 .... 1 !

| 1 А { м 1 1 1 (

| 1 1 ! ......1; • 1 1 Л! Ч

/ | 1 -Х- ■Ц—

.....| ; ■А

1 > 1 | ! :{1 ! 1 д

1 1

: | [ | 1 I

| 1 I 1

1 1 I

- равномерный тариф

* трехступенчатый тариф

ние тарифа соответствует рИСуНок 3.4. Режимы работы ГЭС, рас-

минимальному доходу от считанные для рассматриваемых вариантов тарифов

продажи электроэнергии; 4. чем дольше длится период, когда цена на электроэнергию максимальна, тем больше доход от продажи электроэнергии ГЭС.

В четвертой главе приведены результаты исследования режимов работы ГЭС, рассчитанных по принятым критериям эффективности.

Рассматривается влияние рабочих характеристик ГЭС на режим работы Ц ГЭС, рассчитанный по критерию максимального дохода.

В связи с износом гидроэнергетического оборудования значительно изменяются эксплуатационные характеристики гидроагрегатов.

На рисунке 4.1 показаны современные рабочие характеристики десяти гидроагрегатов Боткинской ГЭС с гидротурбиной ПЛ661-ВБ-930 для напора 22 м в сравнении с рабочей характеристикой гидротурбины для первого периода эксплуатации.

N. кВт

Рисунок 4.1. Рабочие характеристики агрегатов Воткинской ГЭС для напора 22 м.

—— Заводская ;прогктая)харая»1»Еп*а

— • > М53

— ■ -Не»

На рисунке 4.2 представлены режимы работы ГЭС, рассчитанные по критерию максимального дохода для проектной и современной рабочей характеристики ГЭС. Видно, что общая их форма совпадает, но при этом утренний пик ниже приблизительно на 50МВт или на 12,5 %. Это объясняется тем, что принятый тариф на электроэнергию в эти

часы ниже, чем в часы ве-

Рисунок 4.2. Режимы работы ГЭС, рассчитан-

чернего максимума, и еле- А ~ ^ 1

ные по критерию максимального дохода для

довательно при снижении проектной и современной рабочей характери-

мощности удельный доход стики ГЭС

будет снижаться меньше, чем при снижении мощности в вечерние часы.

Технико-экономические показатели режимов работы ГЭС приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1. Выработка и доход ГЭС, рассчитанных для проектной и со-

12345678 9 101112 131415 1617 1319 20 2122 23 24 — — проектные характеристики

современные характеристик

Эсто МВт.ч Д, тыс.руб

Проектная (заводская) рабочая характеристика ГЭС 6827,5 894,2

Современная рабочая характеристика ГЭС 6577,6 856,8

6, % 3,7 4,2

Таким образом, износ гидроэнергетического оборудования значительно влияет на величину суточной выработки электроэнергии на ГЭС. При наличии

17

N. Мет

ограничений по максимальной используемой мощности в энергосистему в часы, когда тариф максимален, доход из-за ухудшения рабочих характеристик ГЭС падает быстрее, чем выработка.

Далее было рассчитано влияние русловых процессов в нижнем бьефе гидроузла на доход. Сравнение проектных и фактических кривых связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе, выполненное на примере Боткинской ГЭС подтвердило понижение уровней воды от 0,2 до 1,1 м в большом диапазоне изменения доходов.

Результаты прове-

2 3 4 5 В 7 8 9 10IX12 13 14 15161? 18 19 2022 22 23 24

ЬЧ.

— — проектные характеристики 1 современные характеристики

денного расчета представ- рисунок 4.3. Режимы работы ГЭС, рассчитан-

лены на рисунке 4.3 и в ные по критерию максимального дохода для

проектной и современной кривых связи расхо-таблице 4.2. дов и ур0Вней воды в нижнем бьефе

На основании представленных результатов сделаны выводы о том, что изменение кривой связи увеличило доход от продажи электроэнергии ГЭС. Таблица 4.2. Выработка и доход ГЭС, рассчитанных для проектной и гид-

Эсут, МВт.ч Д, тыс.руб

Проектная кривая связи СНСг) 6419,0 826,0

Современная кривая связи <3^(г) 6577,6 856,8

Ц,% 2,5 3,7

Результаты совместного исследования зависимости дохода от изменения рабочих характеристик гидроагрегатов и от изменения кривой связи расходов и уровней воды в НБ приведены в таблице 4.3. Как видно из результатов увеличение напора вследствие изменения кривой связи расходов и уровней нижнего бьефа практически компенсирует падение выработки электроэнергии из-за износа гидротурбин.

Таблица 4.3. Оценка дохода от реализации электроэнергии в проектных и современных условиях эксплуатации.

'__;__Д, тыс. руб.//%

• Проектная кривая связи расхо- Современная кривая связи

дов и уровней воды 8 НБ расходов и уровней воды в НБ

Проектная (заводская) рабо- 863,2 894,2

чая характеристика ГЭС 100 104

Современная рабочая харак- 826.0 856.8

теристика ГЭС 96 99,3'

Выводы - '

Г/Введение рынка электроэнергии й формирование почасового тарифа на электроэнергию предполагает ■ необходимость использования новых подходов к обоснованию режимов работы ГЭС. На основании проведенного сравнения различных критериев обоснования режимов работы ГЭС предлагается'использовать в качестве основного - критерий максимального дохода от продажи электроэнергии на шинах ГЭС.

2. Рассмотрены и сравнены между собой следующие критерии оптимизации суточного режима работы ГЭС: критерий максимального вытесне-

, ния тепловых мощностей из графика нагрузки, критерий максимальной экономии органического топлива в энергосистеме и критерий максимального дохода от продажи электроэнергии.

3. Доказана целесообразность применения методики оптимизации суточного режима работы ГЭС по критерию максимального дохода от продажи электроэнергии на шинах Боткинской ГЭС, на примере которой

проводились расчеты, позволяет увеличить доход по отношению к дру-

. гим режимам работы ГЭС на 4,7-9%.

4. Проведенные исследования показывают, что суточный доход от продажи электроэнергии значительно зависит от характеристик ГЭС, таких как гидравлические характеристики нижнего бьефа и энергетические характеристики гидроагрегатов.

5. Дальнейшее направление исследований связано с приведением расчетной модели к расчету режимов работы каскада ГЭС по критерию максимального дохода, а также учетом развития оптового рынка электроэнергии, мощности и системных услуг.

По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы:

1. Александровский А. Ю., Солдаткин А. Ю., «Оценка влияния изменения условий эксплуатации на суточный режим работы ГЭС» Гидротехническое строительство №8,2011:15-19.

2. Александровский А. Ю., Солдаткин А. Ю., «Оценка дохода гидроэлектростанций в зависимости от дифференциации тарифа на продаваемую электроэнергию» Вестник МЭИ, № 2,2011.

3. Солдаткин А.Ю., «Анализ конфигурации современных графиков нагрузки района Центр», тезисы доклада, «XV международная научно-технической конференция студентов и аспирантов», МЭИ (ТУ), 2009.

4. Солдаткин А.Ю., Александровский А.Ю., «Исследование влияния изменения кривой связи нижнего бьефа на режим работы Боткинской гидроэлектростанции», тезисы доклада, «XVII международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов», МЭИ (ТУ), 2011.

Подписано в печатьЗак. о Тир. /С'О Пл.

Полиграфический центр МЭИ(ТУ)

Красноказарменная ул.,д.13

Введение.

ГЛАВА 1. Общие проблемы выбора режима работы гидроэлектростанции.

1.1. Долгосрочное регулирование речного стока водохранилищами ГЭС

1.2. Краткосрочное регулирование речного стока водохранилищами ГЭС 15 1.2.1. Учет неустановившегося движения в нижнем бьефе.

1.3. Расчет режимов работы ГЭС.

1.3.1. Расчет режима ГЭС по критерию максимума выработки электроэнергии в заданных условиях.

1.3.2. Расчет режима работы ГЭС по критерию максимальной экономии органического топлива в энергосистеме.

1.3.3. Расчет по критерию максимального вытеснения тепловых электростанций на органическом топливе из графика нагрузки энергосистемы

Выводы по главе 1.

ГЛАВА 2. Оптимизация режима работы ГЭС в современных условиях.

2.1. Современные условия эксплуатации ГЭС.

2.2. Численные методы оптимизации.

2.2.1. Метод покоординатного спуска.

2.2.2. Метод динамического программирования.

2.2.3. Метод проекции градиента.

Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. Оптимизация суточного режима работы ГЭС по критерию получения максимального дохода от продажи электроэнергии на ОРЭМ.

3.1. Алгоритм оптимизации и режима работы ГЭС по критерию максимального дохода.

3.2. Исследование влияния входящей информации на режим работы ГЭС по критерию максимального дохода.

3.3. Сравнение режимов работы ГЭС при расчете по различным критериям. Проверка результатов принятой расчетной модели.

Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. Пример использования разработанной методики в расчете суточного режима работы ГЭС.

4.1. Исследование влияния рабочих характеристик ГЭС на режим работы Боткинской ГЭС, рассчитанный по критерию максимального дохода.

4.2. Исследование влияния кривых связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе на режим работы Боткинской ГЭС, рассчитанный по критерию максимального дохода.

4.3. Исследование совместного влияния изменения рабочих характеристик ГЭС и гидравлических характеристик на режим работы Боткинской ГЭС, рассчитанный по критерию максимального дохода.

Выводы по главе 4.

В результате реформирования электроэнергетики в нашей стране создан Оптовый рынок электроэнергии и мощности. В связи с особенностью электроэнергии как товара, функционирование этого рынка имеет некоторые отличия от работы других рынков товаров и услуг. Основной особенностью нормальной работы энергосистемы, как до перехода на рыночные условия, так и с настоящее время, является одновременность процессов потребления и производства электроэнергии, равенство — за вычетом потерь — объемов выработанной и потребленной электроэнергии во времени. Так же одной из проблем энергораспределения является то, что невозможно заранее точно оговорить объемы генерации и потребления электроэнергии. Необходимо учитывать еще и то, что производители электроэнергии отличаются между собой по себестоимости товара. Это связано с тем, что на разных электростанциях получение электроэнергии является результатом различных технологических процессов. Различие обусловлено использованием разных видов энергетических ресурсов. Так же при использовании одного и того же вида топлива на различных электростанциях используются агрегаты с различными характеристиками.

В рамках Оптового рынка электроэнергии и мощности выделяется несколько секторов торговли электроэнергией. В том числе рынок на сутки вперед. Особенностью данного сектора рынка является то, что тариф на электроэнергию формируется на каждый час по результатам торгов между производителями и потребителями электроэнергии.

При таком формировании тарифа, в случае ограничения среднесуточного расхода топлива, перед владельцами электростанции встает вопрос: будет ли тот режим, по которому работает электростанция приносить максимально возможную прибыль? Особенно этот вопрос актуален для гидроэлектростанций, которые, обладая высокой маневренностью, могут изменять рабочую мощность с незначительной задержкой во времени.

Актуальность темы диссертации заключается в том, что в условиях функционирования Оптового рынка электроэнергии и мощности, в том числе и такого его сегмента, как рынок на сутки вперед, в качестве основного критерия определения суточного режима работы ГЭС предлагается принять критерий максимального дохода от продажи электроэнергии. Применение новых критериев и базирующихся на них изменениях режима позволяет повысить эффективность работы конкретной ГЭС и гидроэнергетики в целом.

Целью исследования является разработка алгоритма оптимизации суточного режима работы ГЭС, основывающегося на критерии максимального дохода от продажи электроэнергии на ГЭС и учитывающего в расчетах современное состояние оборудования и энергетических показателей водохранилища.

В рамках сформулированной проблемы в диссертационной работе решены следующие задачи:

1. Обосновано использование критерия максимального дохода от продажи электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии для нахождения суточного режима работы ГЭС;

2. Разработан алгоритм расчета суточного режима работы ГЭС, основывающийся на критерии максимального дохода от продажи электроэнергии;

3. Проверена применимость метода определения суточного режима работы ГЭС по критерию максимального дохода от продажи электроэнергии;

4. Произведено сравнение фактического режима и режимов, основывающихся на критериях максимального вытеснения тепловых мощностей, максимальной экономии топлива в энергосистеме и максимального дохода от продажи электроэнергии.

Научная новизна: в работе сформулирован критерий расчета режима работы — получение максимального дохода от продажи электроэнергии на ГЭС.

1. Разработан- метод оптимизации суточного режима работы ГЭС, основывающийся на методах покоординатного спуска и динамического программирования.

2. Выявлены основные факторы, влияющие на изменения дохода.

Положения, выносимые на защиту:

1. Эксплуатация ГЭС в современных условиях отличается от проектного варианта. Эти отличия связаны не только с износом оборудования ГЭС и изменениями гидравлических характеристик, нижнего и верхнего бьефов, но и с появлением оптового рынка электроэнергии и мощности.

2. В современных условиях в качестве основного- критерия формирования суточного режима применим критерий максимального дохода от продажи электроэнергии-на ГЭС.

3. Для разработки, алгоритма расчета режима работы ГЭС по критерию максимального дохода от реализации электроэнергии необходимо разработать математический метод, учитывающий то, что целевая- функция не является унимодальной.

4. Доход от продажи электроэнергии? зависит, от режима работы и характеристик ГЭС, таких как гидравлические характеристики нижнего бьефа и энергетические характеристики гидроагрегатов.

Достоверность полученных результатов подтверждена приведенными4 расчетами, доказательством применимости разработанного метода и( последующим сравнением полученных результатов с результатами, полученными при использовании методов, достоверность которых подтверждена многочисленными исследованиями.

Апробация- работы. Основные положения диссертационной работы и ее отдельные разделы докладывались на международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте; на заседании кафедры

Нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Московского энергетического института; на заседании Кафедры использования водной энергии Московского государственного строительного университета; научно-техническом совете ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ».

Диссертационная работа выполнена на кафедре нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Московского энергетического института (технического университета) и нашла отражение в опубликованных автором статьях и докладах по теме диссертации опубликовано 4 печатные работы.

Общие выводы

1. Введение рынка электроэнергии и формирование почасового тарифа на электроэнергию позволяет использовать новые подходы к формированию режимов работы ГЭС. Одним из таких подходов предлагается сделать расчет режима ГЭС по* критерию максимального дохода от продажи электроэнергии на шинах ГЭС.

2. Разработана методика оптимизации суточного режима работы ГЭС по критерию максимального дохода от продажи электроэнергии на шинах станции, учитывающая неунимодальность целевой функции и показывающая высокую степень сходимости.

3. Разработанная методика базируется на основном принципе динамического программирования и является модифицированным методом покоординатного спуска.

4. Проведенные исследования показали, что применение методики оптимизации суточного режима работы ГЭС по критерию максимального дохода от продажи электроэнергии на шинах Боткинской ГЭС, на примере которой проводились расчеты, позволяет увеличить доход по отношению к другим режимам работы ГЭС на 4,7-9%.

5. В зависимости от формы внутрисуточного распределения тарифа суточный доход, рассчитанный по принятому критерию, изменяется в пределах 10 %.

6. Проведенные исследования показывают, что суточный доход от продажи электроэнергии значительно зависит от характеристик ГЭС, таких как рабочие характеристики гидроагрегатов и кривых связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе. В связи с ухудшением эксплуатационных характеристик гидроагрегатов Боткинской ГЭС доход, рассчитанный по принятому критерию, уменьшается на 4,2 %. Благодаря изменению кривой связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе доход от продажи электроэнергии на Боткинской ГЭС увеличивается на 3,7 %.

7. На Боткинской ГЭС благодаря увеличению напора из-за изменения кривых связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе ГЭС и дополнительной оптимизации режима работы ГЭС по принятому критерию, компенсируется падение дохода из-за ухудшения рабочих характеристик ГЭС.

8. Дальнейшее направление исследований связано с приведением расчетной модели к расчету режимов работы каскада ГЭС по критерию максимального дохода, а также учетом развития оптового рынка электроэнергии, мощности и системных услуг.

1. Александровский А. Ю., Солдаткин А. Ю. «Оценка влияния изменения условий эксплуатации на суточный режим работы ГЭС». Гидротехническое строительство №8, 2011: 15-19.

2. Александровский А. Ю., Солдаткин А. Ю. «Оценка дохода гидроэлектростанций в зависимости от дифференциации тарифа на продаваемую электроэнергию». Вестник МЭИ, 2011.

3. Александровский А.Ю. Силаев Б.И. Чуканов В.В. «Влияние русловых деформаций в нижнем бьефе на условия работы энергетического оборудования ГЭС». Гидротехническое строительство №11, 2002.

4. Алябышева Т.Н., Яганов P.M. (ОАО "ВНИИЭ"). «Информационно-вычислительная система контроля, анализа и расчета суточных режимов ГЭС и их каскадов». Новое в российской электроэнергетике, №5, 2004.

5. Амосов, А. А. Дубинский Ю. А., Копченова Н. А. Вычислительные методы для инженеров. Москва: Высшая школа, 1994.

6. Андреев В.Б. Справочник по гидротурбинам. Машиностроение, 1984.

7. Ю.Асарин А.Е., Бестужева К.Н. Водноэнергетические расчеты. Москва:1. Энергоатомиздат, 1986.

8. Ашманов, С. А. Линейное программирование. Москва: Наука, 1981.

9. Беллман, Р. Динамическое программирование. Москва: Изд-во иностранной литературы, 1960.

10. Березин И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений. Москва: Фитматгиз, 1962.

11. Васильев Ю.С., Виссарионов В .И., Кубышкин Л.И. Решение гидроэнергетических задач на ЭВМ (Элементы САПР и АСНИ). Москва: Энергоатомиздат, 1987.

12. Великанов А. Л. Экономическое обоснование расчетной обеспеченности в водохозяйственных комплексах, Проблемы гидроэнергетики и регулирования речного стока. М.: Изд-во АН СССР, 1973, вып. 17.

13. Великанов А. Л., Клёпов, В.И. Определение гарантированной отдачи системы водохранилищ для водоснабжения/ Гидротехническое строительство. 1983. -№9.

14. Великанов А.Л. Водохозяйственные системы и расчетная обеспеченность, Водные ресурсы, 1973а, № 5.

15. Великанов А.Л. Водохозяйственные системы и расчетная обеспеченность Проблемы изучения и комплексного использования водных ресурсов. М.: Наука, 1978.

16. Великанов А.Л. Регулирование стока как задача теории управления водными ресурсами, Водные ресурсы. 1999. Т.27.

17. Великанов А.Л., Дружинин И.П., Крицкий С.Н., Менкель, М.Ф.,

18. Великанов А.Л., Клёпов В.И. Исследование величины и обеспеченности гарантированной водоотдачи системы водохранилищ, X школа-семинар «Математическое моделирование в проблемах рационального природопользования». Ростов-на-Дону, 1986.

19. Великанов А.Л., Коробова, Д.Н., Пойзнер, В.И. Моделирование процессов функционирования водохозяйственных систем, М.: Наука,- 1983.

20. Великанов А.Л., Кудинов, А.Г. Прогноз водопотребления как основа разработки стратегии управления водными ресурсами, Международный конгресс «Вода, экология, технология» ЭКВАТЭК-2002. М: «СИБИКО Интернэшнл» 2002.

21. Великанов М.А. Русловой процесс (основы теории). М., 1958

22. Гидравлические расчеты водосбросных гидротехнических сооружений: Справочное пособие. Москва: Энергоатомиздат, 1998.

23. Гидроэлектрические станции, под ред. Ф. Ф. Губина, М., 1972.

24. Гильденблат Я.Д., Макулов В.В., Семиколенов A.C. Неустановившийся режим в нижнем бьефе гидроэлетростанции, Сборник "Проблемы регулирования речного стока", вып.2. Москва: АН СССР, 1948.

25. Горнштейн В. М. Методы оптимизации режимов энергосистем. Москва: Энергосатомиздат, 1981.

26. Горнштейн В. М. Наивыгоднейшие режимы работы гидроэлектростанций в энергетических системах. Москва: ГЭИ, 1959.

27. Горнштейн В.М., Мирошниченко Б.П., Пономарев A.B. Методы оптимизации режимов энергосистем. Москва: Энергоиздат, 1981.

28. Джелен Б. Применение VBA и макросов в Microsoft Excel. Москва: Вильяме, 2005.

29. Елаховский С.Б. Гидроэлектростанции в водохозяйственных системах, М.: Энергия, 1979.

30. Елаховский С.Б., Цветков Е.В. Управление режимами работы в энергетических и водохозяйственных системах, Гидротехническое строительство, 1979.

31. Ильиных И. И. Гидроэлектростанции. Москва: Энергоатомиздат, 1988.

32. Исмайылов Г.Х., Шаталова, К.Ю. Формализация гидрологических особенностей в моделях управления водохозяйственными системами, Водные проблемы на рубеже веков. М.: Наука.- 1999.

33. Каган, Б. М., Тер-Микаэлян Т. И. Решение инженерных задач на цифровых вычислительных машинах. Москва: Энергия, 1964.

34. Картвелишвли, H.A. Стохастическая гидрология, JL: Гидрометеоиздат. 1975.

35. Клер А. М., Деканова Н. П., Скрипкин С. К. и др. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями. Новосибирск: Наука. СИФ РАН, 1997.

36. Коренистов Д.В., Крицкий С.Н., Менкель М.Ф. Проблемы ре-регулирования речного стока, Проблемы изучения и использования водных ресурсов. М.: Наука, 1972.-С. 86-111.

37. Коробова Д.Н., Пойзнер В.И, Некоторые вопросы разработки математических моделей при водохозяйственных исследованиях, Проблемы изучения и комплексного использования водных ресурсов. М: Наука, 1978.

38. Крицкий С. Н., Менкель М. Ф. Водохозяйственные расчеты. Ленинград: Гидрометеорологическое издательство, 1952.

39. Крицкий С. Н., Менкель М. Ф. Гидрологические основы управления водохозяйственными системами. Москва: Наука, 1981.

40. Крицкий С.Н. Менкель, М.Ф. О некоторых элементах режима работы водохранилищ, Проблемы регулирования речного стока/ M.-JL: Изд-во АН СССР, 1947.- вып. 1.

41. Крицкий С.Н. Менкель, М.Ф. О принципах выбора параметров водохозяйственных установок, Проблемы регулирования речного стока, М.: Изд-во АН СССР, 1948. вып.2.

42. Крицкий С.Н. Менкель, М.Ф. Регулирование речного стока с переменной отдачей, Гидротехническое строительство. 1935.- №3.

43. Крицкий С.Н. О направлении исследований в области теории использования водных ресурсов, Проблемы изучения и комплексного использования водных ресурсов. М.: Наука, 1978.

44. Крицкий С.Н. О теоретических аспектах использования водных ресурсов, Труды Международного симпозиума по специфическим аспектам гидрологических расчетов для водохозяйственного проектирования. М.: Гидрометеоиздат, 1979.

45. Крицкий С.Н., Менкель М.Ф. Водохозяйственные расчеты, JL: Гидрометеоиздат, 1952.

46. Крицкий С.Н., Менкель М.Ф. Гидрологические основы речной гидротехники, М.: Изд-во АН СССР, 1950.

47. Крицкий С.Н., Менкель М.Ф. Гидрологические основы управления водохозяйственными системами, М.: Наука. 1982.

48. Крицкий С.Н., Менкель М.Ф. Гидрологические основы управления речным стоком, М.: Наука. 1981.

49. Крицкий С.Н., Менкель М.Ф. Об основах теории регулирования речного стока, Проблемы регулирования стока и использования рек. Л.: Гидрометеоиздат, 1968 б.-выпЛбО.

50. Крицкий С.Н., Менкель, М.Ф. Нормирование обеспеченности и технология использования водной энергии, Проблемы регулирования речного стока. М.: Изд-во АН СССР, 1958. вып.7.

51. Крицкий С.Н., Менкель, М.Ф. О гидрологических основах теории регулирования стока, Проблемы регулирования речного стока. М.: Изд-во АН СССР, 1947.-Вып. 1.

52. Крицкий С.П. Менкель, М.Ф., Урываев, В.А. Инженерная гидрология в развитии водного хозяйства, Метеорология и гидрология за 50 лет Советской власти. Л.: Гидрометеоиздат, 1967.

53. Леви И.И. Инженерная гидрология. М., Высшая школа, 1968, 238 с.

54. Лось, Б. М. Приближенный метод расчета уровней в нижних бьефах электростанций при суточном регулировании. Труды МЭИ вып. V (гидроэнергетика). Москва: МЭИ, 1950.

55. Маккавеев Н.И., Чалов P.C. Русловые процессы. М., 1986

56. Максимов, Б. К., Молодюк В. В. Теоретические и практические основы рынка электроэнергии в России: учебное пособие. Москва: Издательство МЭИ, 2008.

57. Малинин, Н. К. Теоретические основы гидроэнергетики. Москва: Энергоатомиздат, 1985.

58. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации РАО "ЕЭС России". Методические указания по составлению правил использования водных ресурсов водохранилищ гидроузлов электростанций. 2001.

59. Минюк С. А., Ровба Е. А., Кузьмич К. К. Математические методы и модели в экономике. Москва: ТетраСистемс, 2002.63 .Некоммерческое партнёрство «Совет рынка», http://www.np-sr.ru/.

60. ОАО «Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии». http://www.atsenergo.ru/.

61. ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», http://www.so-ups.ru/.

62. Обрезков, В. И. «Оптимизация длительных режимов работы ГЭС в каскаде и энергосистеме» Тр. МЭИ. Гидроэнергетика. Вып. 62., 1965: 5-35.

63. Обрезков. Гидроэнергетика. Москва: Энергоиздат, 1981.

64. Плешков Я. Ф., Регулирование речного стока, 2 изд., Л., 1972;

65. Под общей ред. B.C. Серкова. Эксплуатация гидроэлектростанций. Москва: Энергия, 1977.

66. Потапов, М.Б. Регулирование стока, М.: Сельхозгиз. 1951.

67. Пряжинская, В.Г. Математическое моделирование в водном хозяйстве, М.: Наука, 1985.

68. Резниковский А.Ш. О компенсированном электрическом регулировании при комплексном использовании стока рок, Проблемы гидроэнергетики и регулирования речного стока. М.: Изд-во АН СССР, 1963.- вып. 2.

69. Резниковский А.Ш. Об активных средствах управления при использовании водных ресурсов, Водные ресурсы. 1973. № 5.

70. Резниковский А.Ш., Александровский, А.Ю., Атурин, В.В. и др. Гидрологические основы гидроэнергетики, М.: Энергия, 1979.

71. Резниковский А.Ш., Рубинштейн, М.И, Диспетчерские правила управления режимами водохранилищ, М.: Энергоатомиздат, 1984.

72. Резниковский А.Ш., Рубинштейн, М.И. Управление режимами водохранилищ гидроэлектростанций, М.: Энергия, 1974.

73. Резниковский А.Ш.,. Великанов М. А, Костина С. Г., Рубинштейн М. И. Гидрологические основы гидроэнергетики. Москва: Энергоатомиздат, 1989.

74. Резниковскийп А.Ш., Рубинштейн М.И. Диспетчерские правила управления водохранилищ. Энергоатомиздат, 1982.

75. Саваренский А.Д., Водохозяйственные расчеты при регулировании стока, М. -Куйбышев: Куйбышевское краевое изд-во. 1935.

76. Саваренский А.Д., Регулирование речного стока водохранилищами, М.: Изд-во АН СССР, 1951.

77. Трифонов, А. Г. Постановка задачи оптимизации и численные методы ее решения. Минск: ОИЭЯИ Сосны HAH Беларуси, 2008.

78. Фельдман М.П., Методика экономического выбора обеспеченной мощности

79. Филиппова Т. А., Оптимизация энергетических режимов гидроагрегатов гидроэлектростанций. Москва: Энергия, 1975.

80. Цветков, Е. В. Расчет оптимального регулирования стока водохранилищами гидроэлектростанций на ЦВМ. Москва: Энергия, 1967.

81. Цветков, Е. В., Алябышева Т. М., Парфенов JI. Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. Москва: Энергоатомиздат, 1984.

82. Шарый, С. П. Курс вычислительных методов. Новосибирск: Институт высичлительных технологий СО РАН, 2011.

83. Шикин Е.В. Чхартишвили А.Г. Математические методы и модели в управлении: Учебник для ВУЗов. Москва: Дело, 2000.

84. Щавелев Д.С.,Васильев Ю.С., Претро Г.А. и др.; Под ред. Щавелева Д.С. Гидроэнергетические установки, 2-е изд., пере-раб. и доп. Д.: Энергоиздат, 1981.

85. Эрлихман Б. JL Энергоэкономические расчеты гидроэлектростанций. Москва: Энергия, 1969.

86. Market Considerations. Glasgow: University of Strathclyde, 2005.

87. SECURITY OF ELECTRICITY SUPPLIES. London: Parlamentary Office of Science and Technology postnote, 2003.