Некоторые подходы к формированию рынка системных услуг для обеспечения автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности в ЕЭС России

Рубрика:

Рынок

 

Авторы

Андреев Александр, Инженер ЗАО «Институт энергетических систем»

Новиков Николай, Заместитель научного руководителя, начальник Центра новых электросетевых технологий ОАО «НТЦ электроэнергетики»

Новицкий Дмитрий, Директор по развитию ЗАО «Институт энергетических систем»

Титаевская Наталья, Инженер ЗАО «Институт энергетических систем»

 

    Введение
    Предоставление системных услуг (СУ) — это деятельность, обеспечивающая надежность работы энергосистемы и электроснабжения потребителей при изменении режимных параметров и возмущающих воздействий в широком диапазоне, а также поддерживающая стабильные значения частоты и напряжения в соответствии с установленными стандартами.
    Получение СУ дает возможность всем субъектам энергетического рынка полностью использовать экономические преимущества параллельной работы в энергосистемах. СУ позволяют маневрировать мощностью в реальном времени, что в свою очередь способствует развитию системы управления ЕЭС.
    Оказание системных услуг требует определенных затрат, которые во всех случаях должны компенсироваться субъектами рынка, являющимися причиной данных затрат. По­этому предоставление СУ необходимо должным образом оплачивать, и для этого планируется введение рынка системных услуг (РСУ).
    РСУ — основополагающий инструмент поддержания заданных технических параметров и надлежащих уровней надежности и качества функционирования энергосистемы.
    Вместе с тем РСУ не является полностью конкурентным рынком. Это обусловлено прежде всего тем, что отбор будет проводиться только в отношении тех субъектов, которые обладают однозначными характеристиками в соответствии с принятыми стандартами, имеют возможность предоставить оговоренный объем услуг и расположены на определенных территориях (в зонах оказания услуг). Таким требованиям могут отвечать лишь некоторые, а в отдельных случаях единственные субъекты электроэнергетики. Поэтому предполагается, что если иные способы отбора не дали результатов, на некоторых территориях устанавливается обязанность субъектов по предоставлению СУ.
    Продукт торговли на РСУ — регулировочный диапазон мощности, необходимый для маневрирования мощностью ЕЭС в реальном времени и для расширения режимов работы энергообъединения. Расчет цены и достаточного объема подобного типа продукта представляет собой сложную технологическую задачу, что предопределяет совершенно другие механизмы функционирования и организации данного рынка в отличие от существующих.
    Пока остается открытым вопрос, каким будет период отбора участников РСУ. Поскольку режим энергосистемы меняется в темпе процесса, то и необходимость в СУ меняется в таком же темпе. И чем короче окажется период отбора участников, тем эффективнее станет функционировать сам рынок.
    Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности (АВРЧМ) — одна из ключевых системных услуг. Под этой СУ понимается компенсация небалансов путем изменения мощности регулирующих энергообъектов (РЭ) — ГЭС или энергоблоков (ЭБ) ТЭС, участвующих в АВРЧМ, — под воздействием центрального регулятора для поддержания и восстановления нормального уровня частоты и плановых обменов мощностью между энергосистемами, ликвидация перегрузки транзитных связей и сечений, а также восстановление резервов, потраченных при первичном регулировании.
    Принципы и характеристики системы АВРЧМ в ЕЭС России
    Система АВРЧМ в ЕЭС России выполняет три основные функции.
    1. Автоматическое астатическое регулирование частоты (АРЧ) в энергообъединении, состоящем из ЕЭС России и синхронизированных с ней энергосистем стран СНГ и Балтии.
    Частота служит показателем состояния баланса мощности в энергообъединении. Поэтому задача поддержания баланса ЕЭС сводится к поддержанию номинальной частоты. Отклонение частоты происходит в результате возникновения небаланса между генерацией и потреблением. По своей сути АРЧ представляет собой «контур» быстрой обратной связи, отсутствие которого приводит к дестабилизации работы энергообъединения. АРЧ, регулируя баланс мощности и расширяя возможные режимы, оказывает стабилизирующее воздействие на функционирование ЕЭС.
    2. Автоматическое ограничение перетоков мощности (АОП) по слабым внутренним и внешним сечениям.
    Эта функция важна с точки зрения поддержания устойчивости и надежности параллельной работы энергосистем и характерна именно для ЕЭС, поскольку большинство межсистемных связей имеют слабую пропускную способность. Особенностью данной функции является то, что при отсутствии перегрузки система АОП находится в «стерегущем состоянии», то есть не формирует управляющих воздействий на РЭ, но при возникновении перегрузки она должна работать максимально быстро. По сути, АОП — это начальная ступень системы противоаварийной автоматики (ПА), которая по мере своих возможностей предотвращает нарушение устойчивости. Именно поэтому ей отдается приоритет перед другими функциями АВРЧМ в случае приближения величины перетока к максимально допустимому значению, когда переток находится в так называемой зоне минимального запаса.
    3. Автоматическое регулирование суммарных внешних перетоков активной мощности с коррекцией по частоте (АРПЧ).
    Эта функция позволяет различным энергосистемам, обладающим слабой пропускной способностью, работать параллельно. Также она важна с точки зрения селективного регулирования баланса мощности на той или иной территории, поскольку дает возможность выделять собственные небалансы на фоне небалансов других областей регулирования синхронной зоны. Вместе с тем введение АРПЧ вносит ограничения при торговле электроэнергией и мощностью с другими областями регулирования синхронной зоны. Автоматическое регулирование перетоков с коррекцией по частоте применяется в ОЭС Сибири, поскольку межсистемная связь с остальной частью ЕЭС здесь ослаблена. Соответственно, оптовый рынок электроэнергии и мощности России разбит на две ценовые зоны — Европейскую и Сибирскую (или Первую и Вторую).
    Таким образом, системная услуга АВРЧМ состоит из нескольких под­услуг, обусловленных различными функциями автоматического вторичного регулирования частоты и мощности.
    Особенностью АВРЧМ является то, что не каждый РЭ может предоставлять эти подуслуги. Так, для регулирования частоты желательно использовать энергообъекты, расположенные вблизи наибольшей концентрации центра нагрузок, чтобы при установлении баланса в энергосистеме путем мобилизации резервов не потребовалась излишняя загрузка линий электропередачи, а потери электроэнергии были минимальны. С другой стороны, при мобилизации резервов регулирующих энергообъектов должна максимально изменяться величина мощности контролируемого перетока, следовательно, необходимо, чтобы регулирующие энергообъекты располагались по периферии ЕЭС.
    Еще одним препятствием для привлечения того или иного РЭ к АВРЧМ становится невозможность полной выдачи его резервов из-за сетевых ограничений либо возникновения больших потерь в сетях.
    Скорость мобилизации регулировочных диапазонов и их объем также имеют значение при выборе РЭ, поскольку для каждого вида подуслуг требуются определенные динамические характеристики.
    С учетом вышесказанного вполне вероятны случаи, когда некоторые виды подуслуг способны предоставить лишь отдельные РЭ и, соответственно, отбор участников РСУ не всегда может быть конкурентным.
    Требования к системе АВРЧМ
    Частота выступает одним из основных показателей качества электроэнергии. Ее величина в нормальных режимах регламентируется стандартом «Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России».
    Частота должна быть на уровне 50±0,2 Гц не менее 95% времени суток, не выходя за предельно допустимые 50±0,4 Гц для средних 20-секундных значений. При этом средствами вторичного регулирования режимов ЕЭС обеспечивается:
    поддержание средней частоты в любые 0,5 часа суток в пределах 50±0,01 Гц;
    сохранение текущей частоты 50±0,05 Гц (нормальный уровень) совместно с нормированным первичным регулированием частоты (НПРЧ) и в пределах 50±0,2 Гц (допустимый уровень) при обязательном восстановлении нормального уровня в интервале не более 15 мин.
    Допустимые отклонения частоты диктуются условиями работы основного и вспомогательного оборудования электростанций. Глубокое или длительное отклонение частоты от номинальной величины представляет собой опасность для турбин из-за возможности развития резонансных явлений и повреждения лопаток. В связи с этим допустимые глубина и длительность снижения частоты турбин ТЭС и АЭС нормируются ГОСТ 24277-85 и 24278-85 «Турбины паровые стационарные для атомных и тепловых электростанций» (табл. 1).
    Функционирование энергоблоков АЭС и ГРЭС, поддержание ими требуемого уровня нагрузки обеспечивается различными типами двигателей (питательными, циркуляционными насосами, дутьевыми вентиляторами и др.), производительность которых зависит от частоты сети. При критическом снижении частоты сети эти так называемые механизмы собственных нужд электростанций снижают свою производительность до уровня, когда поддержание технологических параметров невозможно. В указанных ситуациях ЭБ останавливается по условиям безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования. То же самое происходит при критическом повышении частоты.
    Для предотвращения опасных для оборудования значений используется механизм автоматической частотной разгрузки (АЧР), отключающий потребителей.
    Допустимый уровень частоты определяется согласно методике UCTE (UCTE Handbook) по квазиустановившемуся ее отклонению после возникновения крупного небаланса, вызвавшего максимальное динамическое отклонение частоты в пределах 50±0,8 Гц, граничное перед разгрузкой АЭС и срабатыванием АЧР.
    Пример динамического отклонения частоты при небалансе мощности 500 МВт приведен на рисунке.
    Сохранение текущей частоты в пределах нормального уровня позволяет поддерживать плановый баланс генерации и потребления и избегать дополнительной загрузки транзитной сети неплановыми потоками мощности, минимизируя ограничения на ОРЭМ.
    Целью удержания средней частоты в ЕЭС является стабилизация текущей частоты в пределах полосы регулирования 50±0,02 Гц для предотвращения запуска НПРЧ в нормальных условиях. Также это связано с тем, что все расчеты режимов осуществляются на основе среднего номинального уровня частоты электрического тока 50 Гц. Если средняя частота начинает изменяться относительно номинального уровня, то происходят отклонения от текущего режима. Чем существенней эти отклонения, тем ниже степень контроля и понимания текущего состояния энергосистемы.
    Для АРПЧ и АОП пока нормируются только периоды восстановления заданного суммарного внешнего перетока (в интервале 15 мин.) и устранения перегрузки (в интервале 5 мин.).
    Аналогично нормативам по частоте необходимо определить другие требования к качеству АРПЧ и АОП. В частности, допустимые, нормальные и средние значения отклонений суммарных внешних перетоков с коррекцией по частоте областей регулирования, а также допустимые значения перегрузки контролируемых сечений и их зоны минимального запаса.
    Большое отклонение суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте от его уставки приведет к перегрузке самого перетока и внутренних сетей зоны регулирования, что вызовет срабатывание АОП и АРЧ синхронной зоны. Удержание текущего суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте в нормальных пределах позволит сохранять отклонения планового баланса генерации и потребления в зоне регулирования на допустимом уровне и избегать дополнительной загрузки внутренней сети зоны регулирования неплановыми потоками мощности.
    Стабилизация среднего значения отклонения суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте даст возможность более точно рассчитывать балансы зоны регулирования.
    Нормирование допустимой перегрузки по контролируемым сечениям разграничит сферы действия систем АОП и противоаварийной автоматики и определит, при каких величинах перегрузки должна сработать АОП, а при каких ПА.
    Нормирование зоны минимального запаса обозначит сегменты ответственности АОП и АРЧ — с одной стороны и АОП и АРПЧ — с другой и выявит, с какого уровня перетока необходимо блокировать действия АРЧ и АРПЧ и переводить в «стерегущее состояние» АОП.
    Отметим, что величины допустимого отклонения суммарного внешнего перетока с коррекцией по частоте и допустимой перегрузки по контролируемому сечению можно принять в качестве резервов для АРПЧ и АОП соответственно.
    Требования к качеству регулирования частоты и перетоков активной мощности, а также к автоматическому ограничению перетоков в ЕЭС России, как правило, определяются на основе практических данных и экспертных оценок. В дальнейшем эти требования уточняются путем проведения исследований и разработки методик.
    Согласно методике расчета резервов, принятой в ЕЭС России, небалансы мощности в энергосистемах, которые компенсирует АВРЧМ, делятся на три части:
    1) нерегулярные колебания активной мощности, обусловленные случайным характером нагрузки PH0(t) и имеющие два основных пика в своем непрерывном частотном спектре: первый с периодом колебаний 10?20 сек. и второй с периодом колебаний 1,5?4 мин. — это постоянная составляющая небалансов мощности;
    2) динамические погрешности регулирования баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки, обусловленные расхождением во времени прогнозного и фактического графиков DPПЛ(t), имеющие период 5?20 мин. — это периодически действующая (два раза в сутки) составляющая небалансов мощности;
    3) аварийные расчетные небалансы мощности РН?(t?–?t?)1(t?–?t?)  — характеризуют случайно возникающие детерминированные составляющие небалансов.
    В общем виде возмущающие воздействия PH(t), вызывающие отклонение частоты и перетоков активной мощности, можно представить как:
    PH(t)?=?DPПЛ(t)?+?PH0(t)?+?
    РН?(t?–?t?)1(t?–?t?) (1)
    Количественные характеристики этих составляющих являются исходными данными для определения допустимых значений перетоков, а также для расчета требований к системной автоматике и к РЭ, содержащих регулировочный диапазон и требуемую скорость изменения мощности РЭ в пределах регулировочного диапазона.
    В тех случаях, когда крупные энергоблоки ТЭС вынужденно привлекаются к регулированию переменной части графика нагрузки, значительно увеличивается расход их условного топлива.
    Потери, возникающие в ЭБ при колебаниях мощности, разделяют на две основные группы: статические и динамические. Статические потери являются функцией только амплитуды колебаний, в то время как динамические — функцией и амплитуды, и частоты колебаний.
    Известно соотношение суммарных потерь от колебаний мощности энергоблоков ТЭС при регулировании частоты и перетоков активной мощности:
    M[ZЭБТЭС]?=?G(w,M[PЭБТЭС])D[PЭБТЭС], (2)
    где M[ZЭБТЭС] — математическое ожидание суммарных добавочных потерь от колебаний мощности; M[PЭБТЭС] — математическое ожидание мощности; G(w,M[PЭБТЭС]) — функциональный коэффициент, зависящий от частотного спектра и колебаний нагрузки, а также от местонахождения рабочей точки в расходной характеристике; D[PЭБТЭС] — дисперсия колебаний мощности.
    Величина G существенно зависит от колебаний нагрузки. Для подавления небалансов мощности с периодом менее 3-х мин. функциональный коэффициент достаточно велик (?2), и потери от колебаний мощности на ЭБ ТЭС ощутимы.
    Если же система АВРЧМ регулирует лишь медленные отклонения небаланса, период которых больше 10 мин., а G???0,8, то потери от колебаний мощности значительно меньше.
    Размах нерегулярных колебаний определяет одну из важнейших составляющих регулировочного диапазона. Вторая составляющая связана с монотонными изменениями.
    Рассчитанные согласно методикам, принятым в ЕЭС России, по данным СО ЕЭС и на основе экспертных оценок, величины каждой из составляющих небалансов и скорость их изменения представлены в таблице 2.
    Исходя из характера небалансов мощности, резервы вторичного регулирования на загрузку и разгрузку для АРЧ и АРПЧ можно разделить на две части:
    1) постоянно используемые резервы, обусловленные амплитудами случайных нерегулярных колебаний мощности;
    2) спорадически используемые резервы, обусловленные максимумами величин динамической погрешности регулирования балансов мощности в часы переменной части графика нагрузки и расчетных небалансов.
    Разделенные по такому принципу необходимые резервы АРЧ ЕЭС и АРПЧ ОЭС Сибири и скорость их мобилизации приведены таблице 3.
    Отметим, что скорость мобилизации постоянно и спорадически используемых резервов для АРПЧ ОЭС Сибири определяется среднеквадратичной величиной скорости изменения нерегулярных колебаний нагрузки в регулируемом сечении.
    По методике, принятой в ЕЭС России, резерв АОП нормируется как 20% от максимально допустимого перетока контролируемого сечения.
    Например, общий минимальный резерв АОП на загрузку/разгрузку в контролируемом сечении ОЭС Сибири составляет 400/–400 МВт; скорость мобилизации резервов на загрузку/разгрузку — 165/–165 МВт в мин.
    При этом резерв на загрузку должен размещаться с приемной стороны, а резерв на разгрузку — с передающей.
    Скорость мобилизации резервов для АОП также определяется среднеквадратичными величинами скорости изменения нерегулярных колебаний нагрузки в регулируемых сечениях.
    Объем резервов АОП в ЕЭС России пока не установлен. Расчет данного объема — отдельная сложная инженерная задача, которую только предстоит решить. Поскольку резерв АОП используется спорадически, то в случаях, когда величина и расположение резервов АРЧ и АРПЧ удовлетворяют требованиям к резервам АОП, отдельный резерв для АОП может не предусматриваться. Поэтому в целях оптимизации общего объема резервов АВРЧМ расположение резервов АОП придется выбирать совместно с расположением резервов АРЧ и АРПЧ, что усложняет решение.
    К?АВРЧМ традиционно привлекаются ГЭС — как наиболее маневренные регулирующие энергообъекты с достаточными резервами мощности. Предполагается, что участвовать в АВРЧМ будут все ГЭС установленной мощностью более 100 МВт, причем оплата их системных услуг станет производиться не в рамках РСУ. Сейчас разрабатывается стандарт, который должен содержать основные требования, необходимые для привлечения ГЭС к АВРЧМ. Поскольку практически все гидроэлектростанции построены более 30 лет назад и с тех пор не модернизировались, то для участия в АВРЧМ нужна как минимум модернизация их групповых регуляторов активной мощности (ГРАМ), организация каналов связи и систем мониторинга, а как максимум — модернизация оборудования. Таким образом, в ближайшее время системные услуги на РСУ смогут предложить лишь некоторые ГЭС установленной мощностью более 100 МВт, способные только частично покрыть объем резервов для АВРЧМ.
    Сейчас уже ведутся работы по привлечения к вторичному регулированию частоты и мощности модернизированных энергоблоков ТЭС, которые должны возместить недостающий объем резервов, а также заменить ГЭС в маловодные и паводковые периоды.
    В ЕЭС России планируется модернизация 96 ЭБ ТЭС. По данным СО ЕЭС, 47 энергоблоков уже модернизированы и сертифицированы на соответствие требованиям стандарта, определяющего основные параметры участия в АВРЧМ.
    Регулировочный диапазон таких энергоблоков составляет не менее ±5% их установленной мощности. Изменение мощности при вторичном регулировании происходит со скоростью не менее 1% номинальной мощности ЭБ в мин., но не более максимально допустимой скорости 4% номинальной мощности в мин. При этом весь диапазон вторичного регулирования отрабатывается в интервале не более 10 мин., а динамическая и статическая погрешности отработки задания не превышают 1% номинальной мощности ЭБ при любой скорости изменения задания вплоть до максимальной.
    В таблице 4 приведены данные об имеющихся и прогнозируемых резервах и скорости их мобилизации согласно программам модернизации ЭБ ТЭС, разработанным РАО ЕЭС.
    Сравнивая таблицы 3 и 4, можно сделать вывод о том, что при подключении планируемых РЭ обеспечивается весь объем резервов как для АРЧ ЕЭС, так и для АРПЧ ОЭС Сибири. Вместе с тем основную часть резервов АРЧ ЕЭС (1934 МВт — около 70%) предстоит покрывать с помощью РСУ, привлекая к регулированию ЭБ ТЭС, если ГЭС не подключатся к регулированию частоты. На начальном этапе введения РСУ, вероятно, окажутся обеспечены лишь постоянные резервы, так как на рынке будет закуплено около 567 МВт (около 41% резервов). Причем эти резервы скорее всего выберут таким образом, чтобы использовать их и для АОП.
    Некоторые подходы к формированию РСУ
    В качестве основного механизма определения цены системной услуги АВРЧМ на РСУ рассматривается компенсация упущенной выгоды при работе на других рынках электроэнергии и мощности, расходов на подготовку и непосредственно на участие в АВРЧМ, а также капитальных затрат РЭ на выполнение требований соответствующих стандартов. Однако помимо компенсации упущенной выгоды и затрат РЭ в стоимости СУ необходимо также учитывать экономический эффект, получаемый в результате предоставления системных услуг. Идентификация величины эффекта позволит понять, какие виды услуг наиболее востребованы. Кроме того, данный показатель выявит «узкие места» в энергосистеме, из-за которых энергообъединение вынуждено закупать дополнительный объем СУ. Ответственные за «узкие места» будут обязаны либо компенсировать дополнительные затраты, либо модернизировать тот или иной энергообъект для уменьшения объема СУ. Подобный механизм определения цены мог бы в будущем сделать ЕЭС более надежной и энергоэффективной. В целях оптимальной организации АВРЧМ целесообразно также установить механизм взаиморасчетов со странами СНГ и Балтии для формирования цены СУ.
    Рассмотрим некоторые из перечисленных задач более подробно.
    Компенсация затрат РЭ на подготовку и участие в АВРЧМ
    Каждому регулирующему энергообъекту, предоставляющему системную услугу АВРЧМ, должны быть возмещены издержки, например, из-за снижения КПД или на амортизацию оборудования.
    Следует отметить, что в калькуляции амортизационных затрат, связанных со снижением КПД, на начальном этапе работы РСУ могут возникнуть неточности по причине недостаточности информации о физическом влиянии процесса АВРЧМ на РЭ и из-за отсутствия опыта регулирования при помощи ЭБ ТЭС.
    На основе опроса генерирующих компаний, проведенного ВТИ, и по данным ООО «Энерготест», эксплуатационные и амортизационные затраты ЭБ ТЭС в годовом исчислении выглядят следующим образом:

  • ремонтная составляющая — 10—30 млн руб.;
  • инспекционный контроль после сертификационных испытаний — 0,165 млн руб.;
  • обслуживание технических и программных средств — от 1 до 9 млн руб. Величина этих затрат в основном определяется стоимостью поддержки каналов связи с диспетчерским центром СО ЕЭС. Максимальное значение, как правило, соответствует наиболее удаленной ТЭС с наименьшим количеством ЭБ, привлеченных к участию во вторичном регулировании;
  • снижение экономичности, в том числе в результате:
  • введения резерва — 0,25?
  • 0,5 млн руб./год (при коэффициенте рабочего времени 60% и номинальной нагрузке 5%);
  • уменьшения номинального и увеличения скользящего давления пара перед турбиной — 5?8 млн руб.;
  • пережогов топлива и снижения КПД котла на 0,01?0,03% — 0,7?1,5 млн руб.;
  • роста расхода топлива на собственные нужды на 1?1,5% — 0,5?1 млн руб.
    Помимо этого, по оценкам ЗАО «ИЭС», эксплуатационная составляющая без учета расходов на компенсацию износа ротора ЦВД достигает 2?3 млн руб.
    Таким образом, для обеспечения заинтересованности РЭ в оказании системной услуги АВРЧМ необходимо ее должным образом оплачивать.
    Для ГЭС аналогичный анализ только предстоит сделать.
    Компенсация капитальных затрат РЭ
    Исследования ВТИ показывают, что величина подготовительных затрат на энергоблоках ТЭС для участия в НПРЧ и АВРЧМ колеблется в пределах 35—80 млн руб. в зависимости от текущего состояния систем и оборудования ЭБ. Сумма может быть рассчитана по формуле: 10 + 55 ? n (млн руб.), где n — число энергоблоков. К капитальным затратам, кроме установки систем автоматического управления мощностью (САУМ), модернизации оборудования и системы регулирования, замены и ремонта запорно-регулирующей арматуры и механизмов собственных нужд, также отнесены:
  • проведение сертификационных испытаний — около 1 млн руб.;
  • установка терминала АВРЧМ (ПТК «Станция») — около 6 млн руб. + 1 ? n млн руб.;
  • установка системы мониторинга фактического участия энергоблоков в НПРЧ и АВРЧМ (ПТК «Монитор») — около 3 млн руб. + 0,5 ? n млн руб.;
  • организация системы связи с диспетчерским центром (стоимость спутникового канала, оборудования и монтажа) — около 0,9 млн руб.;
    Модернизация ЭБ предполагает затраты на установку новых систем автоматического регулирования и, как правило, предусматривает внедрение:
  • цифрового электрогидравлического контроллера DEH (Digital Electro-Hydraulic) на турбине для защиты и блокировки турбоагрегата;
  • систем скоординированного управления котлом и турбиной, логического и функционально-группового управления, аналогового регулирования;
  • аварийной сигнализации;
  • устройства полуавтоматического пуска блока;
  • каналов связи с внешними поставщиками;
  • устройств оперативного вычисления технико-экономических показателей в режиме реального времени;
  • инструментов отображения графиков изменения параметров;
  • системы регистрации и доступа к архивным данным;
  • системы предоставления информации административно-техническому руководству электростанции.
    Стоимость установки ГРАМ, удовлетворяющей требованиям участия ЭБ ТЭС в АВРЧМ, составляет около 50 млн руб.
    Замещение части объема мощности на балансирующем рынке
    Все изменения мощности ЭБ ТЭС и ГЭС, участвующих в оперативном регулировании, в том числе частоты и перетоков, оплачиваются на балансирующем рынке по:
  • внешней инициативе (ИВ1), равной разнице между диспетчерским и плановым объемами электроэнергии;
  • внешней спорадической (диспетчерской) команде (ИВ0), возникающей в случае отклонения фактического потребления от прогнозного, аварийных отключений линий или блоков станций;
  • отклонениям по аварийной инициативе (ИВА) вследствие срабатывания автоматики;
  • внешней регулировочной инициативе (ИВР).
    В перспективе регулировочные резервы АВРЧМ будут частично замещать объемы перечисленных инициатив. По данным АТС, их суммарная величина за январь — апрель 2010 г. была равна 17 млн МВт•ч. Исходя из полученных ранее сведений о необходимых резервах, можно подсчитать, что объем замещения электроэнергии в каждый час (на загрузку и разгрузку) в Первой и Второй ценовых зонах составит 3868 МВт•ч и 1437 МВт•ч соответственно. За этот же период общий объем замещения способен достигнуть 15,3 млн МВт•ч, то есть порядка 90% от суммарного результата перечисленных инициатив, или около 5% объема балансирующего рынка. Таким образом, введение СУ по АВРЧМ и обеспечение этой системной услуги достаточными резервами заместит объем оперативного регулирования автоматическим регулированием, что повысит эффективность поддержания баланса мощности в ЕЭС.
    Оптимизация параметров пропускной способности и максимально допустимых перетоков
    Автоматическое регулирование или ограничение перетоков мощности в контролируемом сечении дает возможность улучшить пропускную способность и увеличить максимально допустимый переток за счет снижения нерегулярных колебаний на половину амплитуды. Например, потенциал сечения «ОЭС Сибири — остальная часть ЕЭС» при оптимизации параметров пропускной способности и перетока составляет 171 МВт.
    Поскольку цены на оптовом рынке в Первой и Второй ценовых зонах существенно отличаются, то указанный запас позволяет покупать больше электроэнергии во Второй ценовой зоне (на 1,5 млн МВт•ч). Режим автоматического ограничения при условии подавления нерегулярных колебаний с периодом 1,5—2 мин. и более увеличит пропускную способность ЕЭС на 2—3 тыс. МВт. В силу разницы между стоимостью электроэнергии «на местах» и на оптовом рынке оптовые продажи могут возрасти на 17,5—26,3 млн МВт•ч.
    Эффект параллельной работы
    Частота, как известно, является единым международным параметром, поэтому ее совместное автоматическое регулирование и поддержание заданного уровня отклонений способствует наилучшему использованию выгоды параллельной работы энергосистем стран СНГ и Балтии, обеспечивая качество электроэнергии и надежность каждой энергосистемы в отдельности. Двухстороннее автоматическое ограничение международных межсистемных связей оптимизирует объем необходимых резервов и гарантирует устойчивость энергообъединения.
    Для более эффективной организации автоматического регулирования частоты и ограничения перетоков в ЕЭС целесообразно привлекать к АРЧ и АОП не только РЭ России, но и РЭ стран СНГ и Балтии, определив механизм взаиморасчетов в контексте нормативных документов и соглашений, принятых в ЕЭС/ОЭС.
    Заключение
    1. Автоматическое вторичное регулирование частоты и мощности в рамках рынка системных услуг — основополагающий инструмент поддержания требуемого уровня надежности и надлежащего качества функционирования ЕЭС России.
    2. РСУ не является полностью конкурентным рынком, посколько некоторые виды услуг могут быть предоставлены лишь некоторыми, а иногда единственными регулирующими энергообъектами на той или иной территории. Ключевое отличие РСУ от других отраслевых рынков в том, что продукт торговли здесь — не электроэнергия и мощность, а регулировочный диапазон мощности. Эта особенность предопределяет специфические механизмы функционирования и организации данной пло­щадки.
    3. АВРЧМ как системная услуга состоит из нескольких подуслуг, которые оказывают РЭ, удовлетворяющие требованиям в части расположения и функциональных характеристик. Поэтому отбор регулирующих объектов для предоставления отдельных видов подуслуг может также осуществляться на неконкурентной основе.
    4. Видам подуслуг соответствуют различные регулировочные диапазоны, обеспечиваемые как ГЭС, так и ЭБ ТЭС. Перед проведением торгов на РСУ необходимо выполнить расчет мест оптимального размещения резервов в разрезе подуслуг.
    5. Для привлечения на РСУ достаточного количества поставщиков требуется подготовка методики оценки стоимости системной услуги АВРЧМ, исходя из затрат ГЭС и ЭБ ТЭС и величины экономического эффекта, а также сообразуясь с механизмом взаиморасчетов со странами СНГ и Балтии.