автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Управление спросом на электроэнергию в системах газоснабжения и взаимное согласование ценовой политики

л

^ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК

СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ СИБИРСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ им. Л.А. Мелентьева

На правах рукописи КОНОНОВ Дмитрий Юрьевич

УДК 620.98:621.311:656.56

УПРАВЛЕНИЕ СПРОСОМ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ВЗАИМНОЕ СОГЛАСОВАНИЕ ЦЕНОВОЙ ПОЛИТИКИ

Специальность 05.14.01 - энергетические системы и комплексы

Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск - 1997

Работа выполнена в Сибирском энергетическом институте (СЭИ) СО РАН.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

A.З. Гамм

доктор технических наук

B.А. Саркисян кандидат технических наук Н.И. Илькевич

Ведущая организация: ИНЭИ РАН,

г. Москва

<— о "'С

Защита состоится С£7ЯбрЯ 1997 г. в /-3 часов на

заседании диссертационного совета Д 002.30.01 при Сибирском

энергетическом институте СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул.

Лермонтова, 130, СЭИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Сибирского энергетического института СО РАН.

Автореферат разослан СС/СУДсрЯ 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 002.30.01

д.т.н. А.М. Клер

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последние годы во многих странах получили широкое распространение методы управления спросом на электроэнергию (Demand Side Management) для оптимизации режимов электропотребленйя и повышения эффективности работы энергосистем. При этом активно используется соответствующая тарифная политика. Аналогичным способом, по-видимому, можно управлять и режимами газопотребления как в годовом, так и в суточном разрезах. Однако,.пока в России такое управление не используется.

Учитывая, что газовая промышленность - крупнейший поставщик топлива на электростанции - сама является потребителем электроэнергии, возникает интересная комплексная проблема двухстороннего (взаимного) управления спросом на энергоносители.

В настоящее время доля газовой промышленности в потреблении электроэнергии не превышает 2%. Однако ситуация может измениться при широком использовании электропривода на компрессорных станциях (КС) газопроводов. В нашей стране уже проводился ряд исследований, посвященных эффективности применения электропривода (работы В.И. Рабчука, А.А. Калининой, Л.Я. Передрия, B.JI. Болотовой, И.В. Шерстобитова, Б.В. Бирюкова, А.М. Колоколкина, Ю.Г. Толстого и других авторов). Важность его использования отмечал академик JI.A. Мелентьев. Но электропривод пока не нашел широкого применения (его доля не превышает 14%) из-за сложившихся соотношений цен на энергоносители в Европейской части страны, из-за отсутствия подходящих электродвигателей и по ряду других причин. Ситуация меняется, учитывая появление новых хорошо регулируемых электродвигателей для КС и

тенденцию приближения цен на газ в России к уровню мировых при более низких темпах роста тарифов на электроэнергию. Наиболее благоприятные условия для использования электропривода могут сложиться при газификации Восточной Сибири и Дальнего Востока и крупномасштабном экспорте природного газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона,,

Возможности и эффективность регулирования суточных режимов электропотребления в газовой промышленности практически не исследованы. Тем более остаются без внимания вопросы повышения эффективности функционирования региональных систем электро- и газоснабжения на основе взаимосогласованной ценовой политики.

Развитие рыночных отношений и предстоящая газификация восточных районов страны с благоприятными условиями для применения электропривода на КС делают актуальной данную работу.

Целью работы является исследование влияния новых условий на взаимосвязи систем электро- и газоснабжения и разработка методов согласования суточных режимов их совместного функционирования.

Для реализации этой цели требуется решить следующие основные задачи:

- определить влияние отдельных факторов на эффективность электропривода на КС газопроводов и оценить возможные масштабы его применения в перспективе;

- оценить влияние разных способов регулирования суточных режимов работы газопровода на стоимость газа;

- оценить зависимости режимов энергопотребления при транспорте газа от тарифов на электроэнергию;

- разработать и проверить методические подходы к поиску компромисса в ценовых взаимоотношениях между энергосистемами и газовыми компаниями.

Методика выполнения исследований. Исследования проводились с использованием методов системного анализа, экономико-математического моделирования, современных методов оценки эффективности инвестиционных проектов, методов компромиссного управления.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. На основе анализа принципиально новой ситуации, которая возникнет при крупномасштабном экспорте природного газа из Западной Сибири в страны АТР и газификации Восточной Сибири, Забайкалья и некоторых районов Дальнего Востока, определена экономическая эффективность и масштабы использования здесь электропривода на КС газопроводов.

2. Рассмотрены и количественно оценены разные способы и эффективность регулирования суточных режимов потребления электроэнергии КС газопроводов.

3. Показана целесообразность внедрения в газовой промышленности России управления спросом на газ и постепенного введения разных цен на газ для пиковых и непиковых потребителей.

4. Разработаны два метода поиска компромисса во взаимоотношениях между региональными газовыми и электроэнергетическими компаниями и показана возможность повышения их прибыли при согласовании ценовой политики в отношении друг друга.

На защиту выносятся перечисленные выше новые научные результаты.

Практическая ценность. Результаты исследования предназначены для использования как на стадии проектирования новых систем

газоснабжения в восточных районах страны, так и на стадии их эксплуатации.

Апробация работы. Основные результаты исследования докладывались на 3-х Конференциях научной молодежи СЭИ СО РАН и обсуждались со специалистами во ВНИИГаз, ВНИИЭГазПром и ИНЭИ РАН.

Публикации. По материалам исследований опубликовано 5 работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. В конце работы приведены сведения об использованной литературе (75 наименований). Общий объем работы 120 стр., включая 12 рисунков и 10 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во "Введении" обосновывается актуальность темы, изложены цели и задачи работы.

В первой главе на основе обобщения зарубежного опыта дана характеристика состояния, эффективности и методов управления спросом на электроэнергию. Показано, что применение программ управления спросом приносит выгоды производителям электроэнергии, ее потребителям, а также обществу в целом. Делается вывод о необходимости разработки и внедрения подобных программ управления спросом на электроэнергию в России, учитывая при этом специфические условия и особенности российской энергетики. Оцениваются условия, при которых управление спросом целесообразно использовать и в газовой промышленности.

Во второй главе представлен анализ условий и масштабов эффективности использования электропривода на компрессорных станциях (КС) газопроводов.

В настоящее время на КС газопроводов преобладают газотурбинные приводы (около 86.5%). При этом на крупных магистральных газопроводов расход газа на собственные нужды составляет до 10% от перекачиваемого. Поэтому в районах, где газ является дефицитным и есть достаточное количество дешевой электроэнергии, может оказаться целесообразным использование в качестве привода на КС электродвигателей.

На востоке страны складываются более благоприятные, чем в Европейской части условия для применения электропривода, поскольку стоимость газа здесь будет достаточно высокой, а электроэнергии- относительно низкой (табл. 1).

Таблица!. Соотношение перспективных цен на газ и электроэнер-

гию

Регионы Цена газа, Тариф на эл.энер Соотношение

5/1000 куб.м. гию, цент/кВтч цен*.

Центр, Северо-Запад 90-110 5.7-6.7 1

Юг Западной Сибири 85-93 4.2-5.7 0.98-1.15

Восточная Сибирь 65-80 3.0-3.5 1.3-1.4

Забайкалье 80-100 . 3.5-4.5 1.29-1.38

Амурская область 100-125 5.0-6.0 1.2-1.26

Юг Дальнего Востока 110-140 7.0-8.3 0.95-1.02

* За единицу принято соотношение цен в центре России.

Проведенные расчеты, в которых использовались выполненные СЭИ СО РАН прогнозы цен на энергоносители в восточных районах страны и варьировались затраты в газоперекачивающие агрегаты и в системы электроснабжения, показали эффективность использования электропривода на КС газопровода в Восточной Сибири, Забайкалье и на Дальнем Востоке (табл. 2).

Таблица 2. Запас эффективности электропривода

Участки газопровода Соотношение затрат в электро-и газовый проводы.

Юг Западной Сибири 0.75-0.85

Восточная Сибирь 0.6-0.64 - .

Забайкалье 0.66-0.72

Амурская область 0:7-0.76 '

Хабаровский край 0.72-0.79

Приморье 0.75-0.85

Как известно, в настоящее время на Сибирской платформе открыты и с той или иной степенью достоверности разведаны ряд крупных месторождений природного газа, которые могут быть базовыми при организации крупномасштабной газодобычи в регионе: в центральной части Красноярского края- Собинское; в Иркутской области- Ковыктинское; в республике Саха (Якутия)-Средневилюйское, Среднетюнгское, Чаяндинское. На их основе в регионе можно создать крупномасштабную газодобывающую промышленность с ежегодной добычей природного газа 40-50 млрд. куб. м.

Если учесть, что собственная первоочередная перспективная потребности региона в газе оценивается в 25-30 млрд. куб. м., то вовлечение в хозяйственный оборот ресурсов природного газа базовых месторождений Сибирской платформы позволит не только удовлетворить внутренние нужды региона в газа, но и обеспечить его поставки в объеме 25-30 млрд. куб. м в сопредельные регионы и на экспорт. По имеющимся оценкам (в том числе сделанным в СЭИ СО РАН) потребность в российском газе стран Азиатско-Тихокеанского региона в начале 21 века может превысить 40 млрд. куб. м. в год. При соответствующем росте цен на газ в этом регионе может оказаться эффективным сооружение транссибирского газопровода Западная Сибирь- Дальний Восток- страны АТР с подключением к нему месторождений Восточной Сибири. Такой газопро-

вод мог бы стать стержнем единой системы газоснабжения на востоке России. Даже при частичном использовании здесь электропривода на КС потребуется не менее 1000 МВт дополнительных электрических мощностей (табл.3).

Таблица 3. Возможная потребность в электроэнергии на газо_снабжение восточных регионов на уровне 2010 г. _

Регионы Потребление в регионе, млрд. куб.м Транзит, млрд.куб.м Объем перекачки, млрд куб.м Доля электропривода, % Мощность электропривода, МВт Потребность в электроэнергии, млрд. КВтч

другие районы на экспорт

Восточная Сибирь 25 13-21 40 78-86 90-100 530-610 3.7-4.3

Забайкалье 3-6 10-15 40 53-61 85-100 340-440 2.4-3.1

Дальний Восток 10-15 0 40 50-55 80-100 350-485 2.5-3.4

Итого 38-46 23-36 40 1220-1535 8.6-10.8

В третьей главе рассматривается возможность и эффективность управления режимами электропотребления в системах газоснабжения.

Потребление газа электростанциями, бытовыми, коммунальными и промышленными потребителями носит неравномерный характер. Наибольшая сложность возникает при регулировании суточной неравномерности.

Если аккумулирующей способности последнего участка трубы будет недостаточно для покрытия суточной неравномерности газопотребления, то основной способ сделать это на действующем газопроводе без длительной остановки технологического процесса-прокладка параллельной трубы той или иной длины, выполняющей роль накопителя газа.

На примере газопровода от Ковыктинского месторождения до Ангарска проведены оценки влияния на затраты и на стоимость газа увеличения спроса на него в часы максимума газовой нагрузки.

Количество газа, которое необходимо накапливать в трубе-накопителе сверх стандартного определяется по формуле:

Оп* т"

(3)

где 0" - количество газа, потребляемого в пиковое время, млн куб.м.; Т" - количество часов пиковой нагрузки, час. При этом должно выполняться ограничение: а«*24<аЛ., (4)

где <24К - аккумулирующая способность последнего участка газопровода, определяется по формуле к* И2

0-ак = Ю-ЩРстк ~ Рсшы), (5)

где Б- диаметр трубы, м; Ь- длина последнего участка, км; Ра,м„ - среднее максимальное давление в трубе, Па; Рсрмш - среднее минимальное давление в трубе, МПа.

Если ограничение (4) не выполняется, то требуется увеличить объем последнего участка газопровода за счет трубы-накопителя.

Количество газа, которое не вмещается в объем последнего участка газопровода, определяется из выражения

Ода =Рйк-Рак- (6)

Затем из выражения (5) находится необходимая длина трубы-накопителя.

Затраты на установку дополнительных ГПА и на прокладку параллельной трубы равны

Здл =5*(К*Рда1 +Ктр*Ьдл ) , (7)

где 8- процент на капитал; К - удельные капиталовложения в ГПА, $/кВт; К^ - удельные капиталовложения в прокладку трубы, $/км; Рлоп- мощность дополнительных ГПА, кВт, -длина дополнительной трубы.

Новая (пиковая) цена на газ определяется как

ип_ПБ 2ш_ (8)

Мг ~ Мг + QЛ „ гри > у '

где Ц1- цена газа до повышения потребления в часы пика, 5/1000 куб.м.

Результаты расчетов представлены на рис.1 и рис.2.

Продолжительность пика, час

Рис. 1. Годовые затраты на покрытие пиковой нагрузки.

Рис. 2. Цена пикового газа.

Из рисунков видно, что с ростом величины и продолжительности пиковой нагрузки возрастают затраты на покрытие неравномерности. Цена газа в часы максимума нагрузки в 1.2-4 раза превышает базовую цену. При этом до исчерпания аккумулирующей способности трубы она остается постоянной, а затем нелинейно растет с ростом пиковой нагрузки.

Введение дифференцированных по часам суток тарифов на электроэнергию может уменьшить эффективность использования электропривода на КС' в часы пика нагрузки энергосистемы. В некоторых случаях может оказаться целесообразным использование на электроприводных КС в качестве резервных газотурбинных ГПА, которые будут вводиться в работу в часы максимальной нагрузки энергосистемы вместо части электроприводных агрегатов.

Проведены расчеты, определяющие стоимость электроэнергии в часы максимума нагрузки, при которой такая замена будет экономически оправдана.

Годовые затраты на эксплуатацию КС, оборудованной только электроприводными ГПА, определяются по формуле Зэп = 3*КЭп*(М+ ) + 2*(24-Г/7) + Ц!,Э*ЬЭ1Э*<2* ТП)*365, (9)

где кэп -удельные капиталовложения в ГПА с электроприводом, $/кВт; И- мощность базовых ГПА, кВт; ЫРЕ1 - мощность резервных ГПА, кВт; ■ -' цена внепиковой электроэнергии, цент/кВт*ч; Ц"13 - цена пиковой электроэнергии, цент/кВт*ч; ЬЭ1Э-удельный расход электроэнергии на перекачку газа, кВт*ч/1000 куб.м; О- количество перекачиваемого газа, 1000 куб.м; Т"- количество пиковых часов.

Годовые затраты на эксплуатацию КС, на которой в качестве резервных используются газовые турбины, равны

3Эп, гп = (Кэп * N + Кзп * * (1 - у г) + К гп * Nl,a * Г г) + +(Щ?э*Ьэ,э*Р*(24- Т") + Ц?п*Ьэ/э*(2*0 - уР в)*Тп + +Цэ/э*Ьэ,э^*Урв*(1-Гг)*Тп+Цг*Ьг*д*урв*Гг*Тм)*365, (10)

где угт доля газового резерва в общем количестве резервных агрегатов; уеа - доля резерва; Кгп- удельные капиталовложения в ГПА с газовым приводом, $/кВт; Ьг - удельный расход газа на перекачку газа, 1000 куб.м/1000 куб.м.

Приравнивая эти затраты друг к другу, определим стоимость пиковой электроэнергии, превышение которой делает экономически выгодным замену резервных электроприводных ГПА на газовые:

Ь-

Кгп' Цг*ъг

Ьэ,э*0*Гю*Т"*365 Ь01Э

Расчеты проводились для условий энерго- и газоснабжения Иркутской области. Ожидаемые здесь цены на электроэнергию (примерно 3 цента/кВт*ч) и на газ (около 60 долл/1000 куб.м.) делают эффективным использование на КС газопроводов электропривод. Однако, как показывают расчеты (рис.3 и 4), если тарифы на пиковую электроэнергию будут превышать 6-10 цент/кВт*ч, то может оказаться целесообразно применять газовый привод на резервных компрессорах. При этом, чем ниже стоимость газа, больше продолжительность пиковой нагрузки и меньше разница в удельных капиталовложениях в газовый и электроприводы, тем ниже граничная величина тарифа на электроэнергию.

5*Ь'га*Кгп*( 1-^)

и"--гп + Мг'иг пп

Соотношение стоимости электро- и газового приводов

Рис.3. Цена электроэнергии в зависимости от стоимости газа и удельных капиталовложений в газовый и электроприводы. Цифрами на рисунке обозначены: 1- Цг=80$/1000 куб. м.; 2- Цг= 100$/1000 куб.м.; 3- Цг=120$/1000 куб.м.

Соотношение стоимости электро- и газового приводов

Рис. 4. Цена электроэнергии в зависимости от продолжительности пиковой нагрузки и удельных капиталовложений в газовый и электроприводы. Цифрами на рисунке обозначены: 1- Т=5 час.; 2- Т=4 час.; 3-Т=3 час.

Для регулирования суточной неравномерности газопотребления можно использовать подземные газохранилища (ПГХ) в соляных пластах. Эти хранилища являются весьма капиталоемкими (Кгх=50-100 $/1000 куб.м.). Но при определенных условиях они

могут стать эффективным способом управления суточной неравномерности.

В работе делается попытка определения соотношения цен на пиковую и внепиковую электроэнергию, потребляемую на компрессорных станциях, при которых может оказаться выгодным использовать ПГХ в соляных пластах на газопроводах . Рассматривается случай, когда ПГХ создается на действующем газопроводе. Такая ситуация может возникнуть если появляется большая неравномерность газопотребления в пиковые и внепиковые часы и если при этом аккумулирующей способности последнего участка будет недостаточно для сглаживания графика газовой нагрузки.

Условно принимаем, что график потребления газа имеет следующий вид: во внепиковые часы потребность в газе постоянная, а в часы пик она увеличивается ступенчато и тоже остается постоянной. Необходимо уменьшить. пиковую потребность в электроэнергии, используя газохранилище.

Для этого надо решить оптимизационную задачу (12) - определить минимум приведенных затрат на газоснабжение: 365*(х^*Ц*п*Ьэ*{24-1л)+х;,*Ц%*ЬэЧп) + 6*Кпгх*Хр<к'{24-1п)^тт

при следующих ограничениях:

1. X" > 0.6* X*" - у регулируемого электропривода минимальная частота вращения составляет 60% от номинальной, поэтому минимальное количество газа, которое можно передавать по трубе в часы пик должно быть не меньше 60% от внепиковой передачи газа.

2. х" = <2" - Х'г'сп - в часы пик по газопроводу можно передавать меньше газа, чем необходимо потребителю, а недостающую часть газа брать из ПГХ.

3. Хвгп = <2г' + ХР"- во внепиковые часы по газопроводу можно передавать больше газа, чем необходимо потребителю, а излишки газа закачивать в ПГХ.

4.(24 - г")* Х3Г<К -1П*Х"СП > О- объем газа, закаченный в ПГХ во внепиковые часы, должен быть не меньше объема газа, потребляемого из хранилища в часы пик.

5. Хвп < 0."лх- количество газа, передаваемого по газопроводу во внепиковые часы, не должно превышать максимальной пропускной способности газопровода.

Искомыми переменными в этой задаче являются:

Х^ - количество газа-, передаваемое по трубе вне пика, млн куб. м.

X"- количество газа, передаваемое по трубе в пик, млн куб. м.

хрк- количество газа, закачиваемое в ПГХ вне пика, млн куб.

м.

Х"сп - количество газа, используемое из ПГХ в пик, млн куб. м.

Экзогенные переменные:

ЦэП- цена внепиковой электроэнергии, цент/кВт*ч; Ц" - цена пиковой электроэнергии, цент/кВт*ч; Ьэ- удельный расход электроэнергии на транспорт газа, кВт*ч/1000 куб.м.; г" - количество часов пиковой нагрузки; Кпгх - удельные капиталовложения в строительство ПГХ в соляном пласте, 5/1000 куб. м.; - максимальная пропускная способность газопровода, млн куб. м./час.

Результаты расчетов приведены на рис.5 и рис.6. Из них видно, что ПГХ в соляных пластах для регулирования суточной неравномерности газопотребления становится выгодным использовать при соотношении цен на пиковую и внепиковую электроэнергию от 1.5 и выше. Очевидно, что на практике пиковая цена электроэнергии будет в несколько раз превышать внепиковую.

Рис.5. Зависимость объема ПГХ от соотношения цен на пиковую и внепиковую электроэнергию при Тгшк=4 часа.

1 1.5 2 2,5

Соотношение цен на пиковую и внепиковую электроэнергию.

Рис.6. Зависимость объема ПГХ от соотношения цен на пиковую и внепиковую электроэнергию при Тпик=7 часов.

В четвертой главе предлагаются два метода согласования ценовой политики во взаимоотношениях энергосистем и газовых компаний.

При поиске наилучшей ценовой политики целесообразно использовать принципы компромиссного управления, суть которых заключается в следующем :

1. Критерии оптимальности каждого партнера отличаются, но поведения одного партнера влияет на критерии другого. Следовательно, выбор поведения одного партнера в соответствии с его собственным критерием должен учитывать реакцию на его поведение другого партнера,

2. Существует компромиссное поведение каждого партнера, которое отклоняется от оптимального по его собственному критерию, но позволяет избежать еще большего .ущерба из-за возможной нежелательной реакции партнера. Следовательно, нахождение в точке компромисса выгодно всем партнерам.

Наибольшую прибыль каждый партнер (электроэнергетическая система (ЭЭС) и газоснабжающая система (ГСС)) получил бы, продавая свою продукцию по максимальной или близкой к ней цене, и продукцию партнера покупая по минимальной. Будем называть такую стратегию оптимистической. Более вероятна другая стратегия - реалистичная, когда каждая сторона стремится получить наибольшую прибыль при наименее благоприятном для нее поведении партнера. Практически это означает, что, например, ЭЭС покупает газ и продает электроэнергию ГСС по максимальным или близким к ним ценам.

Первый метод- обобщенный итеративный метод поиска компромиссных решений при параллельной работе хозяйственно независимых систем. Он учитывает возможность использования различающихся по содержанию критериев управления. В этом методе необходимо выполнение двух условий компромисса:

1) Градиенты и ^ (И - управления, в данном случае - це-

эи зи

ны) или допустимые векторы-проекции градиентов на ограничения должны быть направлены встречно, т.е.

(1_а)^1+аЁП2=0! (13)

. 34 сЗи

где

а - скаляр, изменяющийся от 0 до 1.

2) Необходимо наличие равенства относительных взаимных уступок, т.е. отклонения значения критерия в компромиссной точке (имеет индекс *) от значения оптимума каждого партнера должно быть относительно одинаковым, причем мерой (единицей) отклонения выступает разность значений критериев в точке своего оптимума и в точке максимальной уступки - точке оптимума партнера, В этом случае

П1-Пц, П2-П2, П1-Ц, П2-П2 '

где

П]*, П2* - прибыли компаний в точке компромисса, млн. $;

П и П - соответственно максимальная и минимальная прибыли, млн. 5.

Методика определения компромиссных цен следующая:

1) Выбирается несколько произвольных значений а и из системы уравнения (15) и (16) определяются соответствующие им приросты цены газа и электроэнергии

здпэ здпг _

а-А + (1-а)-4 = 0, (15)

5ДЦГ 5ДЦГ '

ЗДПЭ „ ЧЗДПГ . оДЦд 5ДЦЭ

2) Используя полученные ДЦЭ и ДЦГ , строится зависимость

ДП(а), где

Пг-П* Пэ-П*

ДЩа) = =--а (17)

Пг-Пг Пэ-Пэ

При этом учитываются нелинейная зависимость затрат от объемов производства и эластичность спроса на энергоносители от цен.

3) По зависимости ДП(а) определяется значение а, при котором ДП=0. •

4) Полученное значение скаляра а подставляется в систему уравнений (15) и (16), из которой и определяются компромиссные цены на газ и электроэнергию.

Второй метод- оптимизационный. В нем учитывается однотипность критериев управления, зависимость спроса на энергоносители от их стоимости, возможность справедливого перераспределения эффекта от оптимизации между партнерами.

Метод основан на определении условий получения максимальной совместной прибыли партнеров. При этом решается следующая оптимизационная задача: максимизировать прибыль обоих партнеров

ДПэ + ДПг-> шах, (18)

ЦэДг

при условии, что

о<дцг<цг-цг,

0<ДЦэ<Цэ-Цэ,

где ДПЭ и ДПГ - соответственно отклонения прибыли ЭЭС и ГСС от реалистичной. .. .

Здесь допускается, что расчетная прибыль одного из партнеров может оказаться ниже реалистичной. Тогда второй партнер, получивший "сверхприбыль" из-за уступки первого, должен поделиться ею. Справедливое распределение общей дополнительной прибыли может проводиться следующим образом: часть из нее идет на компенсацию потерянной реалистичной прибыли одного из партнеров, а оставшаяся часть делится пропорционально затратам

обеих сторон, т.е. так, чтобы прибыль на единицу затрат у каждого партнера была примерно одинакова.

Апробация обоих .методов проводилась на примере одного из участков газопровода Западная Сибирь- Дальний Восток- страны АТР. ... ,,

Предельные значения пиковых цен на газ согласно ориентировочным расчетам лежат в диапазоне 85-155 $/1000 м3, а тарифов на пиковую электроэнергию - 3-9 цент/кВт*ч. Предполагается , что максимальное количество газа, сжигаемого на электростанциях составляет около 20% от общего объема его транспорта, а расход электроэнергии на КС по отношению к выработке ее на газовых ТЭС не превышает 15%;

При этих условиях компромиссная стратегия (определяемая первым способом) реализуется при тарифах на электроэнергию в 2,25 раза и ценах на газ в 1,4 раза ниже максимальных.

Это позволяет увеличить прибыли каждого из партнеров по сравнению с реалистичной. Особенно большую выгоду получает ЭЭС.

При оптимизации суммарной прибыли (оптимальная стратегия) тарифы на электроэнергию повышаются на 17%, а цены на газ дополнительно снижаются на 14%. В результате суммарная прибыль оказывается на 11% выше, чем при реалистичной стратегии и на 1% превышает сумму прибылей при компромиссной стратегии. Однако ГСС в сравнении с реалистичной стратегией оказывается в проигрыше. При справедливом распределении суммарной прибыли между ГСС и ЭЭС доходы каждого будут несколько выше, чем при компромиссной стратегии. Предлагаемые методы поиска согласованных решений позволяют электроэнергетическим и газовым компаниям увеличить свою прибыль за счет взаимных уступок в ценах на

поставляемые друг другу энергоносители. При этом метод компромиссного управления предпочтительнее в случае, когда соглашения между партнерами касаются только цен, а оптимизационный метод может дать дополнительный эффект, если партнеры готовы на полную координацию своей деятельности в интересах получения максимальной прибыли и согласны на ее перераспределение.

В "Заключении" изложены основные результаты работы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Определены условия эффективности и возможные масштабы использования электропривода на КС газопроводов в восточных районах страны в условиях крупномасштабного экспорта газа в страны АТР и создания единой газоснабжающей системы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

2. Разработана методика определения зоны экономической эффективности использования газохранилищ в соляных пластах для регулирования суточной неравномерности потребления газа.

3. Для регулирования значительной суточной неравномерности газопотребления предложено использовать трубу-накопитель и определено влияние неравномерности на стоимость газа.

4. В условиях значительного различия в тарифах на пиковую и внепиковую электроэнергию предложено использовать на электроприводных КС в качестве резервных двигателей газотурбинные агрегаты. Определены условия эффективности этой схемы при различных тарифах и стоимости привода.

5. Разработаны методы поиска компромисса в ценовых взаимоотношениях между энергосистемами и газовыми компаниями. Показана возможность повышения прибыли газовых и электроэнер-

гетических компаний при взаимном согласовании их ценовой политики.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

Гамм А.З., Кононов Д.Ю. Методы поиска компромиссного управления во взаимоотношениях энергетической и газовой компаний. Известия РАН. Энергетика. 1996, N5, стр. 48-53.

Кононов Д.Ю. Оценка возможности и эффективность регулирования электропотребления в трубопроводном транспорте топлива. Материалы XXV конференции научной молодежи СЭИ СО РАН. 1995, стр. 55-64.

Кононов Д.Ю. Определение компромиссных цен на газ и электроэнергию при взаимодействии электроэнергетической и газоснабжающей компаний. Материалы XXVI конференции научной молодежи СЭИ СО РАН. 1996, стр. 55-64.

Кононов Д.Ю. Технологические и экономические последствия для систем газоснабжения от изменения режимов топливоподачи и тарифов на электроэнергию. Материалы XXVII конференции научной молодежи СЭИ СО РАН. 1997 (в печати).

Кононов Д.Ю. Управление спросом - резерв повышения эффективности энергоснабжения потребителей. Энергетик, 1997, №7, стр.

5-7.

Подписано к печати 23.09.97 г.

Усл. 1,1 печ. л Заказ № 643 Тираж 100 эи.

Отпечатано в СЭИ СО РАН 664033, г.Иркугс*,ул. Лермонтова, 130