Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ развития электротехнического комплекса и принципов построения систем электроснабжения объектов газовой промышленности 10
1.1. Анализ состояния и перспектив развития электротехнического комплекса газовой промышленности 10
1.2. Общие принципы построения систем электроснабжения объектов добычи и транспортировки газа 20
1.3. Анализ реализованных и перспективных проектов в газовой промышленности 27
2. Разработка методов выбора оптимального размещения схемы электроснабжения предприятии газового комплекса 52
2.1. Методы оценки инвестиций в электроэнергетике 53
2.2. Анализ методов выбора схемы электроснабжения 61
2.3. Математическая модель оптимизации схемы распределительной сети 67
2.4. Формирование схемы внешнего электроснабжения ШГКМ в перспективных схемах развития Кольской энергосистемы 85
2.5. Сценарии развития ШГКМ и генерации Кольской энергосистемы 86
3. Оценка эффективности использования электростанций собственных нужд на предприятиях газового комплекса 90
3.1. Построение областей эффективного использования электростанций собственных нужд на предприятиях газовой промышленности 92
3.2. Формирование стратегии строительства электростанций собственных нужд на предприятиях газовой промышленности 104
3.3. Оценка влияния колебаний цен на топливо и электроэнергию на эффективность строительства электростанции собственных нужд 143
Выводы 159
Литература 161
Приложения 171
- Общие принципы построения систем электроснабжения объектов добычи и транспортировки газа
- Анализ методов выбора схемы электроснабжения
- Построение областей эффективного использования электростанций собственных нужд на предприятиях газовой промышленности
- Оценка влияния колебаний цен на топливо и электроэнергию на эффективность строительства электростанции собственных нужд
Общие принципы построения систем электроснабжения объектов добычи и транспортировки газа
Становление и развитие отечественной газовой промышленности напрямую связанно с освоением месторождений преимущественно в северных районах Тюменской области (СРТО) и месторождениями республики Коми являющимися крупными звеньями ТЭК страны.
Крупномасштабному освоению месторождений западной Сибири предшествовало развитие электроэнергетической системы.
Газовые месторождения и магистральные газопроводы СРТО являются мощными звеньями топливно-энергетического комплекса страны и перерыв в их работе может привести к значительному ущербу экономики страны. Такой ущерб в определенной мере может оцениваться возможными последствиями при авариях в системах централизованного электроснабжения объектов газовой промышленности. Для большей части электроприемников объектов добычи, подготовки и транспорта газа опасен не сам факт прекращения функционирования, а его продолжительность. Отказ и восстановление в системе электроснабжения за ограниченное время перерыва не нарушает работоспособности технологического объекта в целом.
Одним из важнейших вопросов, определяющих структурные построения систем электроснабжения, являются регламентации возможной длительности отключения того или иного электроприемника на объектах добычи, подготовки и транспорта газа [62,77,78].
Сооружение ГТЭС в удаленных районах, связанных с энергосистемой электрическими сетями большой протяженности, в дополнение к собственному покрытию нагрузки существенно повышало пропускную способность питающей сети (на 30-35%) и надежность электроснабжения потребителей.
Объемы роста электрических нагрузок СРТО, по данным проектирующих организаций, в значительной мере (в 1,8-2,5 раза) зависели от выбора типа привода мощных газоперекачивающих агрегатов на КС магистральных газопроводов и газовых месторождений - газотурбинного или электрического.
На период до 1988 г. рост нагрузки определялся из расчета применения на КС только газотурбинного привода ГПА. После 1989 г. предполагалось возможное применение электропривода ГПА на КС магистральных газопроводов, но более реальным представлялось все-таки применение в этот период также ГТП, так как для варианта с электроприводом ГПА требовались громадные дополнительные капиталовложения на строительство электростанций и электрических сетей значительно большей мощности. При этом на каждой КС магистрального газопровода должно было предусматриваться сооружение подстанции 220/10 кВ с установкой двух трансформаторов для каждой нитки и строительство, как правило, двух - трех ВЛ 220 кВ. Наращивание мощностей на Уренгойской ГРЭС зависело от типа привода ГПА на компрессорных станциях магистральных газопроводов СРТО, вводимых в действие к этому времени. Для надежного электроснабжения потребителей СРТО требовалось значительное электросетевое строительство, так как при больших расстояниях от источников возникали трудности с обеспечением необходимого запаса по статической устойчивости линий электропередачи и других явлений. При этом сильное влияние на размеры электросетевого строительства оказывали местные автономные источники, исключающие необходимость строительства резервных ВЛ для обеспечения должного уровня надежности электроснабжения потребителей [7].
Таким образом, с вводом ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС -Уренгой на проектные параметры потребители СРТО переводились на централизованное электроснабжение с использованием местных автономных электростанций на период до ввода мощностей Уренгойской ГРЭС. Темпы ввода мощностей на ГРЭС зависели от роста нагрузок, которые в свою очередь зависели от выбора типа привода ГПА КС магистрального газопровода Заполярное - Центр.
Высокие темпы развития электроэнергетики газовой промышленности СРТО и необходимость покрытия быстрорастущих электрических нагрузок нельзя было рассматривать в отрыве от развития Тюменской энергосистемы в целом [24,76].
Характерной особенностью Тюменской энергосистемы является охват громадной территории со значительной протяженностью электрических сетей, связывающих главный энергоисточник системы - Сургутские ГРЭС - с основными узлами потребления. Большая динамика изменения схем отдельных энергоузлов обусловливалась бурным ростом электрических нагрузок нефте- и газодобывающих районов и появлением новых потребителей, связанных с добычей и транспортом нефти и газа.
В настоящее время роль основной системообразующей сети Тюменской энергосистемы выполняют сети 500-220 кВ, центральным звеном которых, связывающим Тюменскую систему с ОЭС Урала, является В Л 500 кВ Рефтинская ГРЭС-Тюмень-Иртыш-Демьянская-Магистральная-Сургутские ГРЭС Сибирская [80]. Конфигурация системообразующих и распределительных сетей 110 кВ и выше имеет в основном радиальный характер, следуя параллельно транспортным коммуникациям к месторождениям нефти и газа, а также вдоль магистральных нефте- и газопроводов.
Организация электроснабжения объектов добычи газа, промышленных баз и жилых поселков газодобытчиков и строителей в СРТО начиналась с установки автономных передвижных или стационарных электростанций ограниченной мощности. На строительство мощных стационарных электростанций и электрических сетей высокого напряжения от государственной энергосистемы, уже получившей развитие в нефтяных районах Среднего Приобья, требовалось несколько лет. К тому времени в нефтяных районах Тюменской области уже был накоплен богатый опыт эксплуатации автономных электростанций [56,76].
Вместе с тем на первом этапе развитие электроснабжения газовой отрасли в СРТО осуществлялось большим числом разнообразных автономных электростанций, размещаемых непосредственно на газовых месторождениях, промышленных базах и в жилых поселках [76].
Значительные расстояния между формировавшимися промышленными и гражданскими объектами и их центрами нагрузок, ограниченные возможности для строительства связующих линий электропередачи способствовали тенденции формирования локальных систем электроснабжения.
Все автономные электростанции практически работали изолированно, что вело к неэффективному использованию их установленной мощности.
Большинство газовых месторождений СРТО имеют вытянутые в северном направлении контуры и УКПГ располагаются вдоль оси месторождений. Расположение всех УКПГ и ДКС на месторождениях во многом определяло структуру электроснабжения газового месторождения.
Электроснабжение Уренгойского ГМКМ в начальный период до 1982 г. осуществлялось в основном от одной временной электростанции общей установленной мощностью энергоагрегатов 33,2 МВт. Эта электростанция состояла из двух взаимосвязанных групп энергоагрегатов. Связь с подстанцией 110/6 кВ осуществлялась на напряжении 6 кВ. Через эту подстанцию в первоначальный период обеспечивалось электроснабжение месторождения на напряжении ПО кВ
Технологические объекты месторождения сначала снабжались электроэнергией по двухцепной ВЛ 110 кВ. Опыт эксплуатации этой ВЛ показал, что частые случаи аварий являлись следствием механических повреждений транспортными средствами. Аварии приводили к перебоям в электроснабжении объектов газовых промыслов и, как следствие, к недоотпуску газа. В целях повышения надежности электроснабжения объектов месторождения эксплуатационники вынуждены были отказаться от применения двухцепных В Л ПО кВ и перейти на одноцепные.
По аналогичному принципу осуществлялось автономное электроснабжение и других газовых месторождений.
Не является исключением освоение и развитие Ямбургского энергетического района. Ряд объективных факторов, таких как значительные расстояния между формирующимися промышленными и гражданскими объектами и их центрами нагрузок, ограниченные возможности для строительства связующих линий электропередачи, а также субъективный фактор, выражающийся в запаздывании сроков ввода энергетических объектов по сравнению с ростом нагрузок, способствовали тенденции формирования локальных систем электроснабжения.
Анализ методов выбора схемы электроснабжения
Проектирование развития электроэнергетических систем (ЭЭС) в современный период выделилось в самостоятельное звено в общей структуре управления развития отрасли Электроэнергетика. Общей задачей этого звена является обоснование решений, определяющих состав, основные параметры и последовательность сооружения электрических станций, электросетевых объектов и средств их эксплуатации и управления, исходя из условий оптимального развития электроэнергетической системы в целом.
Совокупность задач проектирования ЭЭС делится на иерархические уровни по технологическому, территориальному и стадийно-временному признакам.
Проект развития электрической сети является большой комплексной многосторонней работой, которая на высших иерархических уровнях выполняется с использованием мощных вычислительных систем и задействованием большого количества ресурсов.
При проектировании электрической сети, одним из центральных вопросов является обоснование схемы ее построения. Принципиально для решения задачи построения сети, осуществляющей электроснабжение определенного числа пунктов потребления, каждый из которых характеризуется заданной максимальной мощностью, могут быть предложены различные схемы, отличающиеся конфигурацией и параметрами элементов. В качестве критерия выбора оптимального варианта схемы сети (как и других энергетических объектов) служит минимум приведенных затрат на ее сооружение и эксплуатацию. Величина этих затрат зависит прежде всего от того, при каком номинальном напряжении предполагается сооружать линии сети, каково их число, протяженность, сечения проводов или жил кабелей, какова их связь с подстанциями, каково число и мощность трансформаторов и другого оборудования подстанций и т.д. Таким образом суммарные затраты на сооружение и эксплуатацию сети являются функцией многих переменных, большинство из которых имеют дискретный (сечения токоведущих элементов, мощности трансформаторов и т.п.) и даже целочисленный характер (число цепей линий, число трансформаторов и т.п.)
С математической точки зрения отыскание минимума такой функции с учетом технических ограничений (тоже, как правило, дискретных) требует применения методов нелинейного математического программирования. Составление корректной экономико-математической модели, позволяющей осуществить выбор единственного оптимального варианта схемы сети, связано со сложностью математической формулировки ряда условий, которые отражают упомянутые выше технические ограничения, требования к надежности электроснабжения, наличие существующей сети, динамику роста нагрузок и т.п.
Когда говорят об экономико-математической модели, то становится очевидным, что речь идет о модели экономического явления или процесса, выраженной в виде математических зависимостей [28].
Процесс моделирования состоит из следующих этапов
1.Анализ и описание системы и ее элементов относительно ее функций, элементов или структуры, поведения.
2.Выделение существенных факторов, процессов и связей.
3.Разработка математически сформулированной модели, наглядно отражающей выявленные факторы и связи.
При проектировании и эксплуатации технических систем постоянно приходится решать задачи поиска наилучшего решения из некоторого множества допустимых решений. Такое решение называют оптимальным, процесс поиска такого решения - оптимизацией, а задачи в которых ищется такое решение оптимизационными задачами.
Стремление к оптимальному решению - естественное состояние человека, который должен экономить запасы ресурсов (финансовых, энергетических, сырьевых) и времени.
Математическое программирование представляет собой, как правило, многократно повторяющуюся вычислительную процедуру, приводящую к искомому оптимальному решению.
Выбор метода математического программирования для решения оптимизационной задачи определяется видом зависимостей в математической модели, характером искомых переменных, категорией исходных данных и количеством критериев оптимальности.
Если в математической модели имеются только линейные зависимости между переменными, для решения оптимизационной задачи используются методы линейного программирования. Если в математической модели имеются нелинейные зависимости между переменными, для решения оптимизационной задачи используются методы нелинейного программирования.
Если среди переменных имеются целочисленные или дискретные переменные, для решения оптимизационных задач такого класса используются, соответственно, методы целочисленного или дискретного программирования.
В случае, когда исходные данные или их часть являются случайными величинами, решение оптимизационной задачи выполняется методами стохастического программирования.
При недетерминированной (неопределенной) исходной информации оптимизационные задачи могут быть решены с применением математического аппарата теории игр.
Задачи, в которых оптимизация проводится не по одному, а по нескольким критериям, относятся к классу задач многокритериальной оптимизации. Решение таких задач заключается в нахождении компромисса между принятыми критериями оптимальности.
Оптимальное планирование системы электроснабжения объектов добычи, транспортировки и переработки газа - важное условие необходимое для оптимизации стоимости реализации системы электроснабжения. Проектирование распределительных энергетических систем - комплексная задача, решение которой зависит от многих факторов, а математическая модель описывающая распределительную систему - достаточно сложна, и описывается системой уравнений со многими неизвестными зависящими от конфигурации системы. Для решения большинства оптимизационных задач проектирования систем распределения электроэнергии используют следующие основные методы [100,101,102,103]):
1) Метод сравнения альтернативных вариантов, по которому сравниваются различные решения и принимается лучшее.
2) Метод декомпозиции, в котором большую оптимизационную задачу разделяют на несколько мелких подзадач и каждую из них решают отдельно.
3) Методы линейного и дискретного программирования, где условия линеаризованы.
4) Метод динамического программирования.
Построение областей эффективного использования электростанций собственных нужд на предприятиях газовой промышленности
При оценке эффективности строительства электростанции собственных нужд необходимо учитывать такие факторы как:
- изменение потребления электроэнергии, связанное с развитием производственных мощностей, сезонными колебаниями объемов добычи;
- колебания цен на топливо (природный газ);
- колебания цен на электроэнергию на оптовом рынке, связанные с суточными, недельными и сезонными изменениями спроса;
- зависимость эффективности работы электростанции от относительной нагрузки и температуры наружного воздуха.
Традиционный подход к оценке эффективности строительства электростанций собственных нужд предполагает сравнение двух вариантов:
- ситуация «без проекта» покупка электроэнергии на оптовом рынке;
- ситуация «с проектом» строительство электростанции, работающей на приобретаемом топливе, с возможностью реализации части электроэнергии на оптовом рынке.
Определим возникающие денежные потоки для этих вариантов. Для варианта покупки электроэнергии на оптовом рынке денежные потоки равны:
An,(t)-P3(t)Lc(t)-yb
где P3(t) - цена приобретаемой электроэнергии, Lc(t) - потребляемая мощность, У)- величина ожидаемого ущерба от перерывов электроснабжения, произошедших по причине исчезновения напряжения.
Для варианта строительства электростанции денежные потоки определяются как:
fln2(t)=-K(t)-C(Lc(t)+LK(t), t)+P3(t)LK(t)- У2, где K(t) - капитальные вложения в строительство электростанции, P3(t) цена электроэнергии, реализуемой на оптовом рынке, Lc(t) - мощность, потребляемая на нужды собственного производства, LK(t) - мощность, реализуемая на оптовом рынке, C(L(t),t) - зависимость эксплуатационных затрат, связанных с производством электроэнергии, от вырабатываемой электростанцией мощности L(t), У2- величина ожидаемого ущерба от перерывов электроснабжения, произошедших по причине исчезновения напряжения. Надежность электроснабжения предприятия зависит от надежности системы внешнего электроснабжения и от надежности собственного энергоисточника.
Ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, произошедших по причине исчезновения напряжения У І , зависит от средней величины ущерба в случае перерыва в электроснабжении, приводящего к остановке одного или нескольких ГПА, цехов, компрессорных станций Ку и среднего числа подобных неблагоприятных событий в единицу времени ц (интенсивности отказов):
У; =КУ Xj , 1=1,2.
Ущерб выражается в снижении прибыли, из за увеличения затрат на выполнение работы (транспорт, добыча, переработка газа) и уменьшение объема реализуемой продукции потребителям, а также ущерба окружающей среде.
Эксплуатационные затраты, связанные с производством электроэнергии, можно представить в виде суммы затрат, не зависящих от расхода топлива (Cf), и затрат на топливо:
C(Lc(t)+LK(t),t)=Cr+-PT(t)f(Lc(t)+LK(t)), Lc(t)+LK(t) fLmax, где PT(t) - цена топлива, Lmax - максимальная мощность электростанции,
f(L) - функция, определяющая расход топлива в зависимости от генерируемой мощности.
Функция f(L) определяется как:
f(L)=L/(0,01n(L)QH), где Q„ - удельная теплота сгорания (28—46 МДж/м3 для природного газа),
T(L) - коэффициент полезного действия, который зависит от генерируемой мощности.
Коэффициент полезного действия обычно задается в виде полинома [75]:
n(L) = aL2+bL+c, где a, b, с - некоторые коэффициенты, зависящие от конструкции электростанции. На Рис. 3.1 приведен пример типичной зависимости КПД от мощности на клеммах генератора, а на Рис. 3.2 показана соответствующая зависимость расхода топливного газа от мощности при удельной теплоте сгорания топлива Q„=33,89 МДж/м3
Проведенные расчеты (Таблица 3.2) показывают, что при выбранных значениях параметров проект строительства электростанции собственных нужд эффективен. Величина ЧДД увеличивается с ростом среднегодовой мощности, реализуемой на оптовом рынке LKcp. На значения показателей эффективности оказывают существенное влияние цены на электроэнергию и газ (Рис. 3.4-Рис. 3.6). Из графиков на Рис. 3.4-Рис. 3.6 видно, что при определенных соотношениях цен на электроэнергию и газ проект становится неэффективным. Например, при цене газа 3000 руб./тыс.м если цена электроэнергии будет меньше 1,8 руб./кВт-ч, то проект будет неэффективен. При цене газа 4000 руб./тыс.м проект будет неэффективен при цене электроэнергии меньше 2,3 руб./кВт-ч.
Проведенные расчеты показывают, что на эффективность проекта строительства ЭСН оказывает влияние соотношение между ценой электроэнергии и ценой газа. Поэтому целесообразно изучение влияния данного соотношения на принятие решения об эффективности реализации проекта. Этот анализ удобно осуществлять путем построения областей эффективного использования электростанций собственных нужд в координатах «цена газа» - «цена электроэнергии». На Рис.3.7 показаны границы областей эффективного использования электростанций собственных нужд при различных значениях среднегодовой мощности. При соотношении цен, которым соответствуют точки выше границы области эффективного использования, проект целесообразно реализовывать, а при соотношении цен, которым соответствуют точки ниже границы, проект является неэффективным.
Расположение границы областей эффективного использования электростанций собственных нужд зависит от значений среднегодовой мощности, потребляемой на собственные нужды, и мощности, реализуемой на оптовом рынке (Рис.3.7 и Рис. 3.8). С увеличением мощности границы областей эффективного использования электростанций собственных нужд смещаются вниз, а области эффективного строительства ЭСН расширяются.
В приложении №2 диссертации, приведен расчет экономической эффективности и сравнение вариантов «с проектом» - «без проекта» (с возможностью по реализации части электроэнергии на оптовом рынке) и «с проектом» -«без проекта» (без возможности реализации части электроэнергии на оптовом рынке. Оба варианта проектов строительства электростанций собственных нужд оказываются экономически эффективными, однако во втором варианте (с возможностью реализации) относительные показатели экономической эффективности имеют более высокое значение ВНР 16% против 14%, ИД 1,39 против
Кроме исследования влияния соотношения цен на электроэнергию и газ на принятие решения о целесообразности строительства ЭСН, целесообразно исследовать зависимость между соотношениями цен на электроэнергию и газ и относительной эффективностью проекта. Данный анализ можно провести с помощью диаграммы на Рис. 3.9, которая показывает области эффективности по критерию индекс доходности. Линии на Рис. 3.9 показывают соотношения цен, которым соответствуют одинаковые значения индекса доходности.
Оценка влияния колебаний цен на топливо и электроэнергию на эффективность строительства электростанции собственных нужд
Как отмечалось выше при оценке эффективности строительства электростанции собственных нужд необходимо учитывать такие факторы как:
- колебания цен на топливо (природный газ);
- колебания цен на электроэнергию на оптовом рынке, связанные с суточными, недельными и сезонными изменениями спроса;
- возможность совершения операций покупки и продажи электроэнергии на оптовом рынке;
- возможность оптимизации объемов производства электроэнергии и запуска либо остановки генератора в зависимости от условий на рынках газа и электроэнергии.
На рис. Рис.3.24 показана динамика спот-цен на природный газ за период 01.1997-01.2011. На Рис.3.25 показана динамика цен на электроэнергию на оптовом рынке за июль 2011 г. Из графиков видно, что цены на рынках природного газа и электроэнергии подвержены значительным случайным колебаниям. Эти колебания необходимо учитывать при проведении оценки эффективности проектов строительства электростанций собственных нужд.
Для оценки эффективности строительства электростанций собственных нужд сравним два варианта:
- ситуация «без проекта» - покупка электроэнергии на оптовом рынке;
- ситуация «с проектом» - строительство электростанции, работающей на приобретаемом топливе, с возможностью реализации части электроэнергии на оптовом рынке.
Для варианта покупки электроэнергии на оптовом рынке денежные потоки равны: ДП,(1)=-РЭ(1)ЬС(1), где P3(t) - цена приобретаемой электроэнергии, Lc(t) - потребляемая мощность.
Для варианта строительства электростанции денежные потоки определяются как: An2(t)=-K(t)-C(L(t),t)+P3(t)LK(t), где K(t) - капитальные вложения в строительство электростанции, P3(t) -цена электроэнергии на оптовом рынке, C(L(t),t) - зависимость эксплуатационных затрат, связанных с производством электроэнергии, от вырабатываемой электростанцией мощности L(t), LK(t) - мощность, приобретаемая (LK(t) 0) или продаваемая (LK(t) 0) на оптовом рынке.
Эксплуатационные затраты, связанные с производством электроэнергии, можно представить в виде суммы затрат, не зависящих от расхода топлива (Cf), и затрат на топливо: c(L(t),t)=CffPT(t)f(L(t)), где PT(t) - цена топлива, f(L) - функция, определяющая расход топлива в зависимости от генерируемой мощности.
В качестве критерия принятия решения об эффективности строительства ЭСН будем использовать ожидаемый чистый дисконтированный доход (ОЧДД), который определяется по формуле: ОЧДД = М[ ] Wn2(t) n,(t)]exp(-rt)dt] =-K+(M[P3(t)L(t)]-CrM[PT(t)f(L(t))])(exp(-rTs)-exp(-rT))/r, где Т - срок реализации проекта, Ts - длительность периода строительства электростанции, г - норма дисконта.
Необходимо отметить, что при возможности покупки и продажи электроэнергии на оптовом рынке возникает возможность для выбора генерируемой на ЭСН мощности.
Так, если ни купить и продать электроэнергию нельзя, то рабочая мощность электростанции L(t) будет равна мощности Lc(t), потребляемой на нужды собственного производства (L(t)=Lc(t)). При этом могут обеспечиваться потребности в электроэнергии на нужды собственного производства в диапазоне рабочих мощностей генератора от Lmjr) до Lmax.
Если возможна только продажа электроэнергии в объемах до LKinax(t), то рабочая мощность электростанции L(t) может выбираться из диапазона от Lc(t) до min(LKmax(t)+Lc(t),Lmax). При этом могут обеспечиваться потребности в электроэнергии на нужды собственного производства в диапазоне от max(0, Lm;n l- KniaxW.) ДО -Lmax.
Если возможна только покупка электроэнергии в объемах до LKmjn(t), то рабочая мощность электростанции L(t) может выбираться из диапазона от max(Lc(t)-LKmjn(t), Lmjn) до Lc(t). При этом могут обеспечиваться потребности в электроэнергии на нужды собственного производства в диапазонах от 0 до LKmin(t) И ОТ Lmjn ДО Lmax+LKmin(t).
Если возможна как покупка электроэнергии в объемах до LKmin(t), так и продажа электроэнергии в объемах до LKmax(t), то рабочая мощность электростанции L(t) может выбираться из диапазона от max(Lc(t)-LKmjn(t),Lm;n) до min(LKmax(t)+Lc(t),Lmax). При этом могут обеспечиваться потребности в электроэнергии на нужды собственного производства в диапазонах от 0 до LKmin(t) и от max(0, Lmin - LKmax(t)) до Lmax+LKmin(t).
Рассмотрим пример того, как ограничения, связанные с объемами операций на оптовом рынке, влияют на возможности обеспечения потребности в электроэнергии на нужды собственного производства. Пусть Lmin = 6 МВт, Lmax = 12 МВт, тогда возможные диапазоны Lc(t) при различных значениях LKmjn(t) и LKmax(t) представляет Таблица 3.20
Проведенный выше анализ показывает, что возможность операций на оптовом рынке энергии значительно расширяет диапазон нагрузок на нужды собственного производства, которые могут обеспечиваться с использованием ЭСН.
Чтобы оценить эффективность строительства ЭСН необходимо учитывать тот факт, что в зависимости от соотношения цен на электроэнергию и топливный газ и ограничений, связанных с объемами операций на оптовом рынке, меняется оптимальная рабочая мощность генератора. Другими словами имеется возможность изменять генерируемую мощность ЭСН в зависимости от изменения условий на рынке. Так, при определенных условиях будет целесообразно запускать генератор на максимальную мощность, реализуя мощность, превышающую потребности собственного производства, на оптовом рынке. В других условиях, наоборот, будет выгодно остановить генератор и закупать всю электроэнергию на оптовом рынке.
