Графики нагрузок потребителей и энергосистем
Функции Системного и коммерческого операторов
Диспетчерское управление осуществляется с использованием плановых диспетчерских графиков и диспетчерских команд оперативно-диспетчерским персоналом.
Существуют два вида плановых графиков: технологические графики, составляемые Системным оператором для ведения режима субъектами Единой энергосистемы России, и графики, составляемые Коммерческим оператором, – т.н. Торговый график.
В технологических плановых графиках указываются перетоки во всех ветвях расчетной схемы, напряжения в узлах, нагрузки потребителей и величины генерации всех электростанций на каждый час расчетного дня, используются для ведения режима ЕЭС России.
Для расчета плановых графиков используются следующие исходные данные:
1. Расчетная схема энергосистемы, с указанием параметров ветвей;
2. Мощности генерации. Электростанции сообщают Системному оператору диапазоны мощности. Рмакс, Рмин.
3. ГЭС, кроме Рмакс и Рмин сообщают также диапазон выработок Эмакс, Эмин и выработку по графику сработки/наполнения водохранилищ.
4. Потребление в каждой точке расчетной схемы. РДУ прогнозируют потребление по территории субъектов РФ, потребление раскидывается по узлам расчетной схемы по долевым коэффициентам.
5. Службы эл. режимов рассчитывают величины допустимых перетоков в контрольных сечениях с противоаварийной автоматикой/без автоматики, нормально допустимые напряжения в контрольных точках расчетной схемы.
6. Для оптимизации графиков используются ценовые заявки тепловых электростанций на выработку электроэнергии сверх Рмин.
Плановые диспетчерские графики разрабатываются Системным оператором на сутки вперед. Процесс разработки плановых графиков – многоступенчатый. За 3 дня до расчетных суток, с использованием программы выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО) и прогноза погоды определяется состав включенного генерирующего оборудования.
Накануне расчетных суток рассчитывается последовательно:
прогнозный диспетчерский график (ПДГ), предварительный план балансирующего графика (ППБР), план балансирующего графика (ПБР).
С наступлением расчетных суток ПБР актуализируется каждые 2 часа, с уточнением расчетных величин: потребления, состояния схемы, состава включенного оборудования, состояния противоаварийной автоматики и др. параметров, участвующих в расчетах.
Функции коммерческого оператора
Единая энергосистема России — это не только сложная электроэнергетическая система, но и оптовый рынок электроэнергии и мощности.
Поставщиками выступают электростанции мощностью более 25 МВт.
Покупатели – оптовые покупатели мощностью более 750 МВА в каждой точке присоединения к сети, подписавшие Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Коммерческий оператор ежедневно рассчитывает Торговый график (ТГ).
ТГ – это режим т.н. «на сутки вперед» (РСВ). ТГ используется для определения платы за поставки электроэнергии субъектам ОРЭ (поставщикам и покупателям).
В ТГ рассчитываются: перетоки по связям, напряжения в узлах, величины мощности генерации и потребления в каждом узле расчетной схемы на каждый час расчетных суток.
Кроме физических величин (перетоков, напряжений, мощностей) в ТГ на каждый час суток рассчитываются цены в каждом узле расчетной схемы. По этим ценам определяются платежи поставщикам и покупателям оптового рынка. В процессе реализации плановых графиков возникают отклонения фактического режима от ТГ, эти отклонения «расторговываются» на «балансирующем» рынке (БР). Правила определения цен на БР такие же, как и на РСВ.
Определение цен на конкурентном рынке
На сегодняшний день, цены на ОРЭ формируются по правилам т.н. «конкурентного» рынка.
Ниже кратко дана критика конкурентного рынка. (Для сведения)
1. Вследствие маржинального ценообразования завышаются цены на электроэнергию для покупателей на оптовом рынке относительно средневзвешенной цены поставщиков.
2. Минимальная нагрузка тепловых электростанций оплачивается по ценоприниманию. Ценопринимание не отражает затрат на выработку электроэнергии, и поэтому оплата и оптимизация плановых графиков производится в принципе неправильно.
3. Выработка ГЭС оплачивается по ценоприниманию, как следствие, их выработка оплачивается по тем же ценам, что и ТЭС, что необоснованно повышает цену на электроэнергию для покупателей.
4. Ценопринимающие заявки тепловых электростанций на выработку электроэнергии выше минимальной нагрузки не позволяют выстроить очередность загрузки/разгрузки электростанций по фактическим затратам, а значит, рассчитанные графики нагрузки не являются оптимальными.
5. Действующий алгоритм оптимизации приводит к пилообразным графикам нагрузки у тепловых электростанций, что увеличивает расход топлива и снижает ресурс основного и вспомогательного оборудования.
6. В правилах рынка отсутствует механизм финансирования строительства новой генерации.
На рис.1 в графическом виде представлен алгоритм определения цен на ОРЭ.
Маржинальная цена – цена на ОРЭ для всех поставщиков и покупателей.