Перегрузка передачи

Перегрузка при передаче электроэнергии – это состояние электрической сети принятые или прогнозируемые графики нагрузки из-за ограничений конфигурации сети и производительности оборудования. , которое не позволяет реализовать ^[1] Проще говоря, перегрузка возникает, когда перегруженные линии электропередачи не могут передавать дополнительный поток электроэнергии из-за риска перегрева, и оператор системы передачи (TSO) должен дать указание поставщикам скорректировать уровни диспетчеризации, чтобы учесть это ограничение. ^[2] На рынке электроэнергии электростанция может производить электроэнергию по конкурентоспособной цене, но не может передавать электроэнергию желающему покупателю. ^[3] Перегруженность дорог приводит к повышению цен на электроэнергию для некоторых потребителей. ^[4]

Определения

Не существует общепринятого определения перегрузки при передаче. ^[3] Пробка не является событием, поэтому определить ее место и время зачастую невозможно (в этом отношении она аналогична пробке на дорогах). ^[5]). Регуляторы определяют перегрузку как состояние, препятствующее завершению рыночных транзакций. ^[3] а оператор системы передачи видит в этом неспособность обеспечить безопасность работы энергосистемы при потоке мощности . запланированном для сети ^[4]

Перегрузка — это симптом ограничения или комбинации ограничений в системе передачи. ^[4] обычно ограничения физического потока электроэнергии используются для предотвращения перегрева, неприемлемых уровней напряжения и потери стабильности системы. Перегрузка может быть постоянной (в результате конфигурации системы) или временной (из-за неисправности передающего оборудования). ^[6]

Управление перегрузками

Предотвращение перегрузок имеет важное значение для конкурентного рынка электроэнергии и является «одной из самых сложных проблем» его проектирования. Цель состоит в том, чтобы гарантировать, что поток мощности, определенный результатом оптового рынка, не нарушает ограничений во время нормальной работы сети и в случае отказа любого конкретного компонента (так называемый критерий n-1 ). ^[7]

Существующие рынки используют ряд подходов для решения проблемы. На одном конце этого диапазона находится «единое ценообразование», которое полностью игнорирует ограничения передачи и позволяет рынку найти единую цену для всех мест («узлов»). С другой стороны, « локальное предельное ценообразование » учитывает все ограничения, определяя отдельную цену для каждого узла (отсюда еще одно название «узловое ценообразование»). ^[7]

Преимущество единого ценообразования состоит в прозрачной структуре рынка и быстром клиринге, поэтому аукционы могут проводиться часто, обычно они начинаются за день до поставки («аукцион на день вперед») и продолжаются до момента поставки (так называемый «внутридневный» аукцион). аукционы). ^{[ нужна ссылка ]} Однако рыночный результат может нарушать ограничения перегрузки и, следовательно, не может быть реализован во время доставки (в «реальном времени»). В этом случае TSO вмешивается и использует так называемую перераспределение системы , изменяя графики работы генераторов таким образом, чтобы можно было обслуживать нагрузку. ^[7] Платежи за переотправку обычно оговариваются заранее, и поставщикам выплачиваются по мере того, как они делают ставки, в режиме «командования и контроля», без создания рынка. ^[8]

При узловом ценообразовании все ограничения сети учитываются во время клиринга, и для разных узлов устанавливаются разные цены. Обычно требуется независимый системный оператор (ISO). для управления клирингом рынка ^[9] Недостаток узлового ценообразования заключается в том, что на местных рынках может не хватить участников для эффективного функционирования. В частности, в « карманах нагрузки» (областях сети с концентрированной нагрузкой и отсутствием соединительных линий с остальной частью системы) крупный генератор может демонстрировать значительную рыночную власть , что приводит к прямому регулированию цены на этот узел на основе затрат. . ^{[ нужна ссылка ]}

Зональное ценообразование представляет собой компромисс, при котором сеть разделена на относительно большие зоны, цена на электроэнергию внутри каждой зоны одинакова (и, следовательно, внутризоновые перегрузки необходимо устранять путем перераспределения), но межзонные ограничения учитываются во время клиринг рынка через разные цены для разных зон. ^[10]

«Дискриминационное ценообразование»: поставщикам в случае принятия их предложений оператором системы выплачивается сумма их предложения («оплата по мере предложения», ^[11] «оплата по предложению»). ^[12] Дискриминационное ценообразование также используется в сценарии рыночных перераспределений ( встречная торговля ). ^[8]

Права на передачу

Чтобы избежать перегрузки, может потребоваться запретить некоторые транзакции передачи. Один из способов сделать это – через права на передачу . Владелец права на передачу имеет право транспортировать заранее определенное количество электроэнергии от источника в сети до пункта назначения. Существует два типа прав передачи: ^[13]

Право физической передачи ( PTR ) предоставляет право собственности на часть мощности линии передачи, которая зарезервирована для исключительного использования держателя (владелец может отказать в доступе к мощности передачи лицам, не являющимся держателями). Право можно приобрести путем строительства линии электропередачи или путем покупки права у какого-либо другого держателя, поэтому затраты обычно известны заранее. Владелец может «сдать в субаренду» мощность для увеличения окупаемости инвестиций (например, в то время, когда мощность не используется). PTR, по сути, являются самопланируемыми и на практике не только могут мешать системному оператору осуществлять экономическую диспетчеризацию , но и несовместимы с местным предельным ценообразованием , поскольку обладатель права, скажем, от A до B, может искусственно повышать цены в B (и снижать цены в A), просто закрыв доступ;
право финансовой передачи ( FTR ) похоже на PTR по внешнему виду (оно определяет источник, пункт назначения и мощность в МВт ), но не резервирует линию, а вместо этого предоставляет ее держателю выплату, равную разнице в цене электроэнергия между источником и пунктом назначения (форма арендной платы за перегрузку ). Средства для оплаты собираются каждый раз, когда электроэнергия покупается в месте с более низкой стоимостью и перепродается в месте с более высокой стоимостью, поэтому FTR не могут использоваться в рыночном механизме с едиными ценами.

Пример операции FTR

В простом примере работы FTR: ^[14] Места А и Б соединены линией мощностью 1000 МВт. В локации А нагрузка 200 МВт и две генерирующие компании:

GA1 мощностью 1000 МВт и предельной стоимостью $10/МВт;
GA2 мощностью 1000 МВт и предельной стоимостью $15/МВт.

Местоположение B имеет нагрузку 2500 МВт и один генератор GB мощностью 2000 МВт и предельную стоимость 30 долларов США/МВт.

Рынок электроэнергии с местными ценами будет полностью задействовать линию мощностью 1000 МВт и остановиться на:

15 долларов США в точке A, поскольку GA1 не может удовлетворить весь спрос (линия передачи плюс местная нагрузка), и поэтому цена будет определяться GA2;
30 долларов США в точке B: линия электропередачи не может удовлетворить всю местную нагрузку, и поэтому цена определяется GB.

GA1, который выиграет больше всего, если связь между A и B будет улучшена, решает построить еще одну линию электропередачи мощностью 1000 МВт. Теперь перегрузки нет, и рынок установится по одной и той же цене как в A, так и в B (30 долларов США, поскольку GA1 и GA2 не могут удовлетворить весь спрос, и цена будет определяться стоимостью ГБ). GA1 будет удерживать FTR на 1000 МВт, но не получит ничего от этого права, а вместо этого заберет себе разницу между его стоимостью в 10 долларов и ценой в 30 долларов.

В А строится новая электростанция GA3 мощностью 1000 МВт и предельной стоимостью 9 долларов США/МВт. Теперь цена в A снова составляет 15 долларов США (определена GA2), цена в B по-прежнему составляет 30 долларов США. Хотя линия, построенная GA1, теперь может эффективно использоваться GA3, GA1 как держатель FTR получает ренту за перегрузку электроэнергии, передаваемой по линии, в которую GA1 инвестировала. Схема работает так, как если бы GA1 сдала линию в аренду GA3 за полную стоимость линии, поэтому FTR аналогичны торгуемым ценным бумагам , но с автоматической торговлей. ^[14]

Плата за доступ к передаче

Некоторые операторы систем передачи предлагают владельцу прав на передачу взимать за них плату за передачу. Например, в Калифорнии Независимый системный оператор Калифорнии (CAISO) предлагает владельцам PTR схему, согласно которой владельцы передают CAISO операционный контроль над своей инфраструктурой в обмен на «Требования к доходам от передачи» (TRR), которые компенсируют затраты владельца. CAISO, в свою очередь, взимает плату за доступ к передаче (TAC) с коммунальных предприятий в зависимости от валовой нагрузки . ^[15] и коммунальные услуги выставляют счета TAC своим клиентам.

Ссылки

^ Циммерман 2004 , стр. 219–220.
^ «Что такое перегрузка электричества?» . tcaptx.com . Техасская коалиция за доступную энергию . Проверено 14 октября 2022 г.
^ Jump up to: ^а ^б ^с Циммерман 2004 , с. 219.
^ Jump up to: ^а ^б ^с Циммерман 2004 , с. 220.
^ Циммерман 2004 , с. 218.
^ ЭНСО 2001 , с. 7.
^ Jump up to: ^а ^б ^с Штаудт 2019 , с. 29.
^ Jump up to: ^а ^б Хольмберг и Лазарчик 2015 , с. 147.
^ Штаудт 2019 , стр. 29–30.
^ Штаудт 2019 , с. 30.
^ Рассенти, Смит и Уилсон 2003 .
^ Хольмберг и Лазарчик 2015 , с. 146.
^ Лайонс, Фрейзер и Пармезано 2000 , стр. 32–33.
^ Jump up to: ^а ^б Лайонс, Фрейзер и Пармезано 2000 , с. 34.
^ Алайван, Зиад; Ву, Тонг (2003). «Влияние твердых прав на передачу на распределение доходов от передачи в Калифорнии» . IEEE-ПЕС. п. 3 . Проверено 9 апреля 2024 г.

Источники

Циммерман, Чарльз (1 января 2004 г.). «Методы трансграничного распределения мощностей» . У Януша Белецкого; Мелаку Гебойе Деста (ред.). Торговля электроэнергией в Европе: обзор экономических и регуляторных проблем . Kluwer Law International BV, стр. 212–234. ISBN 978-90-411-2279-7 . OCLC 1044101869 .
ЭНСО (апрель 2001 г.). «Ключевые понятия и определения продуктов доступа к передаче» (итоговый отчет) . entsoe.eu . ЭНЦО-Э . Проверено 14 октября 2022 г.
Штаудт, Филипп (2019). Управление перегрузками в электросетях (доктор философии). Технологический институт Карлсруэ .
Лайонс, Карен; Фрейзер, Хэмиш; Пармезано, Хэти (декабрь 2000 г.). «Введение в права на финансовую передачу» . Журнал «Электричество» . 13 (10): 31–37. дои : 10.1016/S1040-6190(00)00164-0 . ISSN 1040-6190 .
Хольмберг, Пяр; Лазарчик, Ева (1 апреля 2015 г.). «Сравнение методов управления перегрузками: узловое, зональное и дискриминационное ценообразование». Энергетический журнал . 36 (2). дои : 10.5547/01956574.36.2.7 . ISSN 0195-6574 . JSTOR 24695751 .
Рассенти, Стивен Дж.; Смит, Вернон Л.; Уилсон, Барт Дж. (2003). «Дискриминационные ценовые аукционы на рынках электроэнергии: низкая волатильность за счет высокого уровня цен» . Журнал регуляторной экономики . 23 (2): 109–123. дои : 10.1023/А:1022250812631 . ISSN 0922-680X .

[FOOTNOTEZimmerman2004219–220-1] Циммерман 2004 , стр. 219–220.

[what-2] «Что такое перегрузка электричества?» . tcaptx.com . Техасская коалиция за доступную энергию . Проверено 14 октября 2022 г.

[FOOTNOTEZimmerman2004219-3] Jump up to: ^а ^б ^с Циммерман 2004 , с. 219.

[FOOTNOTEZimmerman2004220-4] Jump up to: ^а ^б ^с Циммерман 2004 , с. 220.

[FOOTNOTEZimmerman2004218-5] Циммерман 2004 , с. 218.

[FOOTNOTEENSO20017-6] ЭНСО 2001 , с. 7.

[FOOTNOTEStaudt201929-7] Jump up to: ^а ^б ^с Штаудт 2019 , с. 29.

[FOOTNOTEHolmbergLazarczyk2015147-8] Jump up to: ^а ^б Хольмберг и Лазарчик 2015 , с. 147.

[FOOTNOTEStaudt201929–30-9] Штаудт 2019 , стр. 29–30.

[FOOTNOTEStaudt201930-10] Штаудт 2019 , с. 30.

[FOOTNOTERassentiSmithWilson2003-11] Рассенти, Смит и Уилсон 2003 .

[FOOTNOTEHolmbergLazarczyk2015146-12] Хольмберг и Лазарчик 2015 , с. 146.

[FOOTNOTELyonsFraserParmesano200032–33-13] Лайонс, Фрейзер и Пармезано 2000 , стр. 32–33.

[FOOTNOTELyonsFraserParmesano200034-14] Jump up to: ^а ^б Лайонс, Фрейзер и Пармезано 2000 , с. 34.

[15] Алайван, Зиад; Ву, Тонг (2003). «Влияние твердых прав на передачу на распределение доходов от передачи в Калифорнии» . IEEE-ПЕС. п. 3 . Проверено 9 апреля 2024 г.

[1]

[2]

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]

[9]

[10]

[11]

[12]

[13]

[14]

[15]