Использование расчётных показателей

Статья опубликована в Сборнике научных статей международной научно-практической конференции «Инновационное развитие современной науки» БашГУ (г. Уфа) в 2014 году.

Автор:

Фомин Игорь Николаевич — директор компании «ОргЦентр», руководитель НИОКР по поиску методов автоматизации процессов производственного и финансового планирования и подбору оптимального технико-экономического режима работы генерирующих компаний.


 

Для успешной деятельности генерирующих компаний (ГК) на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и достижения целей финансовой эффективности при инвестициях в топливно-энергетический комплекс требуется интеграция задач оптимизации технико-экономических показателей (ТЭП) и задач финансового планирования. Для этого требуется определить факторы, влияющие на величину удельных расходов. Состав факторов можно определять по данным в АСУ ТП ТЭС, которые собираются в темпе процесса [1]. Каждый из технологических факторов формирует некие учётные или расчётные показатели, которые могут собираться в соответствующие базы данных в информационных системах и оказывать прямое влияние на экономические показатели, определяющие финансовый план ГК и её поведение на ОРЭМ.

 

Рассмотрим процессы определения состава оборудования и состава топлива, как основополагающие процессы в определении ТЭП и режима работы генерирующего оборудования.
Согласно ГОСТ 19431-84, установленная мощность электростанции – это наибольшая активная электрическая мощность, с которой электроустановка может длительно работать без перегрузки в соответствии с техническими условиями или паспортом на оборудование [2]. Установленная мощность используется в качестве единого учётного показателя при сборе и анализе отчётной информации [3] и участвует в определении располагаемой или рабочей мощности.


Рабочая мощность электростанции - это располагаемая мощность электростанции, за вычетом мощности оборудования, временно выведенного из эксплуатации [2]. Располагаемая мощность применяется при расчётах и получении финансового результата функционирования электростанции на ОРЭМ [3]. Рабочая мощность электростанции меньше, чем установления, на величину мощности, выведенной из эксплуатации в плановый или вынужденный ремонт, а также на снижение мощности за счет ограничений системного оператора.


Рабочую мощность можно определить иначе - как сумму мощностей станции в период прохождения максимума нагрузки Pmax и мощности холодного и вращающегося резерва Pрез. Тогда коэффициент эффективности генерирующего оборудования:

kэф=Рmax+Ррез/Руст


Коэффициент эффективности для электростанций всегда меньше единицы, он определяется для конкретного интервала времени и характеризует реальные возможности выработки мощности при располагаемом составе оборудования. На практике плановый вывод агрегатов из эксплуатации и фактические аварийные ситуации разбиваются на группы, каждой группе присваивается ранее определённый ситуационный коэффициент, являющийся расчётным показателем производственного планирования. Произведение ситуационного коэффициента на цену мощности на ОРЭМ даёт расчётный показатель снижения мощности, который участвует в финансовом планировании. Так проявляется интерактивность и взаимное влияние производственного и финансового планирования.
Состав оборудования определяется планом графиком вывода его в плановый ремонт, а также авариями и заменой при модернизации оборудования. Приближение к выгоднейшему режиму эксплуатации на этапе выбора оборудования достигается снижением потерь мощности при вынужденных ремонтах, путём ускорения проведения ремонтов, борясь с авариями и внеплановыми остановами.

 

На этапе планирования состава топлива невооружённым взглядом становится видно, что от состава топлива зависят затраты на это топливо и величина генерируемой мощности. Но в современных рыночных условиях не всегда узловые цены в группе точек поставки (ГТП) побуждают к выработке максимальной мощности, напрямую влияя на выбор режима работы генерирующего оборудования.

 

Предельный доход от продажи определяется дифференциальной кривой спроса на энергетическую продукцию, а предельные издержки – дифференциальной составляющей затрат на производство энергии, которую для тепловых электростанций можно представить как характеристику относительных приростов топливных издержек. Все эти величины имеют одинаковую размерность (цена/ед. прод.), следовательно, сопоставимы при расчетах [4].


Увеличение мощности Р, генерируемой генераторами, приводит к увеличению расхода условного топлива В, потребляемого этими генераторами. Расчётный показатель b,

b=∂B/∂P

показывает, как изменится расход топлива, потребляемого генерирующим агрегатом, если его нагрузка изменится на величину ∂P и носит название относительный прирост расхода топлива при увеличении мощности.


Увеличение мощности Р, генерируемой энергии генераторами, приводит к увеличению топливной составляющей себестоимости отпущенной энергии S, поставляемой на ОРЭМ. Расчётный показатель σ,

σ=∂S/∂P

показывает, как изменится стоимость электроэнергии (мощности) S, поставляемой генерирующим агрегатом на ОРЭМ, если его нагрузка изменится на величину ∂P и носит название относительный прирост стоимости генерируемой энергии.


Тогда, без учёта переходных процессов, выгоднейший режим работы станции на этапе определения состава топлива

μ=b/1-σ

Вышеописанные уравнения показывают, что расчётные показатели b и σ связаны друг с другом через ∂P, и потому μ, без различного рода допущений, стремится к некой константе, которая может быть определена технико-экономической политикой ГК и введена в информационную систему как определяющий расчётный показатель. На практике различные рода допущения (такие как лимиты условного топлива, характеристики натурального топлива и переходные процессы при смене этих видов) делают показатель μ отличный от константы.


Выбор технико-экономического режима работы станции происходит изменением набора взаимосвязанных параметров b, σ, μ, и предполагает параметрическую адаптацию расчётных показателей программного обеспечения. При подборе ТЭП происходит адаптация параметров технико-экономического режима, а параметрическая адаптация подразумевает изменение переменных, определяющих поведение программы. При таком подходе можно менять параметры или заставить приложение следовать какой-либо иной из имеющихся стратегий, однако добавлять новые стратегии нельзя [5], что обеспечивает персоналу конечный набор сценарных условий и сценарных ситуаций для принятия оперативных технико-экономических и управленческих решений.


Выявленные и формализованные расчётные показатели позволили на последующих этапах исследования производить программную адаптацию различных расчётных показателей путём использования метода построения восстанавливающих последовательностей и реализовать вышеописанные функции в программном продукте на отечественной платформе.



Литература


1. 1. Ефремов И. А., Таран А.С., Филиппова Т.А. Принципы повышения эффективности управления режимами работы электроэнергетических систем // Доклады Томского государственного университета систем управления и радиоэлектроники. 2012. № 1-1. с.199-203;
2. 2. Государственный комитет СССР по стандартам, ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения. 1986;
3. 3. Шульгинов Н. Г., Кучеров Ю. Н., Пилениекс Д. В., О роли показателя «установленная мощность» генерирующего объекта в современной электроэнергетике // Энергетик. 2013. № 8. с. 7-10;
4. 4. Карманов В. С., Мошкин Б.Н., Секретарев Ю.А., Чекалина Т.В. Управление функционированием генерирующей компании с целью повышения энергоэффективности. Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2013. № 4. c. 2-7;
5. 5. Шульга Т. Э., Метод построения восстанавливающих последовательностей для систем без потери информации // Системы управления и информационные технологии. 2009. № 1.3 (35). с. 407-411.

© И. Н. Фомин, 2014

Компания "ОргЦентр"© 2009-2017г. Все права защищены
Копирование материалов сайта возможно только с ссылкой на источник
Энергосбытам Электросетям Генераторам Потребителям
Консалтинговое агентство "EnergoKB Group"

Яндекс.Метрика