Оптимизация режимов работы энергоисточников на органическом топливе с учетом конъюнктуры оптового рынка электроэнергии Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.311.22/23

Энергетика

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОИСТОЧНИКОВ НА ОРГАНИЧЕСКОМ ТОПЛИВЕ С УЧЕТОМ КОНЪЮНКТУРЫ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ А.М. Клер, А.С. Максимов, А.В. Чалбышев

В статье рассматривается задача максимизации прибыли электрической станции на оптовом рынке электроэнергии в секторе «Балансирующий рынок» за счет дополнительной загрузки включенного оборудования. Приведены задачи оптимизации производства тепловой и электрической энергии с учетом текущего режима работы станции, фактического состояния основного оборудования и прогнозного Индикатора балансирующего рынка. Представлен пример оптимизации загрузки оборудования крупной тепловой электрической станции для максимизации ее прибыли

Ключевые слова: математическое моделирование, оптимизация, тепловая электрическая станция,

балансирующий рынок

В начале 21 века с момента формирования Оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) электроэнергетика России претерпела большие изменения: скорректирована система государственного регулирования отрасли, сформирован конкурентный рынок

электроэнергии, созданы новые генерирующие и сбытовые компании.

Определение правильной стратегии поведения при участии в торгах на ОРЭМ является одной из важнейших задач функционирования генерирующих компаний. Уровень эффективности этой стратегии зависит от выбора наиболее оптимальных параметров режимов работы оборудования. В основном прогнозирование режимов строится на основе отчетных данных за предыдущий период. При этом необходимо учитывать большое количество параметров влияющих на оптимальность (эффективность)

прогнозируемого режима работы

оборудования тепловой электрической станции (ТЭС): тепловые и электрические нагрузки, параметры состава топлива и многое другое. Соответственно,

математическая модель ТЭС является многопараметрической.

С введением ОРЭМ в России ответственность за энергоснабжение потребителей возложена на генерирующие, сетевые компании и Совет рынка.

Клер Александр Матвеевич - НИ ИрГТУ, д-р техн. наук, профессор, тел. (3952) 42 30 03, e-mail:

kler@isem.sei.irk.ru

Максимов Алексей Сергеевич - Институт систем энергетики им. Мелентьева СО РАН, канд. техн. наук, тел. (908 6) 42 08 44, e-mail: maxalex@isem.sei.irk.ru Чалбышев Александр Владимирович - НИ ИрГТУ, аспирант, тел. (902 5) 149 459, e-mail:

chalbyshev_av@mail. ru

ОРЭМ для генерирующих компаний подразумевает несколько механизмов торговли электроэнергией: долгосрочные договора; краткосрочный рынок «на сутки вперед» (РСВ); балансирующий рынок (БР). Перед проведением торгов осуществляется предварительный выбор состава включенного генерирующего оборудования электростанций [1]. На РСВ, где осуществляется торговля основной доли выработки электроэнергии, участники в рамках единого аукциона, проводимого с учетом электросетевых ограничений, конкурируют за объем выработки/потребления на основе поданных ими ценовых заявок. В результате чего на рынке устанавливается маржинальная цена (цена РСВ) и соответствующая электрическая мощность каждой электростанции. В сутки фактического несения нагрузки действует балансирующий рынок. На БР у участника оптового рынка есть возможность скорректировать, в случае необходимости, свой диспетчерский график с помощью подачи оперативной ценопринимающей заявки (ОЦПЗ) [2]. С помощью таких заявок,

электростанция имеет возможность гибкой корректировки своего диспетчерского графика до необходимой величины.

Основная доля электрической энергии ЕЭС России вырабатывается тепловыми электростанциями (ТЭС) с разнотипным оборудованием и сложными

технологическими схемами производства энергии. Поэтому один и тот же отпуск энергии (тепловой и электрической) может обеспечиваться при различной загрузке оборудования станции. Что в значительной мере влияет на топливную эффективность ТЭС. Оборудование ЕЭС России в основном относится к «устаревшему», проработавшему

30 и более лет, поэтому стоит учитывать и существенно меняющиеся в режиме

эксплуатации характеристики.

Взаимосвязь и эффективность

комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ является одной из основных проблем развития рынка электроэнергии России [3].

Во второй ценовой зоне России предпочтительно используются ценовые

заявки (для ТЭС) неинтегрального типа. В каждой часовой подзаявке может быть указано не более 3 (трех) основных и одной

дополнительной пар «цена - количество».

В лаборатории «Исследования

теплоэнергетических установок» Института

систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН разработана оригинальная методика построения математических моделей сложных теплоэнергетических установок

(ТЭУ), которая реализована в виде

программно-вычислительного комплекса

(ПВК) [4]. Использование математических

моделей, построенных по такой методике, позволяет проводить конструкторские и

поверочные расчеты ТЭУ, основываясь на физических законах и признанных методах расчета (тепловые и материальные балансы теплоносителей, нормативный метод расчета котла и др.). Кроме того, этот подход позволяет получать математические модели энергетического оборудования и тепловых электрических станций с достаточно подробной детализацией, учитывая различные особенности в их работе (модернизации оборудования, отключение отдельных

элементов и т.д.).

Постановка задачи. Максимизация прибыли энергетической компании на ОРЭ в БР возможна с помощью подачи ОЦПЗ «на увеличение», то есть дополнительной (нетепловой) загрузки включенного

оборудования ТЭС. Эта задача тесно связана с задачей оптимального распределения электрических и тепловых нагрузок на ТЭС с целью минимизации затрат на топливо.

Целью настоящей работы является решение задач:

— оперативной оценки состояния оборудования ТЭС;

— прогнозирование себестоимости

выработки электроэнергии в выбранном режиме на несколько часов вперед.

Решение поставленных задач, можно получить, имея математическую модель исследуемой ТЭС, адекватно учитывающую

существующее состояние основного теплоэнергетического оборудования станции.

Каждая математическая модель имеет в составе набор коэффициентов, определяющих ее работу. При создании математической модели этим коэффициентам присваиваются базовые значения, приводимые в различных источниках справочной информации. Но когда речь идет о моделировании реально функционирующего оборудования, тем более оборудования проработавшего несколько десятков лет, необходимо проводить дополнительную настройку (идентификацию) коэффициентов математической модели, с целью максимизации соответствия параметров получаемых с помощью модели и на фактическом оборудовании. Описание методики идентификации коэффициентов математических моделей приведено в работе [5]. Полученные значения коэффициентов используются в расчетах станции в целом, при этом для каждого котельного агрегата строится зависимость его коэффициента полезного действия (к.п.д.) от

паропроизводительности, которая является базовой в модели. Для каждого турбоагрегата полученные значения коэффициентов

используются непосредственно в их расчетных моделях.

Задача оценивания состояния. Во время управления оборудованием электростанции оперативный персонал сталкивается с

проблемой сложности отслеживания и фиксации показателей, которые трудно или невозможно замерить (к.п.д. котлоагрегата, расход твердого топлива и др.). При этом предлагаемая математическая модель позволяет получать значения таких параметров, используя существующий набор замеренных значений в различных точках технологической схемы, при условии достаточного их количества для однозначного воссоздания режима работы. Получение фактического режима работы станции с помощью математической модели требует решения задачи оценивания состояния. Ее решение позволяет по имеющемуся составу замеряемых параметров получить значения остальных (не замеряемых) параметров и, таким образом, воспроизвести имеющийся режим, с учетом погрешностей приборов. При этом любая математическая модель также имеет собственную погрешность.

Применительно к отдельным агрегатам тепловой электрической станции постановка задачи оценивания состояния приведена в

работе [5]. Для ТЭС в целом она имеет свои особенности, например, необходимо строго соблюдать объемы отпускаемой продукции (электрической мощности и тепловой энергии в виде горячей воды и пара различных параметров). С учетом этого математическая постановка такой задачи имеет следующий вид:

I(Х3 , У 3 , уЗ ) ® Ш1П п,

N (x — xp )2 M (у . — у! )

f(x, yx, y!) = £u 2 3 + X j 2У

i=1

j=1

H(yp3,xpH,xp3,e, Qs, P) = 0, G(y!,x!,x!,e, Qs, P) > 0, s = 1,..., S, x... — Ax < x! < x . +Ax,

ax = v •

v3-100J

y . — Ay. < y < y . +Ay.

^3 7 7 S3 3 S33 1-

rv 2 Г LI -ay ^

^=v- ^= —

v J

x! < x! < x! ,

где S - количество потребителей тепловой энергии в виде горячей воды и пара; N -

размерность вектора Хз ; М - размерность

векторов Уз ; Хз и у з - вектора замеряемых параметров, полученные на фактическом оборудовании; хр и ур - вектора замеряемых параметров, получаемых из математической модели; хр - вектор не

замеряемых параметров модели; векторам хр

и хн , при решении задачи оптимизации

п

задаются начальные значения; п - вектор

коэффициентов математической модели; 1 -функция, учитывающая отклонения рассчитанных параметров (хр, ур) от

замеренных на реальном оборудовании (хз , Уз ); Н - га-мерная вектор-функция ограничений-равенств, включает уравнения, описывающие технологические связи между элементами схемы, энергетические и

материальные балансы элементов

технологической схемы ТЭЦ и др; О -/-мерная векторная функция ограничений-неравенств (включает ограничения снизу и сверху на такие зависимые параметры, как расходы острого пара на турбины, электрические мощности турбин и др.);

xp x! -

нн

вектора

минимальных

максимальных значений для вектора xp; Q -

вектор значений тепловых нагрузок

электростанции; P - полная электрическая мощность станции; У - коэффициент, учитывающий допустимое число

среднеквадратичных отклонений замеряемых

и расчетных значений соответствующих параметров (в расчетах принимается

равным 3); (Г2Х и S2y - дисперсии погрешности замера для векторов хз и уз , Lx и Ly -верхние пределы измерения приборов; (Xх и

(Ху - классы точности приборов (%).

Задача максимизации прибыли. Для

максимизации маржинальной прибыли

электростанции в случае высокой цены электроэнергии на БР (Индикатор БР) выгодно увеличивать выработку на конденсационном цикле и производить дополнительное количество электроэнергии до тех пор, пока себестоимость дополнительной выработки с учетом обеспечения нормы прибыли остается меньше Индикатора БР. Как было отмечено ранее, прибыль ТЭС на органическом топливе напрямую зависит от ее топливных издержек. Из этого следует, что решение такой задачи требует оперативного определения топливной составляющей себестоимости электроэнергии при увеличении электрической и фиксированных тепловых нагрузках электростанции. При этом получаемый режим должен обеспечивать минимальное

перераспределений нагрузок для быстрого к нему перехода, а в случае изменения ситуации на рынке - восстановления базового режима.

Математически такая задача имеет следующий вид:

МТЭЦ (х, у) ® max

xeX ’

У = f (Х Q) Q = Q Q2^.^ QS Ь при следующих условиях:

H(x,y) = 0, G(x,y) > 0,

и

2

B ТЭЦ — B ТЭЦ

ИБР-------------------b------Ц • r > 0

N ТЭЦ — n ТЭЦ ^т r ,

(1)

N тэц < ^ТЭЦ < NтЦ, inf x < x < sup x, X с Rn,

ТЭЦ

где N - полная электрическая мощность

ТЭЦ; x е Ек - вектор независимых

оптимизируемых параметров (расходы пара в конденсаторы турбин и пара из регулируемых отборов турбин, давление перед регулирующими диафрагмами турбин и др.); у е Em - вектор зависимых оптимизируемых

параметров (расходы острого пара на турбины, расходы пара из нерегулируемых отборов турбин, электрические мощности турбин, давления в нерегулируемых отборах турбин и т.д.); Qj - заданная нагрузка j-го внешнего

потребителя тепла; S - число внешних потребителей тепла; Н - m-мерная векторная функция ограничений-равенств, включает уравнения, описывающие технологические связи между элементами схемы, энергетические и материальные балансы элементов технологической схемы ТЭС и др; G - /-мерная векторная функция ограничений-неравенств (включает ограничения снизу и сверху на такие зависимые параметры как расходы острого пара на турбины, электрические мощности турбин и др.); B ТЭЦ „

B - суммарный расход топлива котлами ТЭЦ; Б1эц и NЭЦ - соответственно расход

топлива и электрическая мощность станции в базовом режиме; ИБР - Индикатор балансирующего рынка; Цт - стоимость тонны условного топлива; r - норма прибыли электростанции; N'^ - максимальная

заявленная мощность ТЭС.

Если в точке решения представленной задачи ограничение (1) не является активным, не стремится к нулю, тогда существующий Индикатор БР не ограничивает электрическую мощность ТЭЦ, а ее увеличение в допустимом диапазоне будет приводить к росту прибыли. Для получения максимального эффекта, необходимо решить задачу минимизации топливной составляющей издержек при фиксированной, максимально заявленной, мощности ТЭЦ [6, 7]. В случае, когда ограничение (1) активно, полученный расход топлива будет соответствовать минимальному

при полученной в результате решения задачи мощности.

Пример расчета ТЭС. С помощью описанных подходов проведены расчеты оптимальной загрузки ТЭС с учетом дозагрузки от теплового графика «на конденсатор» крупной промышленно-

отопительной ТЭЦ, принимая во внимание прогнозный индикатор на БР. Рассматриваемая электростанция является основным

источником тепла крупного города Сибири. На электростанции установлено 8 энергетических паровых котлоагрегатов (КА) и 5 турбоагрегатов (ТГ), которые условно можно разделить на 4 группы, работающие на общие коллектора острого пара. Первая группа, включающая КА № 1, 2, снабжает паром ТГ № 1, 2, остальные группы являются дубль-блоками. Вторая состоит из двух КА № 3, 4 и ТГ №3. Третья группа состоит из КА № 5, 6, снабжающих паром ТГ №4. Четвертая группа включает КА №7 и КА №8, острый пар от которых поступает на турбину № 5.

Коллектора острого пара первой и второй группы связаны между собой перемычкой, с ограниченной пропускной способностью 300 т/ч. В качестве основных и пиковых источников, помимо встроенных сетевых подогревателей турбин Т, используются общестанционные сетевые пароводяные подогреватели. В качестве охлаждающей воды в конденсаторах турбин может использоваться циркуляционная вода и подпитка теплосети. Установленную мощность станции: электрическая - 655 МВт и тепловая -1147 Гкал/ч. ТЭС снабжает потребителей паром с давлением 40 и 13 ата. Основным топливом является бурый уголь. Принципиальная тепловая схема данной ТЭЦ представлена на рис.

Принципиальная тепловая схема рассматриваемой ТЭЦ: 1-4 - котлоагрегаты БКЗ-420-140; 5-7 -

котлоагрегаты БКЗ-500-140; 8 - котлоагрегат БКЗ-820-140; 9-10 - турбоагргегаты ПТ-60/75-130/13; 11-12 -турбоагрегаты Т-175/210-130; 13 - турбоагрегат Т-185/220-130; 14 - перемычка с ограниченным расходом пара; 15 - РОУ-140/13; 16 - РОУ-140/40; 17 - встроенные сетевые подогреватели теплофикационных

турбоагрегатов; 18 - группа общестанционных

подогревателей сетевой воды, греющих паром 1,2 и 13 ата; 19 - группа общестанционных подогревателей

сетевой воды, греющих паром 3 и 13 ата; 20 - поток воды на деаэраторы подпитки тепловой сети; 21 - обратная сетевая вода; 22 - подпитка тепловой сети; 23 - прямая сетевая вода.

Для данной станции созданы подробные математические модели основного

энергетического оборудования (котлоагрегаты, турбоагрегаты). При создании моделей учитывались индивидуальные особенности каждого агрегата, так для турбоагрегатов ПТ-60/75-130/13 введен дополнительный нерегулируемый отбор пара из камеры отбора на подогреватель высокого давления №3 для снабжения потребителя паром 40 ата.

Проведена идентификация коэффициентов полученных математических моделей с учетом фактического состояния оборудования. По результатам которой для котельных агрегатов построены зависимости к.п.д. от паропроизводительности в

допустимом режиме их функционирования.

На основе этих моделей создана математическая модель для станции в целом, в которой также учтены модернизации и изменения схемы.

Был отобран показательный режим работы станции в отопительный период, в котором по сложившейся ситуации на БР была возможна (выгодна) дополнительная

выработка электроэнергии. Основные

параметры выбранного режима, а также состав работающего основного теплоэнергетического оборудования представлены в табл. 1.

Таблица 1 Основные характеристики выбранного режима работы ТЭЦ

Состав КА № 1,2,4,5,6,7,8

Индикатор БР, руб/МВтч І 477.1

Стоимость топлива, руб/тут Ц топл 1480

Норма прибыли предприятия, % н р 20

Для этого режима была решена задача оценивания состояния и получены значения параметров, которые не входят в состав замеряемых. Распределение тепловых и электрических нагрузок станции по агрегатам ТЭЦ в фактическом режиме работы и в полученном с помощью математической модели приведены в табл. 2 и табл. 3.

Таблица 2 Режимные параметры работы ТА в фактическом режиме и в режиме, вычисляемом с помощью математической модели

Т/а Мощ но- сть, МВт Расход пара «в голову» т/ч Расход пара на П-отбор, т/ч Расход пара на Т-отбор , т/ч Расход пара в кон-ден-сатор, т/ч Расход воды через конденсатор, т/ч

№ - режим рабо- ты* N б° т^отб БП В°тб гл пар Бконд Б вода конд

Ос- нов- ной пу- чок Встро- енный пучок

1 - факт 53 387 232 85 12 0 349

1 - выч 53 385 223 74 10 0 349

2 - факт 0 0 0 0 0 0 0

2 - выч 0 0 0 0 0 0 0

3 - факт 131 588 0 369 40 0 777

3- выч 131 607 0 414 45 0 777

4 - факт 135 612 0 385 35 0 695

4 - выч 135 633 0 450 40 0 695

5 - факт 171 810 0 521 33 0 801

5 - выч 171 785 0 554 37 0 801

* : Факт - данные фактического режима работы; выч - данные вычисленного (с помощью математической модели) режима работы.

Таблица 3 Режимные параметры работы КА в фактическом режиме и в режиме, вычисляемом с помощью математической модели

Характеристики Условное обозначение Показатели

Тепловая нагрузка потребителя, Гкал/ч б 1047

Расход прямой сетевой воды, т/ч 0пр 17538

Расход обратной сетевой воды, т/ч ^обр 14795

Температура прямой сетевой воды, °С Ї пр 104

Температура обратной сетевой воды, °С р о 60,7

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/Гкал ЬТ 120

Полная электрическая мощность станции, МВт N 490

Расход пара на РОУ, т/ч Б р°у 104

Состав ТГ № 1,3,4,5

Паро-производитель-ность, т/ч Котлоагрегаты, №

1 2 3 4 5 6 7 8

Фактический режим 327 328 0 320 310 302 316 548

Вычисленный режим 334 349 0 310 300 334 300 562

Из таблиц видно, что параметры, полученные с помощью модели с достаточной точностью совпадают с фактическими, это дает основание утверждать, что полученный расход топлива также достаточно близок к фактическому.

После того, как получен базовый режим работы была сформирована оптимизационная задача по максимизации прибыли получаемой за счет дополнительной выработки электроэнергии. В оптимизируемые параметры этой задачи, изменением которых в заданных пределах можно добиться улучшения значения целевой функции или ограничений, вошли расходы свежего пара на турбины, давления перед регулирующими диафрагмами турбин Т, расходы циркуляционной воды через конденсаторы турбин, расходы острого пара от котлов.

Назначены ограничения, включающие в себя физические ограничения (на неотрицательность расходов воды, пара и конденсата в различных элементах технологической схемы, положительный перепад давлений по ходу теплоносителя), а также технические ограничения (на максимальную электрическую мощность турбоагрегатов, пропускные способности трубопроводов и оборудования). Как было описано ранее получаемый режим работы станции должен быть максимально близок к текущему, перераспределения нагрузок между агрегатами должны быть сведены к минимуму, а весь эффект получен только за счет дозагрузки оборудования, для обеспечения легкости перехода. Для учета этого фактора, при решении задачи оптимизации были наложены ограничения на минимальные расходы пара в голову турбин и конденсатор равными их значениям в базовых режимах, а также на минимальную паропроизводитель-ность котлов. Параметры работы основного теплоэнергетического оборудования в полученном режиме представлены в табл. 4 и табл. 5.

Таблица 4 Режимные параметры работы ТА

в прогнозируемом режиме___________

Т/а Мощ- но- сть, МВт Расход пара «в голо- ву», т/ч Расход пара на П-отбор, т/ч Расход пара на Т-отбор , т/ч Расход пара в кон-ден-сатор, т/ч Расход воды через конденсатор, т/ч

№ N Я тл отб ии о°тб гл пар иконд тлвода ^конд

Основ- Встро-ной енный

пучок пучок

1 53 385 223 74 10 0 349

2 0 0 0 0 0 0 0

3 160 696 0 414 89 1294 777

4 172 750 0 452 100 1409 695

5 177 806 0 550 51 0 801

Таблица 5 Режимные параметры работы КА

в прогнозируемых режимах__________

Паропроизво- дительность, т\ч Котлоагрегаты, №

1 2 3 4 5 6 7 8

Прогнозируемый режим 335 349 0 398 416 334 300 585

Как видно из таблицы 4 оптимальная электрическая мощность станции для выбранного режима составляет 562 МВт, соответственно дозагрузка за сутки составила 72 МВтч. При этом норма прибыли принимается равной 20 %. Полученное значение прибыли (табл. 6) ТЭЦ составило 5 725,2 руб/ч (при стоимости топлива 1 480 руб/тут). Стоит отметить, что указанный эффект формируется только за счет нормы прибыли, поэтому при формировании на ОРЭ Индикатора БР выше себестоимости добавленной мощности (с учетом нормы прибыли) эффект будет стремительно увеличиваться (за счет маржинального ценообразования).

Таблица 6

Вычисляемые параметры работы электростанции______________

Режим работы Мощ- ность ТЭС, МВт Рас- ход топ- лива, тут Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/МВтч Удельный расход топлива на выработку допол-нитель-ной элек-тро-энергии, кг/МВтч Увели- чение при- были, руб/ч Себе-стоимость добавленной мощности (с учетом нормы прибыли), руб/ МВтч

N ТЭС Вт Ь э Ьдэ ДПр Т Т Дэ

Факти- ческий 490 240,2 224,5 0 0 0

Прогно- зирумый 562 259,6 230,3 268,6 5725,2 477,1

Следует отметить, что полученная величина эффекта не является постоянной и

сильно зависит от множества условий: от величины загрузки станции; от квалификации эксплуатационного персонала определяющего базовый режим и др. Основным фактором является Индикатор БР, а риском выступает соответствие прогнозного Индикатора БР тому, который сложится фактически. При уменьшении фактического Индикатора БР относительно прогнозного возможен режим выработки электроэнергии не

обеспечивающий заданную норму прибыли и даже приносящий убыток. Чтобы избежать такой ситуации в расчетах следует принимать большее значение нормы прибыли, определение ее величины требует дальнейших исследований, в том числе практических.

Математическая модель, на основе которой проведены вычисления, обеспечивает определение загрузки оборудования при сложившейся конъюнктуре ОРЭМ (плане балансирующего рынка и прогнозном индикаторе БР), позволяющей

максимизировать прибыль электростанции.

В настоящее время для ТЭЦ, работающих на ОРЭМ, является актуальным обеспечение конкурентоспособности генерации

электроэнергии, которая достигается оптимизацией режима работы с учетом оперативно изменяющихся параметров

оборудования и рыночных показателей.

Предложенный механизм должен использоваться для оптимального управления режимами работы оборудования в целях обеспечения выгодных финансовоэкономических условий участия

электростанций с учетом сложившейся конъюнктуры рынка электроэнергии и мощности.

Выводы. Разработана методика оперативной оценки состояния оборудования ТЭС, состоящая в решении задач определения коэффициентов математической модели и оценивания состояния.

Представлен пример оценки параметров оборудования ТЭС (турбоагрегатов и котлоагрегатов). Методика позволяет оперативно получать информацию о состоянии энергетических установок и отслеживать в режиме, близком к режиму реального времени, изменение показателей.

Произведена оптимизация увеличения выработки в конденсационном режиме с учетом режима работы оборудования максимально близкого к текущему и решена задача максимизации прибыли ТЭС на ОРЭМ с учетом себестоимости производства тепловой и электрической энергии и выбранной нормы прибыли.

Литература

1. Некоммерческое партнерство «Совет рынка». Регламент проведения расчетов выбора состава генерирующего оборудования (Приложение № 3.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) от 01.05.2012 - 13 с.

2. Некоммерческое партнерство «Совет рынка». Регламент подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение № 5 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) от 01.08.2012 - 48 с.

3. Беляев Л.С. Проблемы электро-энергетического рынка. - Новосибирск: Наука. ИСЭМ СО РАН, 2009. -296 с.

4. Клер А.М., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. Теплосиловые системы: оптимизационные исследования. - Новосибирск: Наука, 2005. - 236 с.

5. Клер А.М., Максимов А.С., Степанова Е.Л., Жарков П.В. Оперативная оценка состояния основного оборудования ТЭС // Электрические станции, 2011. -№ 4. - С. 2-6.

6. Клер А.М., Максимов, А.С., Степанова Е.Л. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом реального состояния основного оборудования // Теплоэнергетика, 2009. - Июнь. - Т. 56, № 6. - С. 53-57.

7. Погоняев С.В. Теоретические основы эффективности развития промышленного предприятия/ С.В. Погоняев, И.Ю. Бочаров/ Вестник Воронежского государственного технического университета, Т.8 №10.1, 2012, с. 112-115.

Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет Институт систем энергетики им. Мелентьева СО РАН

OPTIMIZING THE OPERATING MODES OF COGENERATION STATIONS TAKING CONJUNCTURE OF WHOLESALE ELECTRICITY MARKET INTO ACCOUNT A.M. Kler, A.S. Maksimov, A.V. Chalbyshev

The article is devoted to the problem of cogeneration power station profit maximization on the wholesale electricity market in the sector of "balancing market" due to additional loading of the powered equipment. Proposed to optimize the production of heat and power taking into account station mode, the actual state of main equipment and predictive indicator of balancing market. There is example of a loads optimization cogeneration station to maximize profit

Key words: mathematical modeling, optimization, cogeneration stations, balancing market