3-4.4 Обеспечение надежной работы системы электропередачи
Учет ограничений по режимам работы линий электропередачи является сложной проблемой. Во-первых, существуют ограничения по нагреву линий. Если полная (активная и реактивная) мощность, передаваемая по линии, будет превышать определенное пороговое значение в течение нескольких минут, линия будет серьезно повреждена. Наиболее вероятной причиной превышения порогового значения является неожиданный выход из строя другой линии1. В этом случае поток мощности в системе мгновенно перераспределяется, и большая часть потока поступает в ближайшие линии. В наихудшем случае (или близком к нему), если между двумя регионами имеются две идентичные параллельные линии передачи, и они являются единственными линиями, соединяющими эти регионы, то при выходе из строя одной из них другая принимает на себя полный поток мощности. Если, например, одна линия может пропускать 100 МВт, то общую мощность, передаваемую по этим двум линиям, необходимо ограничить величиной 100 МВт (ограничение на передачу мощности с учетом надежности или ограничение по надежности). В этом случае единственным преимуществом существования двух линий вместо одной будет повышение надежности.
Когда ограничения по надежности рассчитываются точно, их приходится часто менять. Например, предположим, что линии L1 и L2 имеют ограничение по нагреву на уровне 100 МВт, при этом в случае выхода из строя линии L1 50% передаваемой через нее мощности поступает в линию L2.
Если по линии L1 передается поток мощности 100 МВт, то ограничение по надежности линии L2 равно собственному ограничению по нагреву этой линии 100 МВт минус 50 МВт потенциального переходящего потока в результате отключения линии L1. В этом случае ограничение по надежности линии L2 равно 50 МВт. Если же по линии L1 передается только 20 МВт, то линия L2 имеет ограничение по надежности, равное 90 МВт.
Помимо ограничений по нагреву линий имеются другие физические ограничения, на основе которых вычисляются режимные ограничения по надежности: ограничения по напряжению и ограничения по устойчивости. Оба эти ограничения являются менее стабильными, чем ограничения по нагреву, которые изменяются незначительно в зависимости от колебаний температуры окружающей среды.
Для обеспечения надежной работы системы передачи системный оператор должен прежде всего рассчитывать значения указанных ограничений (и пересчитывать некоторые из них достаточно часто), а затем решать задачу распределения нагрузки между генерирующими агрегатами при заданной нагрузке потребителей как задачу распределения нагрузки с учетом ограничений по надежности. Решение этой задачи дает такие уровни нагрузки генерирующих агрегатов, которые при заданной нагрузке потребителей не приводят к образованию на какой-либо линии передачи потока мощности, превышающего ограничение по надежности.
Роль рынка в оказании данной услуги.
Обеспечение надежной работы системы передачи — услуга, которую обязан предоставлять системный оператор. Она может предоставляться за счет продажи прав на передачу или через процесс отбора заявок на производство электроэнергии на аукционе на сутки вперед. Ни один из этих методов не дает полной гарантии от ошибок, поскольку оба применяются с некоторым опережением по отношению к реальному времени. В этом промежутке времени могут произойти такие события, как выход из строя генерирующих мощностей, линий электропередачи, увеличение или снижение нагрузки. Любое из этих изменений может повлиять на перераспределение потоков мощности таким образом, что произойдет нарушение ограничений по надежности. К счастью, большинство энергосистем работают большую часть времени без угрозы нарушения данных ограничений. Так, в объединении PJM ограничения по надежности не влияют на режим в течение примерно 3|4 общего времени его работы.
Когда в реальном времени происходит нарушение ограничения по надежности, системный оператор должен нагрузить определенный генерирующий агрегат в одном месте и разгрузить другой агрегат в другом месте. Проблема в данном случае заключается не в обеспечении выработки общей величины генерирующей мощности, а в том, в каких узлах сети обеспечивается выдача этой мощности. Один из методов решения этой задачи заключается в том, чтобы найти двусторонний контракт, исполнение которого приводит к передаче мощности по искомому пути с нарушением ограничения, и его аннулировать. Нагрузка в этом случае покрывается другим источником мощности. Такой подход к решению проблемы разгрузки линий передачи рекомендуется NERC. Это централизованный нерыночный подход, который, как следует ожидать, совершенно неэффективен.
1 Пороговое значение рассчитывают, как величину, равную квадратному корню из суммы квадратов активной и реактивной мощности. Однако в большинстве случаев это значение близко к ограничению на переток активной мощности.
В настоящее время NERC становится сторонником балансирующего рынка реального времени, который, в сущности, решает ту же задачу путем снижения цены электроэнергии в реальном времени в регионе, где необходимо уменьшить ее производство, и повышения этой цены в регионе, где необходимо выработать больше электроэнергии. Эта услуга должна предоставляться с помощью рынка, но рынок в данном случае является только инструментом в руках системного оператора. Обеспечение надежности — функция системного оператора, поэтому сам системный оператор организует предоставление услуги по обеспечению надежной работы энергосистемы. Суть этой услуги заключается в решении сложной задачи координации, причем ее решение должно обеспечиваться централизованно.
3-4.5 Экономическое распределение нагрузки
Экономическое распределение нагрузки, как определено выше, сводится в основном к использованию самых дешевых генерирующих мощностей. Эта задача состоит из двух основных частей: 1) определения генерирующих агрегатов, которые должны быть запущены, т. е. решения задачи выбора состава генерирующего оборудования, 2) определения нагрузки каждого из включенных генерирующих агрегатов. Однако большинство агрегатов, которые запущены, используются на полную мощность кроме случаев, когда происходит изменение режима их работы или когда они остаются во включенном состоянии, чтобы избежать затрат на выключение вечером и включение утром (при этом в течение всей ночи они работают с минимальной нагрузкой).
Если в реальном времени удается осуществлять распределение нагрузки экономически эффективным образом, рынок на сутки вперед не оказывает влияния на эффективность работы рынка. Поскольку условия производства и потребления мощности в реальном времени неизвестны до наступления самого момента реального времени, задача экономического распределения нагрузки в реальном времени является очень важной. Поскольку многие генерирующие агрегаты требуют много времени на пуск, а их затраты на пуск велики, рынок на сутки вперед играет важную роль в создании условий для эффективного экономического распределения нагрузки в реальном времени.
Роль рынка в оказании данной услуги.
Существует три основных подхода к экономическому распределению нагрузки: 1) торговля по двусторонним контрактам, 2) централизованная биржа электроэнергии на сутки вперед, 3) централизованный пул на сутки вперед. В рамках первого подхода задача распределения нагрузки решается самими поставщиками электроэнергии и торговыми посредниками-трейдерами оптового рынка электроэнергии. В рамках второго подхода системный оператор организует работу биржи на сутки вперед. Биржа электроэнергии определяет известную всем участникам рыночную цену, которая может использоваться биржей для выбора состава работающих агрегатов или поставщиками для самостоятельного выбора моментов включения своих агрегатов в ходе нескольких раундов подачи заявок. В рамках третьего подхода пул принимает от поставщиков многокомпонентные заявки, и системный оператор решает задачу оптимизации распределения нагрузки между ними, используя всю имеющуюся в заявках информацию. Полученные результаты решения задачи оптимизации затем используются для управления фактическим распределением нагрузки в реальном времени с учетом рассчитанных цен и гарантии оплаты для включенных агрегатов. При использовании этого подхода системный оператор предоставляет в полном объеме услугу по решению задачи выбора состава генерирующего оборудования. В рамках всех указанных подходов распределение нагрузки зависит от поставщиков электроэнергии и складывающейся рыночной цены, при этом, если рынок является конкурентным, распределение нагрузки будет обеспечивать производство электроэнергии с затратами, близкими к их наименьшему уровню.
Если системный оператор опирается на конкурентный балансирующий рынок, этот рынок обеспечит экономическое распределение нагрузки. Если системный оператор для обеспечения разгрузки соответствующей линии электропередачи предпочтет использовать другие инструменты, такие как пропорциональное сокращение передачи мощности по всем заключенным контрактам участников рынка или аннулирование одного такого двустороннего контракта, то его действия могут войти в противоречие с принципами экономического распределения нагрузки. Кроме того, еще далеки от завершения дискуссии по поводу того, насколько можно повысить эффективность работы рынка при централизованном решении задачи выбора состава генерирующего оборудования в реальном времени.
3-4.6 Обеспечение исполнения торговых сделок участниками рынка
В случае продажи электроэнергии из зоны диспетчерского управления А в зону D транзитом через зоны В и С как определить, что из зоны А действительно осуществлена поставка электроэнергии в соответствии с обязательствами по сделке? Зона D не имеет возможности измерить выработку электроэнергии в зоне А и в общем-то не слишком интересуется, действительно ли зона А произвела контрактный объем электроэнергии, поскольку в любом случае может отбирать этот объем электроэнергии из сети. Чем больше потребление электроэнергии в зоне D, тем больше ее поступает в эту зону. Если же электроэнергия не была произведена, то частота тока снизится, и все зоны управления в рамках одного энергообъединения будут обязаны увеличить выработку электроэнергии, чтобы компенсировать недопоставку.
Основная причина возникновения этой проблемы в том, что нельзя определить происхождение выработанной электроэнергии. Как только электроэнергия от генерирующего агрегата поступила в сеть, определить ее происхождение невозможно, и производитель утрачивает право собственности на конкретный поставленный «объем» электроэнергии. Эту проблему можно решить, если поставщику данного объема электроэнергии предоставить право отбирать из сети такой же объем электроэнергии, позволить ему переуступать это право по своему усмотрению и обеспечить реализацию права на отбор электроэнергии из сети. Например, в случае с продажей электроэнергии из зоны А в зону D: отпуская электроэнергию в сеть, зона А получает право на отбор электроэнергии и затем переуступает это право зоне D. Этот прием позволяет решить проблему отслеживания источников происхождения электроэнергии, но при этом необходимо обязательно вести учет отпускаемой и отбираемой из сети электроэнергии, а также сравнивать фактические объемы отпущенной и отобранной электроэнергии с предоставленными и реализованными правами на ее получение.
Приведенное описание лишь в самом общем виде дает представление о принципах, на которых базируется реально действующая система учета поставок электроэнергии. В действительности потоки электроэнергии измеряются между соседними зонами диспетчерского управления, и у каждой зоны имеется свое заранее запланированное сальдо перетоков, причем эта информация является общедоступной. Переток электроэнергии — это поток электроэнергии по линиям, соединяющим зоны диспетчерского управления (межсистемные линии электропередачи), и на каждой из таких межсистемных линий перетоки измеряются с двух сторон, т. е. в обеих зонах диспетчерского управления. Каждая зона диспетчерского управления приобретает кредиторские обязательства в счет выходящей из зоны электроэнергии, поэтому интересы зон при учете перетоков электроэнергии не совпадают. Для каждой из зон было бы выгодно ошибиться в свою пользу, и в итоге это предотвращает сговор между ними и вынуждает их вести корректный учет перетоков.
В нашем случае, когда зона диспетчерского управления А продает электроэнергию зоне диспетчерского управления D, это отражается в открытой отчетности, с одной стороны, как прирост планового сальдо перетоков зоны диспетчерского управления А и, с другой стороны, как уменьшение планового сальдо перетоков зоны диспетчерского управления D. Плановые сальдо перетоков зон управления В и С остаются неизменными, поскольку в рамках данной торговой сделки входящие в эти зоны потоки электроэнергии равны по объему выходящим из них потокам. При такой системе учета сделок, дополненной возможностями измерения перетоков по межсистемным линиям, может быть обеспечено исполнение двусторонних торговых сделок между зонами диспетчерского управления. Такая система позволяет упорядочить структуру имущественных прав.
Аналогичная система необходима для обеспечения исполнения частных двусторонних сделок внутри зон или между зонами диспетчерского управления. Для простоты рассмотрим сделки внутри зоны диспетчерского управления. При отсутствии контроля за сделками субъект А мог бы продать электроэнергию субъекту В, находящемуся в той же зоне диспетчерского управления, а затем не выполнить свое обязательство (т. е. не обеспечить поставку договорной величины электроэнергии). При этом субъект В все равно использовал бы электроэнергию из сети, что было бы вполне оправданно с его стороны. Отобранная им электроэнергия была бы поставлена любым другим производителем в данном объединении, но при этом физически невозможно установить источник ее поставки. Получается, что и в данном случае необходима система обеспечения исполнения торговых сделок. Независимо от того, как устроена такая система, для ее успешного функционирования должны быть выполнены как минимум следующие три условия:
- Все сделки должны быть зарегистрированы уполномоченным органом, отвечающим за исполнение торговых сделок.
- Все участники рынка, заключающие сделки, обязаны допустить этот уполномоченный орган к своим точкам подключения к сети для проведения измерений.
- Уполномоченный орган должен иметь право штрафовать участников рынка за невыполнение обязательств по объемам торговых сделок.
Утверждение 3-4.1 Даже в случае децентрализованной торговли электроэнергией, осуществляемой полностью в рамках двусторонних контрактов, необходима централизованная координация исполнения торговых сделок
Без централизованной регистрации и учета исполнения двусторонних сделок, а также без использования штрафов за невыполнение обязательств по объемам этих сделок двусторонняя торговля электроэнергией невозможна.
Компенсация потерь электроэнергии. Еще одной услугой, которая часто называется дополнительной услугой, но до сих пор мы о ней не говорили, является компенсация потерь электроэнергии. Когда системный оператор балансирует систему, он обязательно проводит расчет распределения потоков активной мощности, и из этого расчета можно получить оценку потерь электроэнергии в сети. Любое несоответствие между фактическими потерями электроэнергии и их расчетными значениями, относимое на изменение потребления электроэнергии, будет влиять на величину регулирующего отклонения данной зоны управления, которое системный оператор обязан скомпенсировать1.
Если же предварительный расчет потерь не ведется, то оценку потерь можно получить на основе измерений регулирующих отклонений для отдельных зон управления.
Таким образом, потери являются одним из видов потребления в энергосистеме и компенсируются в рамках обычной процедуры балансирования. Единственная дополнительная услуга, которая требуется от системного оператора в этом случае, состоит в разнесении затрат на оплату потерь электроэнергии между различными пользователями. Самый простой способ компенсации этих затрат — взимать с потребителей дополнительную плату (в форме надбавки к цене на оплату потерь). Другим подходом, основанным на рекомендациях экономической теории и рассмотренным в гл. 5-7 и 5-8, является предложение рассчитывать локализованные цены потерь электроэнергии и взимать их с производителей электроэнергии. Хотя проведение такого расчета цен и их применение в системе расчетов платежей на рынке фактически является услугой по расчету и компенсации потерь, ее обычно не выделяют из состава услуги по экономическому распределению нагрузки.
Роль рынка в оказании данной услуги.
Услуга по обеспечению исполнения торговых сделок в рамках двусторонней торговли электроэнергией должна предоставляться системными операторами. Отдельные участники торговых сделок не имеют ни стимулов для оказания этой услуги по своим собственным сделкам, ни возможностей для ее оказания по сделкам других участников торговли. Не существует и других частных организаций, способных обеспечить исполнение двусторонних торговых сделок на рынке электроэнергии.1 Путем распределения требуемого изменения мощности наиболее экономичным образом между генерирующими источниками. —Примеч. ред.
