Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Институт Тепловой и Атомной Энергетики (ИТАЭ)



Институт Тепловой и Атомной Энергетики (ИТАЭ)

 

Конспект лекций по курсу:

 

«ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОБЪЕКТОВ ЭНЕРГЕТИКИ»

 

Авторский коллектив:

д.т.н., профессор каф. АСУ ТП ______________ Э.К. Аракелян

аспирант, ассистент каф. АСУ ТП ______________ С.Ю. Бурцев

 


 

СОДЕРЖАНИЕ

Лекция I. Введение в Дисциплину.. 5

1.1. Основные цели и задачи дисциплины. Ее место в общей схеме подготовки специалистов по АСУ ТП.. 5

1.2. Основные термины, понятия и определения используемые в курсе. 7

1.3. Базовые структурные схемы систем управления технологическими объектами 10

1.4. Примеры практических эксплуатационных задач. 13

Лекция II. Основные принципы управления энергетической отраслью на современном этапе. 17

2.1. Структурная схема ЕЭС СССР, принципы управления, преимущества и недостатки. 17

2.2. Переход энергетики на рыночные отношения. 19

2.3. Этапы реформирования энергетики. Структурная схема управления отрасли после окончания реформы.. 21

2.4. Рынок электроэнергии и мощности. Основные структурные единицы, их назначение. 25

Лекция III. Основные рынки электроэнергетики.. 30

3.1. Рынок электроэнергии и мощности. Оптовый и розничный рынки. 30

3.2. Рынок на сутки вперед. 31

3.3. Балансирующий рынок. 33

3.4. Рынок мощности. 34

3.5. Рынок системных услуг. 37

3.6. Форма взаимоотношений потребителей и поставщиков электроэнергии на оптовом рынке «на сутки вперед». 39

3.7. Введение новой системы оплаты мощности. 41

Лекция IV. Основные элементы ТЭС. Графики электрических нагрузок электростанции.. 44

4.1. Основные органы управления энергоблоком со сверхкритическими параметрами пара при работе его в стационарных режимах. 44

4.2. Работа блока в некоторых аварийных режимах. 50

4.3. Графики электрических нагрузок электростанции и основные его характеристики. 52

Лекция V. Режимы работы основного оборудования электростанции на частичных нагрузках. Способы парораспределения.. 57

5.1. Работа оборудования электростанции на частичных нагрузках. 57

5.2. Работа блока на частичных нагрузках. 61

5.2.1. Дроссельное парораспределение. 62

5.2.2. Сопловое парораспределение. 64

5.2.3. Скользящее регулирование. 67

Лекция VI. Режимы работы питательных установок электростанции на частичных нагрузках.. 70

6.1. Работа питательных установок энергоблока на частичных нагрузках. 70

6.2. Привод питательного насоса. 73

Лекция VII. Режимы работы деаэратора, ПНД и конденсационных установок при частичных нагрузках.. 79

7.1. Работа деаэратора при тепловых нагрузках. 79

7.2. Работа ПНД и конденсационной установки на частичных нагрузках. 83

7.3. Регулирование тепловой нагрузки конденсатора. 86

Лекция VIII. Режимы работы энергоблока в номинальном режиме и на частичных нагрузках.. 91

Лекция IX. Регулировочный диапазон энергоблока.. 100

9.1. Понятие регулировочного диапазона. 100

9.2. Зависимость регулировочного диапазона от состава оборудования блока 102

Лекция X. Выбор оптимальных режимов электростанций.. 108

Лекция XI. Парогазовые установки. Регулировочный диапазон ПГУ.. 117

11.1. Общие сведения о ПГУ.. 117

11.2. Принципиальная схема ПГУ-450Т. 119

11.3. Основное оборудование ПГУ-450Т. 122

11.3.1. Газотурбинная установка. 122

11.3.2. Котел утилизатор ПГУ-450Т. 125

11.3.3. Паровая турбина ПГУ-450Т. 127

11.4. Регулировочный диапазон ПГУ.. 128

Лекция XII. Выбор оптимального режима резервирования при прохождении провалов нагрузки. Режимы разгружения. Остановочно-пусковые режимы.. 132

12.1. Режимы разгружения. 135

12.2. Остановочно-пусковые режимы.. 138

Лекция XIII. Выбор оптимального режима резервирования при прохождении провалов нагрузки. Малопаровые режимы резервирования.. 140

13.1. Малопаровые режимы резервирования. 140

13.1.1. Малопаровой режим с выработкой мощности. 140

13.1.2. Режим холостого хода. 141

13.1.3. Малопаровой режим без выработки мощности. 142

13.2. Заключение по выбору оптимального режима резервирования. 145

Лекция XIV. оптимальное распределение нагрузки между генерирующем оборудованием.. 146

14.1. Критерии оптимального распределения нагрузки между генерирующем оборудованием. 146

14.2. Математические методы решения задач оптимального распределения. 148

14.2.1. Метод неопределенных множителей Лагранжа. 148

14.2.2. Метод динамического программирования. 150

14.3. Многокритериальная постановка задачи. 151

14.3.1. Метод весовых коэффициентов. 152

14.3.2. Метод уступок. 153

14.3.3. Метод ограничений. 154

Список сокращений.. 155

 


Лекция I. Введение в Дисциплину

1.1. Основные цели и задачи дисциплины.
Ее место в общей схеме подготовки специалистов по АСУ ТП

Дисциплина «Оптимизация режимов работы оборудования электростанций» является продолжением курсов «Методы оптимизации в АСУ», «Адаптивные и оптимальные системы управления» и цель этого курса состоит в изучении и освоении основ применения положений теории оптимального управления для оптимизации технологических процессов оборудования тепловых электростанций с учетом их работы в современных условиях, т.е. в условиях рынка электроэнергии и мощности. Курс базируется на основных дисциплинах, изучаемых студентами ранее по теоретическим основам теплотехники, основному и вспомогательному оборудованию тепловой электростанции (ТЭС), теории автоматического управления, математическому моделированию и оптимизации и т.д. (см. рис. 1.1).

Значимость данного курса для наших специалистов обусловлена тем, что энергетика сегодня работает в рыночных условиях, а рынок предъявляет очень жесткие требования по всем показателям: по надежности выработки и потребления энергии, по ее экономичности, по устойчивости и т.д. В современных условиях рыночные условия требуют ежедневной, ежечасной оптимизации технологических процессов с целью обеспечения необходимого качества регулирования и управления, выхода на рынок с оптимальными параметрами (например, минимальная топливная составляющая выработки и отпуска электроэнергии). В условиях рынка электроэнергии и мощности, получение максимально возможной прибыли для каждой станции стало необходимым условием выживания с возможностью дальнейшего развития, но это требует от эксплуатационного персонала не только технических, но и экономических знаний, умения найти в каждой текущей ситуации возможность нахождения наилучшего решения, что и является целью оптимального управления.

Рис. 1.1. Место курса «Оптимальное управление режимами работы электростанций» в общей упрощенной схеме подготовки специалистов АСУ ТП: АиОСУ — Адаптивные и оптимальные системы управления; АСУ ТП — Автоматизированная система управления технологическими процессами; КУ — Котельные установки; МО АСУ — Моделирование объектов автоматизированных систем управления; ОУ РР ТЭС — Оптимальное управление режимами работы теплоэлектростанции; ПГТ — Парогазовые турбины; ТАУ — Теория автоматического управления; ТД — Техническая диагностика; ТЭС — Теплоэлектростанции; ЭКО — Экономика

Одновременно с этим широкое внедрение при модернизации старых и проектировании новых АСУ ТП энергетического оборудования на базе современных программно-технических комплексов (ПТК) с одной стороны дает значительно более широкие возможности использования их прикладного программного обеспечения для принятия оптимальных решений, но, с другой стороны, требует от эксплуатационного персонала более фундаментальных знаний и умения применения методов принятия оптимальных решений, в том числе и в темпе технологического процесса (в режиме On-line).

Есть еще один немаловажный фактор, определяющий необходимость данного курса для специалистов АСУ ТП. Это то, что управление оборудованием, энергоблоком или станцией на базе АСУ ТП с ПТК требует от оперативного персонала более основательных знаний по всему составу оборудования и АСУ ТП, т.е. в какой-то степени стирается грань между разными специальностями (турбинист, котельщик, ТЭС-овец или АСУ-шник) и с этой точки зрения знание нашими специалистами проблем режимов работы оборудования ТЭС тоже является требованием времени.

1.2. Основные термины, понятия и определения используемые в курсе

В нашем курсе мы будем базироваться на основных понятиях и обозначениях, принятых в предыдущих дисциплинах специальности, но коротко остановимся на самых основных из них с целью их конкретизации применительно к задачам оптимального управления, которые будем рассматривать в дальнейшем.

Система управления (СУ) — совокупность аппаратных и программных средств, выполняющих функции сбора, хранения, обработки и передачи информации, а также выработки воздействия на объект управления с целью поддержания или улучшения его параметров согласно заданным требованиям.

Объект управления (ОУ) — это достаточно обобщенное понятие, которое может обозначать устройство или агрегат (котел, турбина, подогреватель и т.д.), систему, состоящую из совокупности агрегатов и устройств (блок, электростанция, энергосистема), технологический процесс (подсистема основной системы, в которой реализуется определенная цель функционирования системы, например, процесс расширения пара в паровой турбине или организация процессов подготовки и сжигания топлива в топке котла и т.д.), организационную систему (распределение нагрузки между параллельно работающими агрегатами и энергоблоками внутри электростанции) и т.д.

Обратная связь — объект, подсистема, с помощью которого реализуется воздействие управляющего устройства на управляемый объект. Обратная связь является неотъемлемой частью системы управления и средством гибкого управления, когда конкретное управляющее решение вырабатывается в зависимости от сложившейся ситуации.

Управляющее устройство — орган управления, предназначенный для выработки управляющих воздействий ОУ для приведения его функционирования к режиму, который в соответствии с целью управления считается оптимальным нормальным.

Одним из важнейших понятий теории оптимального управления является термин оптимизация.

Оптимизация — это процесс нахождения наилучшего или оптимального решения какой-либо задачи (технической, экономической и т.д.).

Для характеристики качества выбираемого решения вводится скалярная величина — критерий оптимальности. Процесс поиска оптимального значения (минимум, максимум) производится или аналитическими, или численными методами. Последовательность операций при поиске называется алгоритмом, а устройство, где производятся эти расчеты — оптимизатором.

В задачах, которые будем рассматривать в данном курсе, в качестве критериев будут служить как технические характеристики (максимальная мощность, максимальный регулировочный диапазон, и т.д.), так и энергетические и экономические показатели (минимальный расход топлива, максимальный коэффициент полезного действия (КПД), минимальные потери топлива, максимальная прибыль и т.д.).

Наиболее разработанные методы однокритериальной оптимизации в большинстве случаев позволяют получить однозначное решение. В задачах многокритериальной оптимизации абсолютно лучшее решение выбрать невозможно (за исключением частных случаев), так как при переходе от одного варианта к другому, как правило, улучшаются значения одних критериев, но ухудшаются значения других. Состав таких критериев называется противоречивым, и окончательно выбранное решение всегда будет компромиссным. Компромисс разрешается введением тех или иных дополнительных ограничений или субъективных предположений. Поэтому невозможно говорить об объективном единственном решении такой задачи.

Рассмотрим общий подход к определению задачи поиска оптимального решения:

Рис. 1.2. Схема поиска оптимального решения Структурные блоки: Зд — задатчик; ММ — математическая модель; ОУ — объект управления.

Любой процесс оптимизации ОУ начинается с постановки задачи на естественном языке «а какой параметр необходимо улучшить? », т.е. выбирается критерий оптимизации. После определения оптимизируемого параметра создается математическая модель ОУ с использованием методов математического моделирования. Дальше идет постановка уже функциональной задачи оптимизации, т.е. описанной математическими выражениями, формулами и т.п. Теперь, имеющиеся у нас математическую модель ОУ и критерий оптимизации мы направляем в виде исходных данных в оптимизатор, который на основании технических знаний об ОУ и математических методов оптимизации позволяет получить оптимальное решения для поставленной первоначальной задачи.

После обретения оптимального решения возможны несколько путей использования полученной информации в зависимости от применяемой системы.

В системах без обратной связи решение является как бы априорным и используется как данное, но обратная связь все же может быть осуществлена через оперативный персонал.

В системах с обратной связью полученное оптимальное решение может быть реализовано через блок формирования управляющего воздействия, при этом выбранный критерий оптимизации со временем стабилизируется.

1.3. Базовые структурные схемы систем управления
технологическими объектами

На рис. 1.3 представлены структурные схемы систем управления:

а) без обратной связи;

б) с обратной связью;

в) с компенсацией возмущения.

а) б)
в)
Рис. 1.3. Структурная схема системы управления: а) без обратной связи; б) с обратной связью; в) с компенсацией возмущения Структурные блоки: Зд — задатчик; К — компенсатор возмущений; ОУ — объект управления; Рег —регулятор; УУ — управляющее устройство. Сигналы: — задающее воздействие; x — сигнал обратной связи; ε — сигнал рассогласования; u — управляющее воздействие; z — внешнее возмущение; y — выход с ОУ.

В системе управления без обратной связи (рис. 1.3, а) задатчик Зд вырабатывает информацию (сигнал) о необходимом состоянии объекта управления ОУ в соответствии с поставленной целью на базе алгоритма функционирования объекта управления, а управляющее устройство УУ вырабатывает сигнал управления u в соответствии с алгоритмом управления.

В системе управления с обратной связью (рис. 1.3, б) регулятор Рег на основании сигнала задатчика и величины (отградуированное значение сигнала ) должен вырабатывать управляющий сигнал , который изменяет состояние объекта управления так, что величина отклонения , при этом выбор принципа управления производится, исходя из точности модели объекта управления.

Если на ОУ действует какое-либо внешнее возмущение, то регулятор, в предыдущих схемах (см. рис. 1.3, а, б), контролирует лишь его последействие. Для того, чтобы ликвидировать не полноту информации, приводящей к задержке регулирования объектом, в схему управления вводят дополнительный информационный канал через компенсатор возмущения К, который преобразует информацию об изменении возмущения в соответствующий вид для регулятора. Такая система управления получила название с компенсацией возмущения.

В последние годы все большее внедрение находят цифровые системы управления. Цифровая система управления (ЦСУ) — это система, у которой в цепи преобразования сигнала находится хотя бы один дискретный элемент.

Для ее реализации используется цифровая электронно-вычислительная машина (ЭВМ). ЦСУ можно рассматривать как аппроксимацию непрерывной системы. Такая точка зрения заведомо урезает возможности ЦСУ, т.к. предполагает, что качество управления цифровых систем, в лучшем случае, может быть приближено к управлению непрерывных систем с какой-то определенной точностью. Однако, это не совсем так. При глубоком изучение ЦСУ открываются возможности, которые позволяют проектировать системы, превосходящие по качеству управления непрерывных систем.

Схема ЦСУ изображена на рис. 1.4.

Рис. 1.4. Структурная схема ЦСУ

Объект управления имеет на выходе непрерывный сигнал , который преобразуется в цифровую форму АЦП. Преобразование осуществляется в моменты квантования . Преобразованный сигнал интерпретируется ЭВМ как последовательность чисел, которая преобразуется машиной по некоторому алгоритму в новую последовательность чисел . Полученная последовательность преобразуется ЦАП в непрерывный сигнал , который рассматривается как сигнал управления объектом.

Примеры практических эксплуатационных задач

Для выявления места оптимизатора в указанных структурных схемах управления рассмотрим конкретные примеры систем управления без обратной связи и с нею при решении практических задач в условиях эксплуатации.

Пример 1. На рис. 1.5 приведена упрощенная схема технологической части блока с конденсационной установкой. Для конденсатора одним из определяющих параметров является давление конденсации пара , поступающего из паровой турбины. В общем случае оно является функцией многих параметров, в частности, расхода пара , расхода охлаждающей воды и температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор . Таким образом:

.

При заданных расходе пара и температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор давление в конденсаторе можно регулировать только за счет изменения расхода охлаждающей воды. Но при этом сложность управления этим процессом заключается в том, что измерить расход воды с достаточной точностью (для формирования обратной связи) сложно и в ряде случаев на практике эксплуатации применяется система управления, приведенная на рис. 1.6.

Рис. 1.5. Упрощенная схема технологической части ТЭС с конденсатором: ГН — генератор; К — конденсатор; КН — конденсационный насос; ЦН — циркуляционный насос; ЦНД — цилиндр низкого давления. Основные параметры: — расход пара на конденсатор; — давление конденсации пара; — расход охлаждающей воды; , — температура охлаждающей воды на входе в конденсатор и на выходе.
Рис. 1.6. Структурная схема регулирования давления в конденсаторе Структурные блоки: Зд — задатчик; Опт — оптимизатор; ОУ — объект управления; УУ — управляющее устройство.

Сигнал от задатчика Зд поступает на управляющее устройство УУ, в качестве которого служит направляющий аппарат циркуляционного насоса. Чем больше расход циркуляционной воды , тем ниже давление в конденсаторе , тем больше выработка мощности в паровой турбине, при этом мощность турбины увеличится на величину . Вместе с тем увеличение расхода циркуляционной воды приводит к росту мощности, потребляемой насосом на величину . Задача оптимизации — найти такое значение давления в конденсаторе , при котором критерий оптимизации, в качестве которого служит разность мощностей , будет иметь максимальное значение. Значение такого давления может в принципе определить оператор блока по режимной карты конденсационной установки, а более точно может быть рассчитана в оптимизаторе (электронно-вычислительной машине) на основании математических моделей паровой турбины, конденсатора и циркуляционного насоса с использованием алгоритма оптимизации и текущей исходной информации.

Пример 2. Рассмотрим задачу оптимального распределения нагрузки станции, состоящей из двух параллельно работающих на общую станционную сеть энергоблоков. Задача оптимизации — распределить общую нагрузку станции между энергоблоками таким образом, чтобы суммарные затраты топлива на выработку электроэнергии (критерий оптимизации) были минимальными при условии, что суммарная мощность энергоблоков равна мощности станции.

На рис. 1.7 приведены упрощенные структурные схемы решения такой задачи.

В первом случае (см. рис. 1.7, а) в оптимизаторе на основании алгоритма оптимизации и текущих исходных данных о характеристиках блока проводится распределение текущей нагрузки станции между энергоблоками (в качестве оптимизатора могут быть и оперативные работники). Результаты оптимизации поступают в управляющие системы мощности энергоблоков, которые регулируют мощности энергоблоков в соответствии с алгоритмом регулирования, заложенными в программу регулирования мощности. Регулирование мощности внутри системы управления каждого блока — с обратной связью, но на уровне станции обратной связи нет. Это может привести к тому, что из-за наличия помех и сумма мощностей энергоблоков может отличаться от общей заданной мощности станции.

Во втором случае (см. рис. 1.7, б) при групповом управлении предусмотрена обратная связь на уровне станции, которая включается не в темпе процесса, а с некоторой временной задержкой, необходимой для стабилизации мощности внутри систем управления энергоблоков. После включения обратной связи по станции оптимизатор работает в режиме регулятора, устраняя при необходимости указанную разность.

а)
б)
Рис. 1.7. Структурные схемы группового регулирования мощностей параллельно работающих энергоблоков: а) без обратной связи на уровне станции; б) с обратной связью на уровне станции Структурные блоки: Зд — задатчик; Опт — оптимизатор; ОУ — объект управления; РМ — регулятор мощности; БЛ — блок станции; Зд. ст. — задатчик мощности станции.

Этап 1. 2001-2003 гг.

1. Принятие Постановления Правительства РФ № 526 от 11 июля 2001 года «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации», которым были определены основные направления реформирования электроэнергетики.

2. Принят ряд основополагающих нормативных документов, в том числе Федеральный закон №35-ФЗ «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 года, устанавливающий правовые основы экономических отношений в сфере электроэнергетики.

Этап 2. 2003-2008 гг.

1. Реализованы основные действия по реорганизации РАО «ЕЭС России».

2. Созданы новые компании: межрегиональные распределительные сетевые компании, федеральная сетевая компания, 20 генерирующих компаний оптового рынка, сеть региональных энергосбытовых компаний.

3. Созданы новые компании, отвечающие за организацию работы рынков электрической энергии и мощности, разработку правил функционирования этих рынков, а также осуществляющих оперативно-диспетчерское управление электроэнергетическими режимами работы единой энергосистемы страны (ОАО «АТС», НП Совет рынка, ОАО СО ЕЭС).

4. С 1 сентября 2006 года постановлением Правительства Российской Федерации введены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Новые правила работы оптового рынка меняют всю систему взаимоотношений покупателей и поставщиков электрической энергии и мощности.

5. С 1 января 2007 года начался процесс постепенного увеличения доли электрической энергии, отпускаемой по нерегулируемым (свободным) ценам с одновременным снижением доли электрической энергии, отпускаемой по регулируемым ценам — происходит либерализация рынка.

Этап 3. 2008-2010 гг.

1. С 1 июля 2008 года прекратило существование РАО ЕЭС и запущен рынок электрической мощности.

2. Либерализация рынка мощности «догнала» либерализацию рынка электрической энергии.

Этап 4. 2012г.

1. С февраля 2012 г. запущен рынок системных услуг, направленный на обеспечение надежности работы ЕЭС.

В итоге реструктуризации холдинга РАО «ЕЭС России» и других предприятий отрасли в конце 2008 г. сложились следующие субъекты и структура собственности (см. рис. 2.3).

Рис. 2.3. Структура отрасли электроэнергетики в 2008 году: МРСК — Межрегиональная распределительная сетевая компания, выделившаяся из РАО «ЕЭС России»; ОГК — Оптовая генерирующая компания; РГК — Региональная генерирующая компания; РСК — Распределительная сетевая компания; ТГК — Территориальная генерирующая компания; ФСК — Федеральная сетевая компания (единая национальная электрическая сеть)

Целевая структура (конкурентный рынок) представлена на рис. 2.4.

Рис. 2.4. Целевая структура отрасли после реструктуризации: АТС — администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии; АЭС — атомная электростанция; ГК — Генерирующая компания; НП Совет рынка — Некоммерческое партнёрство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью»; ММСК — Межрегиональная магистральная сетевая компания; МРСК — Межрегиональная распределительная сетевая компания; МСК — Магистральная сетевая компания; ОГК — Оптовая генерирующая компания; РЭМ — рынок электроэнергии и мощности; СО-ЦДУ — Системный оператор — Центральное диспетчерское управление; ТГК — Территориальная генерирующая компания; ФСК — Федеральная сетевая компания

Рынок на сутки вперед

Рынок на сутки вперед (РСВ) — конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час наступающих суток (см. рис. 3.1).

На РСВ цена зависит от часа суток, дня недели, периода года. Главный критерий, по которому отбираются поставщики электроэнергии на ближайшие сутки — конкурентоспособность ценовых заявок. Это дает поставщикам электроэнергии прямую экономическую заинтересованность в использовании всех своих технологических возможностей для снижения стоимости.

Рис. 3.1. Графическое представление формирования маржинальной цены

Заявки тех поставщиков и покупателей, которые указали более высокие (низкие) цены, считаются не отобранными. Поставщики в таком случае могут предложить свои объёмы на балансирующем рынке (БР), а покупатели — либо отказаться от потребления указанных объёмов, либо купить нужный объём на БР. Такой аукцион проводится на каждый час суток и учитывает существующие на каждый час ограничения на выдачу и переток мощности. При этом, большинство покупателей в ценовых зонах подают ценопринимающие заявки (заявки с указанием планового объема потребления, который покупатель намерен купить по сложившейся цене конкурентного отбора), поскольку в случае указания слишком низкой цены покупатель рискует не пройти конкурентный отбор РСВ и следовательно будет обязан приобрести весь объем потребления на БР, что гарантировано повлечет значительное увеличение затрат на энергоснабжение.

Балансирующий рынок

Все изменения уровня потребления, сетевые ограничения, состояние генерирующего оборудования невозможно спрогнозировать заранее с абсолютной точностью. При управлении режимом работы энергосистемы в реальном времени необходимо компенсировать возникающие отклонения от режима, запланированного сутки назад. Расчет и доведение до объектов управления графиков генерации при фактическом управлении ЕЭС в режиме реального времени реализуется в рамках БР.

В течение суток СО многократно проводит формирование прогнозов спроса (потребления), актуализацию расчетной модели с учетом изменившихся системных условий. На основании данной информации проводятся конкурентные отборы ценовых заявок поставщиков, обеспечивающие экономическую эффективность загрузки станций и требования к надежности.

Управление режимами в реальном времени основано на минимизации стоимости поставки электроэнергии, а также мерах, делающих невыгодными самовольные отклонения от плановых значений и стимулирующих выполнение команд СО по управлению режимом.

На БР при возникновении отклонений фактического потребления или выработки от плановых значений участники рынка «штрафуются», если отклонения обусловлены собственной инициативой, или «премируются», если отклонения являются следствием исполнения команды СО.

Участие покупателей электрической энергии на БР обязательно и необходимо в целях покупки/продажи объёмов электрической энергии в размере отклонений фактического почасового потребления от планового почасового потребления. Основной механизм БР — конкурентный отбор заявок поставщиков электрической энергии и покупателей с регулируемой нагрузкой в режиме близком к реальному времени, исходя из минимизации стоимости удовлетворения возникшего спроса на электрическую энергию для актуальных системных условий.

Стоит отметить, что цена покупки электроэнергии на БР значительно выше чем цена покупки на РСВ, а цена продажи — значительно ниже. Т.е. планировать свое почасовое потребление необходимо таким образом, чтобы добиться минимального отклонения факта от плана, т.к. значительное отклонение приведет к значительному увеличению затрат на электроэнергию. При этом за каждые 3 часа до часа фактической поставки СО (ОАО «СО ЕЭС») проводит дополнительные конкурентные отборы заявок поставщиков с учетом прогнозного потребления в энергосистеме, экономической эффективности загрузки станций и требований системной надежности.

Рынок мощности

Мощность — особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требовать от продавцов мощности поддерживать генерирующее оборудование в состоянии готовности к выработке электроэнергии.

Рынок мощности позволяет избежать дефицита мощности в среднесрочной и долгосрочной перспективе, сформировать у собственников генерирующего оборудования обязательства по поддержанию мощностей в состоянии готовности к работе, а также возместить часть условно-постоянных издержек при эксплуатации генерирующих объектов. За счет функционирования рыночных механизмов, учитывающих доходность на инвестированный капитал, повышается инвестиционная привлекательность строительства и эксплуатации объектов электроэнергетики.

Продажа мощности призвана компенсировать производителю постоянные издержки, связанные с обеспечением работоспособности электрической станции. В то время как продажа электрической энергии призвана компенсировать производителю его переменные издержки. Тем самым должна достигаться надёжность электроснабжения: даже если мощность определённой станции не востребована в течение длительного времени, производитель за счёт продажи мощности содержит такую станцию и в случае роста потребления готов оперативно запустить производство электрической энергии. Кроме того, специфика такого товара, как мощность, позволяет при помощи него обеспечивать возврат инвестированных средств в строительство и модернизацию генерирующих мощностей, тем самым, осуществляя опережающее перспективное развитие ЕЭС с учётом длительности сроков возведения генерирующих мощностей.

Основная задача ОАО «СО ЕЭС» на рынке мощности — обеспечить функционирование экономических механизмов, стимулирующих поддержание и развитие генерирующих мощностей:

­ в требуемом объеме;

­ с требуемыми технологическими параметрами;

­ в требуемые сроки;

­ с учетом прогноза развития сетевой инфраструктуры.

Основная функция ОАО «СО ЕЭС» — организация проведения процедур конкурентного отбора мощности с соблюдением заданных выше условий.

Рынок мощности имеет следующие сектора:

1. Сектор торговли мощностью по договорам о предоставлении мощности — подразумевает заключение поставщиками и покупателями агентских договоров с центром финансовых расчетов.

2. Сектор торговли мощностью по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций — введены на рынок мощности с целью «справедливого» распределения бремени оплаты самой дорогостоящей мощности АЭС и ГЭС всеми участниками ОРЭМ расположенными в пределах одной ценовой зоны оптового рынка. Специфика атомных электростанций и гидроэлектростанций заключается в том, что электрическая энергия, вырабатываемая с использованием генерирующих объектов этих электростанций, является наиболее «дешёвой», то есть имеет минимальную себестоимость. В случае с атомными электростанциями — вследствие того, что одной загрузки ядерного топлива хватает для нескольких месяцев выработки огромного количества электрической энергии, а в случае с гидроэлектростанциями — вследствие неисчерпаемости возобновляемой энергии потока воды.

3. Сектор торговли мощностью по результатам конкурса инвестиционных проектов — оплата мощности генерирующих объектов построенных по итогам проведения отбора инвестиционных проектов в случае планируемого роста потребления в результате проведения конкурентного отбора мощности.

4. Сектор торговли мощностью, производимой с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме — мощность не прошедшая по своим техническим параметрам конкурентный отбор мощности, но необходимая для нормальной работы энергосистемы и теплоснабжения населения.

5. Сектор торговли мощностью по регулируемым договорам — заключаются субъектами ОРЭМ к числу покупателей которых относиться население или приравненные к ним категории. Цена, установленная ФСТ, в них фиксируется на 1 год по установленной ФСТ.


Поделиться:



Популярное:

Последнее изменение этой страницы: 2016-05-28; Просмотров: 1188; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.082 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь