1 Рынок мощности Зоны свободного перетока, тех. требования, прогноз потребления, коэффициент резервирования ОАО СО-ЦДУ ЕЭС, 2007 Директор по развитию и. - презентация

1 1 Рынок мощности Зоны свободного перетока, тех. требования, прогноз потребления, коэффициент резервирования ОАО СО-ЦДУ ЕЭС, 2007 Директор по развитию и сопровождению рынков Ф.Ю. Опадчий

2 2 Требования к мощности Для непрерывного обеспечения объектов потребления электроэнергией в энергосистеме как минимум должно быть достаточное количество объектов генерации для прохождения периодов пикового потребления мощности. Помимо абсолютного объема генерирующих мощностей, для нормальной работы ЕЭС необходимо обеспечить: Чем более точно будут учтены указанные факторы, тем более предсказуем результат работы рынка электроэнергии ! адекватную распределению потребления и структуре сети аллокацию генерации соответствие характеристик генерации параметрам (в т.ч. неравномерности) потребления наличие резервов, направленных на покрытие нерегулярных колебаний потребления, а так же расчетных аварийных возмущений

3 3 Зоны свободного перетока Техника Так как топология сети, структура потребления/генерации, объемы ПА не постоянны, зоны свободного перетока могут и должны пересматри- ваться для обеспечения адекватности сигналов на рынке мощности ! сбалансированная (с учетом внешних перетоков) часть ЕЭС России, в которой должны выполняться требования к структуре генерации по техническим требованиям и резервам долгосрочное влияние внутренних сетевых ограничений не значительно или устранимо за счет сетевого строительства рассчитывается средневзвешенная цена не проданной по СДД мощности разрешено заключать СДД на мощность Экономика

4 4 Зоны свободного перетока балансовые и не балансовые ограничения (допустимые объемы выработки резервы, перетоки), существенно влияющие на выбор состава работающего оборудования Зоны будут определены электрически (по влиянию нагрузки на перетоки в контролируемых сечениях) ! Факторы, учитываемые при определении зон свободного перетока статистиказапирания контролируемых сечений при краткосрочном планировании режимов модельные расчеты исходя из прогнозного состояния топологии сети и характерных режимов с учетом прогнозного роста нагрузки

5 5 Зоны свободного перетока Статистические данные по запиранию контролируемых сечений на этапе краткосрочного планирования режимов :

6 6 ОЭС Востока: Энергосистема Приморского края Остальная часть ОЭС Востока ОЭС Сибири: Омская энергосистема Энергосистемы Читы и Бурятии Остальная часть ОЭС Сибири ОЭС Урала: Северный энергорайон Тюменской области Остальная энергосистема Тюмени Остальная часть ОЭС Урала ОЭС Средней Волги: ОЭС Средней Волги (включая Нижегородскую энергосистему) ОЭС Центра: Московская энергосистема (Москва и область) Остальная часть ОЭС Центра ОЭС Северо-Запада: Энергосистемы Кольская и Карельская Энергосистемы Архангельска и Коми Калининградская энергосистема Остальная часть ОЭС Северо-Запада ОЭС Юга: Дагестанская энергосистема Южный и Юго-Западный энергорайоны Кубанской энергосистемы Волгоградская и Астраханская энергосистема Остальная часть ОЭС Юга Предварительный перечень зон свободного перетока: Зоны свободного перетока

7 7 любого момента времени Технические параметры генерации в ЕЭС с учетом результатов конкурентного отбора в рынке мощности должны соответствовать техническим параметрам работы энергосистемы, т.е. обеспечить возможность формирования для любого момента времени графиков генерации, соответствующих графику потребления без ввода режима ограничения/отключения потребления Выполнение указанных ограничений должно быть проверено не только для точки максимального потребления, но и иных характерных режимов работы ЕЭС (годовой минимум нагрузок, паводок и т.п. с учетом ограничений, связанных с режимами работы АЭС, теплофикационными ограничениями на ТЭЦ и т.д.) Величины параметров должны определяться с учетом требований по резервированию Технические требования

8 8 Генераторы должны обеспечить прохождение ночного минимума и дневного максимума потребления A1: Суммарные суточные Рмин, Рмакс Рмин Рмакс Рмин K1*Рмакс K1 существенно зависят от структуры потребления в регионе Технические требования !

9 9 Генераторы должны обеспечить прохождение ночного минимума и дневного максимума потребления А2: Длительность поддержания Рмин, Рмакс Минимально допустимый период работы с Рмакс Минимально допустимый период работы с Рмин K2 1 Технические требования K2 2 K2 3 K2 не будет отличаться в рамках синхронной зоны !

10 10 Vнаб скорость набора нагрузки Vсбр скорость сброса нагрузки Генераторы должны загружаться/разгружаться со скоростью не меньше скорости роста/спада потребления A3: Скорость изменения нагрузки Vнаб, Vсбр Технические требования K3 будет зависеть от структуры потребления в регионе K3 1 K3 2 !

11 11 Суточная выработка должна обеспечиваться с учетом ограничений по топливу, гидроресурсам и т.д. A4: Коэффициент заполнения суточного графика Wобесп.ресурсами K4* Рмакс Технические требования

12 12 В системе должны быть генераторы, установленной мощностью не менее K5 МВт способных неоднократно в течении недели включаться из холодного состояния в период не превышающий период между утренним и вечерним максимумом и (или) выключаться в ночные часы A5: Объем генерации со скоростью пуска 4-5 часов В системе должны быть K6 Мвт генераторов «быстрого пуска», обеспечивающих компенсацию суточных пиков нагрузки и/или кратковременное увеличение генерации (в среднем не более 1-2 часов в сутки), имеющих техническую возможность включаться и набирать полную мощность за период не превышающий 40 минут с момента получения команды на включение, без существенных ограничений по количеству пусков в сутки/месяц 40 мин A6: Объем генерации со скоростью пуска< 40 минут Технические требования

13 13 Дополнительно к общим по зоне свободного перетока технических требованиям необходимо в максимально возможной степени учитывать локализованные требования к генерации, связанные с: ограничениями на минимальную величину генерации в узлах требованиями к статической и динамической устойчивости режима в локальных районах локальных требованиях к резервированию генерации режимами потребления/производства реактивной мощности режимами тепловой нагрузки и т.д. Локализованные технические требования Конкурентный отбор мощности будет проводиться с использованием большой расчетной электрической модели

14 14 Возможной флуктуацией потребления в каждой зоне (долгосрочно и внутри суток)– в данном случае резерв может задается либо в явном виде (% от диапазона), либо путем установления наиболее жестких суточных значений Рмин, Рмакс Расчетного отключения генерирующего оборудования – в данном случае резерв должен быть задан по условию нахождения во внеплановом ремонте n наиболее крупных генераторов (для ЕЭС в целом и в рамках каждой зоны) Расчетного отключения сетевого оборудования - резерв задается исходя из величин снижения пропускной способности сети из смежных зон Объемов ремонта и ограничений режимов работы генерирующего оборудования – в данном случае резерв должен компенсировать отсутствие мощности генерирующего оборудования, находящегося в ремонтах (как плановых, так и внеплановых) не менее 12-14% (!). Резервирование Требуемые объемы резерва определяются исходя из: Кроме абсолютной величины резервов структура генерирующих мощностей должна позволять размещать и постоянно поддерживать требуемые объемы первичных/вторичны и третичных резервов -> доп. технические требования к возможности участия в НПРЧ и АВРЧМ (зависит от сроков ввода рынка системных услуг) !

15 15 Основные принципы формирования прогноза на 1-5 лет Прогнозирование ведется по территории субъектов РФ исходя из статистических данных. При отсутствие статистики по территориям таким как: Ленинградская обл., С.Петербург, Москва, Московская обл. и др., формируется прогноз по операционным зонам РДУ Формирование прогноза электропотребления проводится суммарно по территории с учетом потерь во всех сетях на данной территории и без разбивки на ГТП существующих участников ОРЭ. При этом, отдельно могут быть выделены энергорайоны с высоким уровнем транзитных потерь (например ФСК) прогнозной Прогноз формируется на основе статистической информации за предыдущие 5 лет и прогнозной информации о новых присоединениях потребителей, а так же крупных генерирующих объектов и/или сетевых объектов (изменение объемов потерь) Распределение прогноза по зонам свободного перетока производиться с использованием актуальной расчетной модели (с учетом прогнозного состояния топологии сети) Формирование прогноза потребления максимальной мощности на основе определенных данных о прогнозе электропотребления и информации о среднем числе часов использования максимума с учетом ввода новых потребителей Прогнозирование потребления

16 16 Очистка статистики от случайных факторов - потребления электроэнергии и мощности крупных потребителей, введенных в базовом периоде; - максимального потребления мощности от температурного фактора; - других влияющих факторов. Формирование трендов на основе статистики c применением 2- х различных способов: - математическое моделирование нелинейных трендов по энергосистемам. - определение процента прироста электропотребления с учетом заданного коэффициента влияния: Δ i факт - фактический прирост i-го года к i-1 году (%), k i вл - задаваемый коэффициент влияния прироста i-го года к i-1 году на прогнозируемый итоговый процент прироста Δ Σ ( Σk i вл = 1). Что учитывается при прогнозировании ?

17 17 Спасибо за внимание !