Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
410
мощностью менее 4 МВт и электростанций, использующих возобновляемые источники
энергии, цена закупки электроэнергии устанавливается законами [4].
По данным Евростата, в 2009 г. тарифы на электроэнергию в Латвии были пример-
но на одном уровне с восточными государствами Европейского союза (рисунок 2) [1].
Болгария Латвия Эстония Литва Хорватия Румыния Финляндия Словения Чехия Польша Венгрия Швеция Норвегия
Промышленные пользователи 2008 г.
Промышленные пользователи 2009 г.
Простые пользователи 2008 г.
Простые пользователи 2009 г.
0
0,02
0,04
0,06
0,08
0,1
0,12
0,14
€/кВт-ч
Рисунок 2 – Сравнение тарифов электроэнергии стран ЕС
Стратегия поведения малых производителей электоэнергии в Латвии в основном
зависит от крупных производителей электроэнергии (AО «Latvenego», AО «Eesti Energia»,
AО «Lietuvos Energija», «ЕЭС России»). Которые пытаются диктовать свои условия на
рынке, т.к. являются основными поставщиками электроэнергии (рисунок 3).
Рисунок 3 – Связи латвийской энергосистемы с энергосистемами
соседних государств
411
Следовательно, можно полагать, что на Латвийском рынке электроэнергии, в ос-
новном, наблюдается стратегия ценового лидерства, которая преобладает на рынках оли-
гополии. Одна из фирм в силу своего размера или положения на рынке становится естест-
венным лидером. Этот лидер принимает ценовые решения, а остальные фирмы, присутст-
вующие на рынке, признают эти решения и следуют им.
Для улучшения ситуации на рынке электроэнергии в Латвии необходимо способст-
вовать развитию конкуренции. Ясно, что «Latvenergo» является давним и важным игроком
в отрасли. Соответственно Министерство Экономики должно создать ситуацию, которая
бы удовлетворяла как интересы участников как регулируемого, так и открытого рынков, в
целях повышения конкуренции и предоставления потребителям более широкого выбора.
На открытых рынках Литвы и Эстонии более благоприятные условия для появле-
ния конкуренции, чем на Латвийском рынке электроэнергии, хотя начальные условия для
развития рынков всех трех стран были одинаковы. Это связанно с тем, что в Литве и Эс-
тонии сразу же после открытия рынка начала действовать биржа
, в результате чего появи-
лась рыночная цена для тех поставщиков, которые не имеют собственного производст-
ва [5].
Работа выполнена при содействии Европейского социального фонда в рамках про-
екта «Поддержка развития докторантуры РТУ».
Список использованных источников
1. http://www.sprk.gov.lv/index.php?id=11056&sadala=616 (годовой отчет за 2009 год Ко-
миссии по регулированию общественных услуг).
2. http://www.latvenergo.lv/portal/page?_pageid=73,523394&_dad=portal&_schema=PORTAL
(сайт АО «Latvenego»).
3. http://www.reitingi.lv/lv/news/ekonomika/42370.html (Новости экономики: Латвийскому
рынку электроэнергии необходимо развитие).
4. http://www.likumi.lv/doc.php?id=108834 (Закон о рынке электроэнергии).
5. http://www.enefit.lv/index.php?L=4 (сайт АО «Enefit»).
412
СУТОЧНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАГРУЗКИ
В УСЛОВИЯХ РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В.П. Обоскалов, Т.Ю. Паниковская, И.В.Карпов
УрФУ
На начальной стадии введения конкурентных отношений в энергетической отрасли
в большинстве стран, как правило, используется модель централизованного аукциона с
определением на каждом временном интервале спотовой (краткосрочной, поузловой) це-
ны. Спотовые цены могут значительно отличаться в часы максимальных и минимальных
нагрузок и, безусловно, меняются во времени (неделя, месяц, год).
Наличие пиковых нагрузок приводит к увеличению как спотовых, так и средних
цен на энергорынках. При этом рост цен тем больше, чем меньше резерв располагаемой
мощности, который в последнее время имеет тенденции к снижению из-за недостаточной
привлекательности инвестиций в электроэнергетику. В результате у потребителей увели-
чиваются издержки на покупку электроэнергии (ЭЭ), так как в часы максимальных нагру-
зок используется наименее экономичное энергооборудование, приводящее к недостаточно
эффективному использованию энергоресурсов. Возможным решением задачи снижения
цен и увеличения энергоэффективности производства электроэнергии является стимули-
рование потребителей к регулированию. В зарубежной практике для решения проблемы
покрытия нагрузки в пиковые часы предлагается система мероприятий, получившая на-
звание DSM (Demand Side Management) или управление потреблением [1, 2, 4].
Регулирование нагрузки предполагает добровольную реакцию потребителей [2],
которая может выражаться либо в корректировке графиков нагрузки в ответ на изменение
стоимости электроэнергии в течение суток; либо благодаря компенсационным выплатам,
разработанным для стимулирования потребителей к снижению потребления во время пи-
ков нагрузки.
Конкурентный рынок реализует идеологию зонных нерегулируемых цен через мар-
гинальные механизмы, увеличивая цену ЭЭ в часы максимальных и уменьшая в часы ми-
нимальных нагрузок, когда спрос на электроэнергию невысок. Потребитель заинтересован
в снижении потребления в часы максимальных нагрузок. При этом становится актуальной
проблема оценки эффективности снижения электропотребления, которая зависит от типа
потребителя, характера производственных процессов и т.п.
Для потребителя наиболее приемлемыми являются следующие стратегии ограни-
чения нагрузки:
1) снижение электропотребления в период максимальных нагрузок;
2) пропорциональное снижение электропотребления на всем временном интервале;
3) снижение электропотребления за счет переноса нагрузки на часы минимальных
нагрузок (load shifting).
Очевидно, что указанные стратегии экономически не равноценны. Однако все они
обладают энергосберегающим эффектом.
В первом и втором случаях потребитель снижает электропотребление за счет при-
менения энергосберегающих технологий и (или) частичного сокращения производства
малозначимой продукции. Безусловно, это связано с дополнительными инвестициями или
снижением доходов. Однако снижение суммарных платежей за потребленную электро-
энергию может быть больше снижения доходов, что в конечном итоге может привести к
увеличению суммарной прибыли и принятию данной стратегии.
413
В третьем случае основной экономический эффект реализуется за счет разной цены
ЭЭ в часы максимальных (
) и минимальных (
) нагрузок. Однако переорганизация
производства, как правило, сопровождается дополнительными затратами и издержками,
поэтому при безусловном энергосберегающем эффекте использование данной стратегии
требует для потребителя дополнительного технико-экономического анализа.
Энергоэффективность ограничения нагрузки. Известно, что равномерное во вре-
мени энергопотребление наиболее энергоэффективно. Это объясняется тем, что в затратах
на производство электроэнергии превалирует топливная составляющая, для которой рас-
ходные характеристики агрегатов
представлены нелинейными (близкими к квадра-
тичным) функциями. При квадратичном характере
минимум суточного расхода топ-
лива
реализуется при
.
Функция предложения системы составляется на основе подаваемых генерирующи-
ми компаниями (ГК) ценовых заявок, которые формируются по маржинальному принципу
на базе характеристик относительных приростов стоимости (ХОПС) производства ЭЭ
ψ
З
[3]. Поскольку в затратах З на производство ЭЭ превалирует топливная
составляющая
, то ХОПС можно считать пропорциональной характеристике относи-
тельных приростов (ХОП) расхода топлива ψ
ц
т
ε
, где ε
, ц
т
– цена
топлива [1, 3].
Несмотря на то, что ХОП отдельного генерирующего агрегата практически линей-
ная функция, ХОПС системы является кусочно-линейной с резким увеличением крутизны
характеристики в зоне максимальных нагрузок (рисунок 1). Это объясняется подключени-
ем в этой зоне малоэкономичных агрегатов. Распределение нагрузки энергосистемы меж-
ду параллельно работающими агрегатами осуществляется по критерию минимальной за-
явки, который, при допущении о бесконечно большом числе ступеней заявки, преобразу-
ется в критерий равенства относительных приростов стоимости.
Рисунок 1 – Энергосберегающий эффект
Предположим, что в результате снижения нагрузки в зоне максимальных нагрузок
на величину ∆ цена электроэнергии снижается с
до
. Относительный прирост (ОП)
расхода топлива агрегата меняется с ε
до ε
. В силу дифференциального характера ХОП
снижение затрат на топливо, вызванное изменением нагрузки, определяется площадкой
на рисунке 1.
∆ ε
с
∆
ε
ε
2
∆
ц
∆0. (1)
Здесь отмечено, что в условиях маржинального ценообразования основой для
оценки эффективности энергосбережения может стать цена электрической энергии, кото-
рая отражает поведение всех генерирующих объектов ЭЭС.
∆
ε
с
ε
н
ε
ε
ε
ε
∆
414
Для сравнительного анализа эффективности энергосбережения целесообразно вве-
сти некоторый числовой показатель, отражающий энергосберегающий эффект. В качестве
такого показателя можно использовать снижение энергоресурса (топлива) на единицу
управляющего воздействия (снижение мощности или электропотребления). Относитель-
ная эффективность энергосбережения (ОЭЭ) определяется изменением расхода топлива
на единицу снижения потребляемой энергии ∆
∆
∆
⁄
. При предельном переходе
ε, следовательно, величина ОП расхода топлива, при котором происходит снижение
электропотребления, может служить локальным (соответствующим определенной загруз-
ке агрегата) показателем эффективности энергосбережения.
Пусть потребитель снижает электропотребление на величину ∆ в часы максимума
нагрузки (от ε
до ε
) за счет увеличения потребления в часы минимума нагрузки на вели-
чину ∆, при изменении ОП от ε
до ε
, тогда снижение затрат на топливо составит
∆
ε
ε
2
ε
ε
2
∆
∆
ц
т
, (2)
где
,
– средняя цена электроэнергии на первом и втором интервалах мощности соот-
ветственно. При этом результирующая (интегральная) эффективность энергосбережения
∆ ∆
⁄
ц
т
⁄
может принимать не только положительные, но и отрицатель-
ные (если
) значения.
Нетрудно видеть, что больший интерес представляет не локальная, а интегральная
оценка эффективности энергосбережения (ИЭЭ). Однако в оценке (2) может принимать
не только положительные, но и отрицательные (если
) значения. Отсюда гипотеза о
простом интегрировании ОЭЭ для получения ИЭЭ должна быть отвергнута. Другая вер-
сия математического представления ИЭЭ будет получена исходя из приведенных частных
случаев стратегий регулирования нагрузки.
Снижение электропотребления на всем временном диапазоне. Если потребитель
снижает электропотребление на всем рассматриваемом интервале времени за счет внедре-
ния энергосберегающих технологий, повышения энергоэффективности и модернизации
производства, то можно предположить, что снижение электропотребления будет пропор-
ционально потребляемой мощности ∆
. Считая, что изменение мощности по-
требителя несоразмерно меньше мощности ЭЭС в целом, можно принять допущение о не-
изменности цены на рынке (в текущий момент времени) при локальном изменении на-
грузки
. Исходя из того, что ∆
ε
∆
, нетрудно получить суммарное снижение
расхода топлива
∆
∆
ε
∆
. (3)
Следовательно, при сделанных допущениях ∆
ε
Средняя относительная эффективность энергосбережения
св
∆
∆Э
ε
(4)
является средневзвешенным по мощности нагрузки ОЭЭ и не зависит от управляющего
воздействия (коэффициент ). Однако суммарное снижение расхода топлива ∆
ε
св
∆Эε
св
св
Э ц
т
⁄
зависит от . Для сопоставления экономических показате-
лей агрегатов разной мощности может быть полезна удельная эффективность энергосбе-
режения
∆
∆
Э
⁄
св
ц
т
⁄
. (5)
415
Надбавки и скидки к цене электроэнергии. Для стимулирования потребителей к
снижению неравномерности суммарного графика нагрузки может быть введена диффе-
ренцированная во времени система надбавок и скидок к цене на ЭЭ, аналогичная описан-
ной в [3]. Она проявляется в том, что в часы максимальных нагрузок цена электроэнергии
дополнительно повышается, а в часы минимальных нагрузок – снижается. При этом сум-
марные платежи должны остаться неизменными. Последнее условие предполагает нали-
чие ценового барьера , выше которого цена должна увеличиваться, а ниже – снижаться.
При линейности (относительно цены) надбавок и скидок новая цена может быть опреде-
лена соотношением
β
1 β
β
, (6)
где β – коэффициент регулирования надбавок и скидок. Величина барьера определяется
неизменностью суммарных платежей потребителей
н
н
. (7)
Отсюда
1 β
н
1 β
н
. (8)
или
св
н
н
. (9)
Таким образом, ценовой барьер не зависит от коэффициента регулирования и ра-
вен средневзвешенной по мощности нагрузки энергосистемы цене.
Оптимальное управление нагрузкой при неравномерном ценовом графике. Рас-
смотрим данную задачу при условии, что суммарное на суточном интервале электропо-
требление остается неизменным, а изменение нагрузки потребителя на величину
не
влияет на цену ЭЭ на рынке
. Математически данная задача формулируется следующим
образом: найти оптимальное распределение ограничений нагрузки
, 1, …, 24, мини-
мизирующее суммарные платежи за потребленную электрическую энергию и издержки,
связанные с ограничением электропотребления γ
(удельный ущерб пропорционален ве-
личине ограничения нагрузки)
min
γ
(10)
при условии
0; (11)
,
. (12)
Поскольку графики нагрузки и цены считаются заданными, то целевая функ-
ция (10) трансформируется к виду
max
γ
. (13)
416
Решение задачи может быть найдено методом Лагранжа. Условие (11) предполага-
ет введение дополнительного вектора неопределенных множителей Лагранжа (НМЛ). При
этом условие дополняющей нежесткости предполагает, что если (11) соблюдается (огра-
ничение не активно), то соответствующий НМЛ равен нулю, а если активно, то
и
эту переменную можно вывести из числа искомых. Отсюда оптимизационную задачу
можно рассматривать в упрощенной постановке, без учета (12).
При этом функция Лагранжа
γ
λ
. (14)
Ее дифференцирование и приравнивание производной к нулю приводит к критериальному
условию
2γ
λ0, 1, …, 24;
0
. (15)
Таким образом, при принятых допущениях оптимальное ограничение электроэнер-
гии пропорционально отклонению цены электроэнергии на рынке от некоторой расчетной
цены
λ
2γ
⁄
. Условие (11) позволяет определить неопределенный множитель
Лагранжа, который равен средней цене λ. Таким образом, при цене выше средней це-
лесообразно ограничение электропотребления за счет его увеличения в часы, когда цена
ЭЭ ниже средней. Суммарный энергосберегающий эффект определяется выражением (3)
∆
ε
1
2γц
т
2γц
т
2γц
т
ф
1,
(16)
где
ф
– коэффициент формы суточного графика цены.
Полученное соотношение справедливо при любой цене, в том числе и цене с уче-
том коэффициента надбавок и скидок. В последнем случае формула (16) будет иметь вид
∆
̃
2γц
т
ф
1. (17)
Здесь необходимо вычислить коэффициент формы и среднюю цену для нового ценового
графика. Новая средняя цена
̃
1
1
св
1 β
β
св
1 β
ββ
св
.
(18)
Квадрат новой среднеквадратичной цены
̃
ск
1
1
св
1 β
β
1
св
1 β
2
св
1 β
β
β
св
1 β
̃β
β
ск
.
(19)
Новый коэффициент формы
417
ф
̃
ск
̃
1 β
̃
ф
1. (20)
Предлагаемый механизм надбавок и скидок дает возможность эффективно управ-
лять процессами энергосбережения через рыночные механизмы.
Расчетный пример. В результате проведения торгов аукциона на рынке на сутки
вперед был сформирован суточный график цены и плановый почасовой объем потребле-
ния. График цены и характеристики ценового графика представлены в таблицах 1, 2. По
результатам видно, что минимальная и максимальная цены отличаются почти вдвое.
Таблица 1 – Суточный график цены
Час
,
руб./МВт·ч
, МВт
Час
,
руб./МВт·ч
, МВт
Час
,
руб./МВт·ч
, МВт
1 823,6 71980 9 967,3 75300 17 1073,1 80360
2 746,1 67818 10 1008,7 79940 18 1002,7 79248
3 728,71 65987 11 1151,2 81875 19 980,6 78293
4 687,31 64641 12 1149,5 82397 20 952,9 77318
5 598,8 63847 13 1123,6 81709 21 946,3 76788
6 734,7 64126 14 1157,2 81564 22 944,8 76842
7 824,4 66504 15 1190,3 81846 23 961,1 76529
8 882,1 69521 16 1159,5 81292 24 940,4 75135
Таблица 2 – Характеристики суточного графика цены
Максимальная цена, руб./МВт·ч
max
1190
Минимальная цена, руб./МВт·ч
min
598,8
Средневзвешенная по нагрузке цена, руб./МВт·ч
св
960,6
Средняя цена, руб./МВт·ч
947,3
Средняя мощность нагрузки, МВт
ср
75035
Среднеквадратичная цена, руб./МВт·ч
ск
961,3
Коэффициент формы
ф
1,015
Пусть за счет энергосберегающих мероприятий нагрузка равномерно снижается
на 1 % (0,01). В этом случае снижение затрат на топливо оценивается величиной
∆З
св
ср
0,01 960,6 24 75035 10
17,3 млн.руб./сут.,
что при цене ц
т
500 руб./т.у.т. обеспечивает суммарный энергосберегающий эффект –
34600 т.у.т./сут. Удельная эффективность энергосбережения составит ∆
св
ц
т
⁄
19,2 г.у.т./кВт·ч.
Предположим, что потребитель имеет возможность регулирования нагрузки с
γ10 руб./(МВт·ч
. При оптимальном перераспределении нагрузки (таблица 3) на су-
точном интервале экономия затрат на топливо согласно (16) составит
∆З
ц
т
∆
24
ф
1
2γ
24 947,3
1,015
1
2 10
10
32,5 тыс.руб./сут.
Для усиления энергосберегающего эффекта введена надбавка и скидка к цене элек-
троэнергии (регулировочный коэффициент β1,3). Новые параметры измененного рас-
418
четного графика цены: ̃943,3 руб./(МВт·ч); ̃
ск
967 руб./(МВт·ч);
ф
1,025. При
оптимальном перераспределении нагрузки на суточном интервале экономия затрат со-
гласно (16) составит
∆З
ц
т
∆
24
ф
1
2γ
24 967
1,025
1
2 10
10
54,1 тыс.руб./сут.
то есть в результате надбавок-скидок к цене электроэнергии и оптимальном перераспре-
делении нагрузки получен дополнительный экономический эффект 21,5 тыс.руб./сут. При
этом энергосберегающий эффект от надбавок-скидок ∆
∆З
24ц
т
⁄
1,79 т.у.т./ч.
Результирующая интегральная эффективность энергосбережения составит
∆
∆З
̃
ц
т
947,3 943,3
500
10
8 г.т.у./кВт·ч.
Таблица 3 – Оптимальное суточное перераспределение нагрузки
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
–6,19 –10,1 –10,9 –13 –17,4 –10,6 –6,14 –3,26 0,99 3,08 10,2 10,1
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
8,81 10,5 12,1 10,6 6,29 2,77 1,66 0,27 –0,04 –0,14 0,7 –0,33
Выводы
1. Относительная эффективность энергосбережения зависит от загрузки генери-
рующих агрегатов ЭЭС и может оцениваться величиной относительного прироста расхода
топлива энергосистемы, при котором происходит изменение нагрузки.
2. Интегральная на суточном интервале времени эффективность энергосбережения
является средневзвешенной по мощности нагрузки относительной эффективностью энер-
госбережения.
3. Наиболее действенными стратегиями энергосбережения являются общее сокра-
щение электропотребления и введение надбавок-скидок к цене электроэнергии.
Список использованных источников
1. Ерохин П.М. Ценовые заявки на конкурентном рынке электрической энергии /П.М.
Ерохин, В.П. Обоскалов. // Вестник УГТУ № 12 (42). 2004. С. 52–57.
2. Аюев Б.И. Управление электропотреблением: административные и экономические ме-
тоды // Энергорынок. 2007. № 4. С. 12–17.
3. Обоскалов В.П. Дифференцированные во времени надбавки и скидки к тарифам за
электроэнергию. // Известия РАН. Энергетика. 1998, № 6. С. 54–62.
4. Zhou M, Gao Y., Li G. Study on Improvement of Available Transfer Capability by Demand
Side Management. Conference Proceedings DRPT. China, 2008. 08DRPT1638.
419
УЧЕТ ОСОБЕННОСТЕЙ РАБОТЫ ТЭЦ ПРИ УПРАВЛЕНИИ
РЕЖИМАМИ НА ОПТОВОМ РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИ
А.С. Таран
НГТУ
Управление режимами работы электростанций – это один из наиболее важных
процессов поддержания синхронной работы электростанций и энергосистем для обеспе-
чения требуемого уровня надежности электроснабжения.
Управление режимами ведется под руководством Системного оператора и подраз-
деляется на краткосрочное (сутки, неделя) и долгосрочное (месяц, квартал, год) планиро-
вание и собственно оперативное управление в реальном
времени.
Управление режимами включает в себя планирование и оперативное разрешение
ремонтов генерирующего оборудования, электрических сетей и средств управления.
Субъекты оперативно-диспетчерского управления координируют планы ремонтов, чтобы
обеспечить надежное энергоснабжение.
Уже 4 года в России функционирует новая модель оптового рынка электроэнергии.
Был осуществлен переход к конкурентному рынку, цены которого не регулируются госу-
дарством
, а формируются на основе спроса и предложения. Это привело к изменению
принципов управления режимами работы электростанций. Теперь оно осуществляется с
помощью адресованных генераторам и потребителям ценовых сигналов, формирующихся
в рамках рынка.
Рынок электроэнергии в настоящий момент условно можно разделить на 3 сектора:
сектор регулируемых договоров, рынок на сутки вперед (РСВ) и балансирующий рынок
(БР). При этом в формировании цены и управлении режимом работы электростанций уча-
ствуют два сектора – рынок на сутки вперед и балансирующий рынок.
Рисунок 1 – Иллюстрация принципов загрузки электростанций
и формирования цены на РСВ и БР
Как в РСВ, так и в БР используется единая расчетная оптимизационная модель,
принципы формирования графиков нагрузки и цены на них совпадают, условно совпадает
и критерий оптимизации – это максимизация функции всеобщего благосостояния, то есть
Объем спроса
Неотобранные объемы
гене
р
а
ц
ии
Равновесная
цена
ГЭС, АЭС, Pmin
Цена
Объем