CC BY
29Journal of Siberian Federal University. Engineering & Technologies, 2017, 10(3), 426-434
УДК 621.311
Basics of Technique Evaluation the Use of Hydroelectric Resources in Their Work in EPS
Anastasia G. Rusina*, Tamara A. Filippova, Ekaterina A. Savban and Jahongir K. Khujasaidov
Novosibirsk State Technical University 20 Karl Marks, Novosibirsk, 630073, Russia
Received 28.04.2016, received in revised form 31.08.2016, accepted 28.12.2016
Hydroelectric power stations exert a great influence on distribution of the electric power on regional and, especially in the wholesale electrical power markets in models of the type "water resources - electricity consumption". In this article outlines some principles of creation a technique of calculations for hydroelectric power stations. We will call model of such type of R-P-L (resources, production, load) of hydroelectric power station. Considering uncertainty of a drain of hydroelectric power station and information difficulties, tasks traditionally is divided into two parts, depending on the planning period - the long-term and short-term modes. In the scheme of use of the R-P-L model there are a lot offeatures and changes in comparison with the last developments executed for Unified Energy System.
Keywords: hydropower resources, development, optimization, efficiency, energy balance, forecasting.
Citation: Rusina A.G., Filippova T. A., Savban E.A., Khujasaidov Ja.K. Basics of technique evaluation the use of hydroelectric resources in their work in eps, J. Sib. Fed. Univ. Eng. technol., 2017, 10(3), 426-434. DOI: 10.17516/1999-494X-2017-10-3-426-434.
© Siberian Federal University. All rights reserved
Corresponding author E-mail address: rusina@corp.nstu.ru, ta_filippova@ngs.ru
Основы методики оценки использования ресурсов ГЭС при функционировании электроэнергетической системы
А.Г. Русина, Т.А. Филиппова, Е.А. Совбан, Д.Х. Худжасаидов
Новосибирский государственный технический университет Россия, 630073, Новосибирск, пр. Карла Маркса, 20
Гидроэлектростанции (ГЭС) оказывают большое влияние на распределение электроэнергии на региональных и особенно на оптовых электроэнергетических рынках в моделях вида гидроресурсы - потребление электроэнергии. В данной статье излагаются некоторые принципы создания модели вида ресурсы-производство-нагрузка (Р-П-Н) для обоснования методики учёта режимов работы ГЭС в электроэнергетических системах (ЭЭС). Учитывая неопределенность стока ГЭС и информационные сложности, задачи традиционно делятся на две части в зависимости от периода планирования - долгосрочные и краткосрочные режимы. В схеме использования модели Р-П-Н много особенностей и изменений по сравнению с прошлыми разработками, выполненными для единой энергетической системы.
Ключевые слова: гидроэнергетические ресурсы, выработка, оптимизация, эффективность, энергетический баланс, прогнозирование.
Введение
Задача управления режимами ГЭС очень сложна. Цель ее решения - рациональное использование водных ресурсов. Гидроэнергетические ресурсы ГЭС изменяются в широких пределах, и их рациональное использование зависит от величины стока, гидрографа реки, требования энергосистемы к ГЭС, технологического процесса режима оборудования и многих других факторов.
Оптимальное управление режимами ГЭС осуществляется в условиях неполноты и недостаточной достоверности исходной информации. Имеются элементы случайности в формировании естественного режима стока, графики нагрузки системы, в значениях располагаемых мощностей, в составе работающего оборудования электростанций и используемых энергетических ресурсов.
Прогнозирование исходной информации на сравнительно короткие промежутки времени (до месяца) в настоящее время особых затруднений не вызывает. При этом не исключается, что отдельные факторы, например графики нагрузки системы, под влиянием случайных обстоятельств отклоняются от прогнозируемых.
При расчете длительных режимов регулирования стока гидрологическая информация носит вероятностный характер и никакое другое предсказание стока на сезон и год (многолетний период) не может быть правомерным [1].
Современные гидростанции обычно работают в составе водохозяйственного комплекса (ВХК). Роль ГЭС в различных ВХК неодинакова. В некоторых комплексах ведущая роль при- 427 -
надлежит энергетике, в других - основным участником является иная отрасль. В таких случаях ставится задача рационального распределения водных ресурсов. Режим ГЭС будет находиться в прямой связи с теми требованиями неэнергетических участников комплекса, которые ейпредписано выполнять. Управление режимами ГЭС в условиях жесткихводохозяйствен-ныхограниченийприводит вдополнитеоовхшзохррднениям. В оодохезяУсеренхоксхеееогат по мере их развития требования обычно возрастают и энергетическая значимость гидроузла уменьшается.
Натекущий момоло ^оулировониьшдиьпазон соанцтйогуаничхн водохозяйственными требованимми.В связя cтохмхауахоотcя неоГоьдимость ансинза и изменення меандоь л задах исиадезоланхх овОйС.
Особенности алгоритмизации модели Р-П-Н.
На основе анализа функционирования ГЭС в составе ЭЭСбылапредложена алгоритмязе-ская структура модели Р-П-Н.
Бпнх1 т инфх^эционное удосортнство.Прияхщпиниьныэ вопросовм явьсьтсе чеобходи-мocоьнтнохроовoйияенчpoгитpгмояхcтяoхиаидpaвлихосpoэ инфодмоции панрпахом,cтoкя, Оасхорам, ура вном бьeрoн,зноyвепхчивaeо xeналсйоусо]нep массивов траттогохиохххфьр-oi^i^i^H т^яирс^]^?^ эхтитpoэнтpсeтичecдиxcиcотм,нo ххвопределоошосоо тоет ^ачняахгро-вания режимов гидротепловых ЭЭС. В блок включаются модели прогнозирования, так как без прогнозов невозможно решать режимные задачи ЭЭС.
Блок 2 - гидроэнергетический режим, в котором опредеияеяояоптимальноессполозове-нитвоннеIxрооypоoв уЭС(бытовой пpитонйocои и запасов стока в водохранилище) .
Главная срооча х аaкxсxользаьнтьгxдрoояоpгетннeскхо ресу-оыи сю.те'чдос мoосoмир роIЯоCюорxтrI0Pопоолeргxx. »Сам оcночaeа(чэo оpебyeтcячoлучxтьуcксимом КПД хохахоруо cюpаaxo^ытOиоxмxзPЯйя ороизтвдивсо но Iвpйтaргр) мaкcxмyматыуoбоаио электроэхсртхх за полный цикл гидроэнергетических расчетов, т.е. за гидрологеческийтод.Эоо оззевеетуслов изо поздней сработки водохранилища в период межени и ранняе^еаоядиаеиюсодохртнтлищао период паводка. Если рассматривается каскад ГЭС, то должен быть добаезеи кряиериймаксяз упмaтзнийонижойeмоюсйзтaнцих кaтяурa.Bceаоoшecкaзaннoа coттвгаатодeзpa цяиннльно мз ведению бизнес а и мохсимуму проусж эпaигросчеpгяй ГЭВ и ояеямхвоцни рсжора Д^^ЭОО.
В блоке решается комплекс задач по рациональному использованию гидроэнергетических ресурсов одиночных и связанных станций в каскаде. Выработка электроэнергии на ГЭС зависит от стока, а режим использования стока в свою очяреяеодщесаеттнозовиаит от каторг. Глав^юрола огуает кноядуйс опсимнтмдуу выробoтки элоктpoннепpгии[]f0хивтдзй ЭГэа ^ max самый простой, так как он не требует анализа использованияГЭС есзеоемд,но решениеявляетсязаведомоне наилучшим.
Блок 3 - технологический процесс ГЭС. В нем рассматриваются задачи внутристанцион-ных решения выбора состава и режима гидроагрегатов при з данной нагрузке станции по критерию максимума КПД. Это основной показатель технологмчоского пдовдрсапреобртзовандя потенциальной энергии в рабочую и выполнения критерия Тгта ^ max.
КПД ГЭС является произведением КПД по напору (H), расходу (Q) и технологическому процессу:
П ГЭС _ ПнПоПт
N„aàe _ kQH,
ПН _ H H (1)
ZJ полезн H под, -AH
TJ поде TJ поде
Qполезн _ Qnoдe AQ
Qnode Q^de
N полезн Nnoe -AN
N поде N поде
где АН, AQ, и AN - потери соответственно напора, расхода и мощности ГЭС или изменчивость этихфакторов, влияющихнаКПД.
ПолныйКПД турбинной установки по напору:
Н
ПН =-Чпопеш-= _ ^ _ ^ (2)
н и \и ди ди ди ннб шв.с нтурб шо.с 4 7
Н полезн - /Шнб-/Ш в.с -Ш турб - АН о.с ™
Здесь индексы: нб - нижний бьеф, вс - водоподводящие сооружения, турб - турбина, ос -отводящие сооружения.
Блок 4 - режимГЭСвЭЭС иблок5 - коммерческий баланс.
В ЭЭС должно соблюдаться условие получения минимума издержек с учетом структуры мощностей ЭЭС. Основные особенности ЭЭС соответствуют ее энергетическим балансам, и критерием оптимизации является минимизация суммарных издержек всех единиц (станций и сетей). Такая оптимизация производится для календарного года при изменении нагрузки.
Во многих работах показано, что режим с критерием максимума выработки энергии не всегда соответствует режиму с критерием минимума издержек, причем результат в первом случае хуже на несколько процентов. Ввиду этого всегда отдавалось предпочтение критерию минимума издержек. Однако сейчас это связано с большими информационными трудностями и есть две альтернативы: либо режим рассчитывается для станции и тогда необходима системная информация, либо режим рассчитывается для системы и тогда необходима гидрологиче-скаяинформация.
Целесообразно этот расчет выполнять по схеме последовательного уточнения режима. Сначала для ГЭС рассчитывается режим по критерию максимума выработки энергии. Вторым этапом является его дооптимизация по критерию минимума издержек и, наконец, есть третий этап по максимуму прибыли продажи на электроэнергетическом рынке. Конечно, при этом будут определенные потери и эффективность использования потенциальных ресурсов пони-зится,но притаком подходеснимается часть информационных проблем.
Топливная эффективность ресурсов при использовании ГЭС в ЭЭС - фактор, имеющий важнейшеезначениедля режимов ЭЭС.
Понятие «топливная эффективность» отражает влияние ГЭС на энергетические балансы ЭЭС, поскольку очевидно, что ГЭС дает всегда определенную выгоду для системы - и по режиму тепловых станций особенную [2, 3]. В балансах мощности гидростанции размещаются чаще всего без учета эффективности энергоресурсов.
техн
Топливная эффективность гидроресурсов (расхода воды и стока) зависит в основном от по-кизаталей энерги тического биланса мощнистпЙЭЭС. Баллнс асощноятей изменяетсяежидне вно, о eeo осемени года, соповетатвкннод изеаеноееси to атпливноя эффективноать гидроресорал- Для опроделания сетииинои оОфекФивсооеи иапооьауетсо нлфактеристикт отноаитзльныа приро-соов ЭЭС, ццнныт Ккланса лл oaaaa^on^.^ ^ar о снзсоо ятзащин и К> алотоп fnaro,iaa)jiyiiirac, 6anaF. Пьи э том иаменяютсяуаноеаталаною поиреооыаотопливуу издержкем.
А^,АИ. F ^ (3)
АЛ АЛ T
ш ш 1 KMN
Фвптионкя эффеитивностл позвиляко гемантто содержеиои и аофиктуфу оебестоимости отактноадтроьи е>ЭС0:
ДИ
С = С + С =С + P (4)
^ =УСЛ.ПОСТ Т + РЕС.ВОДЫ = УСЛ.ПОСТ Др * ГТ • w
Составляющая CpСрды = (^ТОРт-ГГЭС может быть значительной и позволяет рассматривать многие режимные задачи ЭЭС с учетом стоимости гидроресурса.
Необходимо учитывать и эффективность распределения нагрузки между станциями ЭЭС. Такаязадачадетальноразработана.
Полный алгоритм включает 5 основных блоков, перечисленных выше: информационный, гидроэнергетический, технологический, энергетических балансов гидротепловой ЭЭС, ком-емерческий. Расчет режима ведется от базового первоначального плана к конечному, при этом режим ГЭС рассчитывается последовательно по трем критериям: максимум выработки энергии, минимум издержек, максимум прибыли.
ПоказателиоценкирежимовГЭС в модели Р-П-Н
В настоящее время при учете бизнес-интересов главными показателями являются при-быльицена.Ошибочность этогораскрыта вомногихработах,например в[4].
Показатели эффективности гидростанций могут рассчитываться с различными целями, и от этого зависит их вид и содержание. Все без исключения показатели эффективности работы ГЭС зависят от ее выработки электроэнергии, и требуется решение многих задач.
Структурная модель производства электроэнергии на ГЭС должна учитывать весь процесс от ресурсов производства до реализации электроэнергии по всем видам деятельности.
Использование ресурсов электроэнергии. Гидроэнергетический потенциал зависит от параметров станции, стока реки, режима использования водных ресурсов. Выработка электроэнергии определяется расчетами по данным водных ресурсов, по режимам напора, по КПД технологического процесса станции. Все составляющие переменны во времени и имеют высокий уровень неопределенности.
Транспорт электроэнергии и режим передачи электроэнергии сетевыми компаниями СК могут иметь разные масштабы и хозяйственные формы [5, 6]. Сетевые компании и предпри-
ятия, осстцествляющие транспорт электрическое энергии, - это перепродавцы, и цена всех i предприятий аудет Цтртс = Ц^. Обычно ГЭ С на имеет с вободы войора трастнранспорта а1 до р1а^1кел^]грр^тг даоныаги по их инподвчению. ггогда треруетая ратнаРоттс методики создания алсеариирокои иссмы -ли спсциолтноИ матодлни ороснозтооеанпт доя аценки затрат на транс-иоро. аелc^]гь. олрнпиоронтк оаопс ГЭС тожот решетр тампстоянельно.
]У1(ет^од,и1^а расчета пок:азат'е.1:^е11 и оцеик;и деятельности ГЭС
Рамки итнтьи нп даохтлеюл пощю^о оптановивьст уе меяоднка рптчеьд покааателей эф-И>аки'ивноко'т^, н:<с еиевидно> что Хез тпециильласо ангорнтма вне сомо ли можео бывиреализова-сва. Дсдтм зеа'ее^.ю^нд.се; —арнмошы "и;а:вдс>:й меаодики.
^ссмосртм сэдсажаселоно пснаолс ЗИ^ПТВЕеЗ, нос напдру> "ото троИует дерадизации понятий «подаедгнны- напор)» и «полезный напор»:
пн=^^т3-. (5)
Напор блокадля плотинных ГЭС
• (6)
Для деривациотных ГЭС напор
н6л = гВБ -гНБ-шдер. (7)
Нтпн), подтвдинный с турйина, мпташе иапте>д (коор1ди1 вернол] позерт с вовоподводя-щил соодяоссниях, которыс меооно зааанее {таоспитать:
Нподв.еурб. = Н6л ~ к-ВС' (8)
Полезны4напор иирбиннтИ устаиовкимтньсит оотоск (5лок^ но агличину потерь напора в турбинеивотводящихсооружениях:
т _тур _дт— _д н (9)
полезн подв .турб. турб. отв' ^ '
ПолныйКПДтурбиннойустановкипо напору
Н
пн = " , (10)
Лн = Н ншв+шезн+Ан 6+ дн = Лн■бЛнн ■ЛнтурбЛно ■ с. (11)
полезн 6л ее турб о.с
Со временем напорные характеристикиизменяются.
КПДпо расходу можетсоставлятьсяповерхнемубьефу, адля каскада - ипо нижнему.
Уравнение Даланса имеет нледт'оищий вид:
<2,6 бе) е (¿а (0 ± & (л) + Ю (и) - бд С) ± Я. С) - (ф (') - С), (12)
где Qnр - приточность; Qв - запасы водохранилища расход; Qос - осадки; Qucп - испарения с его поверхности; Qл - потери на ледообразование; Qф - потери на фильтрацию через ложе водохранилища; Qвх - забор воды на нужды водопотребителей и водопользователей.
- 431 -
Баланс расходов в нижнем бьефе станции
Г не = <2 ГЭС » )+<Г*( 0 -о- О» 0)+<2ф (0+йр (О, (13)
где ()ГЭс - расход воды через турбины ГЭС; -Э.сб - расход холостых сбросов черезводосброс-чые ^е5^]эузз^^1-131ее:; (ж1 ¡«л_ рхтнод на шлюзовадге; (0 - фиоадцтиаия воды хохсз хидроте хничес кие сооруженияи растачч ыеу стройстяа стачции;ЯЯяа-рнс ход в од ы,поступающийо нтжни й бьеф через рыбоходы, ледосбросы и другие сооружения.
Бала тс рнсаодоб ыо станщии
ГГА1) = Г(нб(1)-
Част о составляющие <2дС, = 6л,г?е'ВИ«-С Уепоывают е вхдт поправчд в бытовой приточ-ности, и яотда ^ <5а.л^и^с;о записовввется с общепргоятан виде:
анг=0^ )+аБ°.о<э). (14)
Балансрасходовдлякаскада ГЭС
Дня косарцаиз паатнррй иравненисбалаапапсодстаоляются систсмай уравнений:
ОНеЧю (О = в^ Г - фиЧ) ± <2«п ао + бст,р «б. (15)
Из приведенных уравнений легко определить факторы, влияющие на КПД по расхо-
КПД технологического процесса по мощности учитывает преобразование подведенной энергии в рабочих органах турбины генератора иводоподводящих сооружениях.
Подведена мощность Нподв, мощность на зажимах генератора будет Нпол, а КПД агрегатного блока
Па = ПтППВС ' (16)
гдеиндексы т -турби на, г - генератор, а кс _ КПДводоподводящихсооружений.
В заключение необходимо подчеркнуть, что требуется специальная методика определения всех сат-авлтаощих-ПД и фока-доы, прикдм не етартовыхвел-аий,афакадчг-еух. Это слож-н аоинформдуионнвязадача.
Себестоимость электроэнергии ГЭС
Удельные из-о-жкиороитаодатвд ]сх деаствующей ГЭС
И И +И +И
_ у.п _ ам зп пр
СГЭС = Э = Э
ЭГЭС Э ГЭС
Экономическая эффективность ГЭС - это минимум себестоимости. Ее величина зависит отвыработкиэлектроэнергии.
Самое главное, что цена продажи электроэнергии определяется в прямой зависимости от себестоимости.
Коммерческая эффективностъэлектроэоергии
Оптовый рынок элео^т^о^е^элелг^]^ Г(нкционируеоп°регламентэм^ыработанным органи-затор>омирылка. Они нетосфдинируютсяс теэчолэгичееким процесеом прэобразования гидроэнергии на различных этапах. Вместе с тем нельзя исключить этот этап в комплексной оценке эффективности использования ресурсов ГЭС.
Первоочередным является показатель максимальной выработки электроэнергии ГЭС, что досаигается наеррт^рсхода, КПДееолики иэ^еап^ипс^ели, топливной эф-
фелтивнеети,рэспределениа нигруеки вЭЭС,потерь м^с^ое^е^п^с^э^ес^ели вэедех, коммерческих преимуществах и оерошeнляе А в элсиэроэнерэетическкйсистеме от выра-
роопиэнергии еа ГЭР зэвиряефпнккаи(^с^та1^1^е^1^1рс^тадк^е^р^,1^с^с^тоорьиираотз затрат управления системой.
Эффективностьиспользования гидростанций в комплексе
Эффомтивностъ эключаетдеа комсреерта - затраты и еыерсМ Затраты - это себе-стоимтотъ СРэсжеыгода ккэжимаояэффопоикноэрэ, ковэрэю даетГЭС пвэ работе в ЭЭС, и коммерчесаокэффективносоь, которвю ироукоетГЭС иеи суэисэе ээкиотоэнергетического рынка.
Тогда суммарная эффективность:
5 = ксС - (X к^ АЭ^). (18)
ие сПоказатели эффективности могут иметь различные единицы измерения КПД в процентах, энергия в кВтч, себестоимость в рублях, и их надо приводить к единой форме с использовани-еммножителейприведения к.
Практическое значение показателей эффективности. Наиболее возможными являются следующие практические области применения показателей эффективности:
• Комплексная эффективность позволяет сравнивать станции между собой, сравнивать их с нормативами в целом.
• Сравнение возможно и по отдельным этапам использования гидроресурсов, и по отдельным задачам.
• Проведение анализа и планирование путей энергосбережения.
Выводы
Определение оптимального режима ГЭС и увязка его с существующими требованиями энергосистемы - необходимые условия составления актуальной схемы использования водных ресурсов ГЭС. Одним из основных технико-экономических показателей ГЭС в период эксплуатации выступает себестоимость выработанной электроэнергии. В некоторых случаях требования системы к ГЭС могут значительно превосходить все ее потенциальные возможности, но и тогда может быть получен существенный эффект в результате правильного критерия и схемы регулирования. Эффект оптимизации режимов ГЭС определяется не только характеристиками оборудования, но и водными режимами гидростанций. На режим ГЭС накладываются ограничения водохозяйственного комплекса, что изменяет ее функции
и режим рабочих мощностей, что в свою очередь отражается на роли ГЭС на электроэнергетическом рынке.
Приведенная методика по теме эффективность использования ГЭС от ресурсов до коммерческих результатов является актуальной и для действующих станций, и для проектируемых. Сейчас предполагается проектирование и создания новых ГЭС, и эта методика влияет на инвестиционный проект.
Оценка эффективности использования гидроресурсов имеет большую актуальность и для цен на электроэнергетическом рынке. Приведем пример по ОЭС Сибири, в балансах которой участвует Новосибирская, Красноярская, Братская, Усть-Илимская, Саяно-Шушенская и Иркутская гидростанции. У них разные напоры - примерно от 20 до 200 м. И единица объема стока на Новосибирской ГЭС имеет примерно в 10 раз меньший потенциал энергии, чем на Красноярской и в 20 раз меньший, чем на Саяно-Шушенской, при небольшой различия в себестоимости энергии. А при своих ценовых заявках станции исходят только из себестоимости. Потенциал практически не учитывается на станции, и даже в ОЭС Сибири он неизвестен.
Для эксплуатируемых ГЭС важно правильно оценивать их результативность не только по заявленным ценам, а с учетом их связи цен с тем, как они используют ресурсы, возобновляемые и дешевые, гидроресурсы - это национальное богатство. Тема, рассмотренная в работе, требует ее глубокого исследования.
Список литературы
[1] Филиппова Т.А., Мисриханов М.Ш., Сидоркин Ю.М., Русина А.Г. Гидроэнергетика: учеб. пособие. Изд. 3-е, перераб. Н.: Изд. НГТУ, 2013, 620 с. [Filippova T.A., Misrikhanov M.Sh., Sidorkin Iu.M., Rusina A.G. Hydropower: a tutorial. Edition 3, revised. Novosibirsk, Izd. NGTU, 2013, 620 p. (in Russian)]
[2] Sekretarev Y., Sultonov Sh., Shalnev V. Optimal Control Mode of the Vakhsh Hydropower Reservoirs to Reduce Electricity Shortages in Tajikistan, Applied Mechanics and Materials, 2015, 792, 446-450.
[3] Allen J., Bruce F., Gerald B. Power Generation Operation and Control. Third ed. New York, John Wiley & Sons, 2013. 656 p.
[4] Русина А.Г. Развитие теории и методологии анализа электроэнергетических систем для управления установившимися режимами. Докторская диссертация. Томск, 2013. 297 с. [Rusina A.G. Development of the theory and methodology of analysis electric power systems for management established modes. Doctoral thesis, Tomsk, 2013. 297 p. (in Russian)]
[5] Русина А.Г., Филиппова Т.А. Режимы электрических станций и электроэнергетических систем. Н.: Изд. НГТУ, 2014. 399 с. [Rusina A.G., Filippova T.A. The modes of power plants and electric power systems. Novosibirsk, Izd. NGTU, 2014. 399 p. (in Russian)]
[6] Легалов Д.И. Методика планирования долгосрочных оптимальных режимов электроэнергетических систем с ГЭС, основанный на методе динамического программирования. Кандидатская диссертация. Иркутск, 2005. 139 с. [Legalov D.I. Methods of long-term planning of optimal modes of power systems with HPPs, based on the method of dynamic programming. PhD thesis, Irkutsk, 2005. 139 p. (in Russian)]
