Перегрузка электропередачи в электросети — это состояние электросети , которое препятствует реализации принятых или прогнозируемых графиков нагрузки из-за конфигурации сети и ограничений производительности оборудования. [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 ее заинтересованному покупателю. [3] Перегрузка увеличивает цены на электроэнергию для некоторых потребителей. [4]
Не существует общепринятого определения перегрузки передачи. [3] Перегрузка не является событием, поэтому часто невозможно точно определить ее место и время (в этом отношении она похожа на дорожную пробку [5] ). Регуляторы определяют перегрузку как состояние, которое препятствует завершению рыночных транзакций, [3] в то время как оператор системы передачи рассматривает ее как неспособность поддерживать безопасность работы энергосистемы с запланированным для сети потоком мощности . [4]
Перегрузка является симптомом ограничения или комбинации ограничений в системе передачи, [4] обычно ограничения на физический поток электроэнергии используются для предотвращения перегрева, неприемлемых уровней напряжения и потери стабильности системы. Перегрузка может быть постоянной, следствием конфигурации системы, или временной, из-за неисправности в оборудовании передачи. [6]
Избежание перегрузки необходимо для конкурентного рынка электроэнергии и является «одной из самых сложных проблем» его разработки. 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 этой проблемы. На одном конце этого диапазона находится «единое ценообразование», которое полностью игнорирует ограничения передачи и позволяет рынку найти единую цену для всех местоположений («узлов»). На другом конце « локальное предельное ценообразование » учитывает все ограничения, определяя отдельную цену для каждого узла (отсюда еще одно название — «узловое ценообразование»). [7]
Единое ценообразование имеет преимущество прозрачной структуры рынка и быстрого клиринга, поэтому аукционы могут проводиться часто, обычно они начинаются за день до поставки (аукцион «на день вперед») и продолжаются до поставки (так называемые «внутридневные» аукционы). [ требуется ссылка ] Однако рыночный результат может нарушить ограничения перегрузки и, таким образом, не может быть реализован во время поставки (в «реальном времени»). Если это так, TSO вмешивается и использует так называемую системную перераспределение , изменяя графики генераторов таким образом, чтобы нагрузка могла быть обслужена. [7] Платежи за перераспределение обычно оговариваются заранее, и поставщики получают оплату 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, для этого обычно требуется, чтобы независимый системный оператор (ISO) управлял рыночным клирингом. [9] Недостатком узлового ценообразования является то, что на местных рынках может быть недостаточно участников для эффективного функционирования. В частности, в нагрузочных карманах (областях сети с концентрированной нагрузкой и отсутствием соединительных линий с остальной частью системы) крупный генератор может демонстрировать значительную рыночную власть , заставляя цену для этого узла напрямую регулироваться на основе затрат. [ требуется цитата ]
Зональное ценообразование представляет собой компромисс, при котором сеть разделена на относительно большие зоны, цена на электроэнергию в каждой зоне одинакова (и, таким образом, перегрузки внутри зоны необходимо решать путем перераспределения), но межзональные ограничения учитываются во время клиринга рынка посредством различных цен для разных зон. [10]
«Дискриминирующее ценообразование»: поставщики в случае принятия их заявок системным оператором получают сумму своей заявки («оплата по предложению», [11] «оплата по ставке»). [12] Дискриминационное ценообразование также используется в рыночном сценарии перераспределения ( встречная торговля ). [8]
Чтобы избежать перегрузки, может потребоваться запретить некоторые транзакции по передаче. Один из способов сделать это — через права передачи . Владелец права передачи имеет право транспортировать предопределенный объем электроэнергии из исходного местоположения в сети в пункт назначения. Существует два типа прав передачи: [13]
В простом примере работы FTR [14] местоположения A и B соединены линией 1000 МВт. Местоположение A имеет нагрузку 200 МВт и две генерирующие компании:
Местоположение B имеет нагрузку 2500 МВт и один генератор GB мощностью 2000 МВт и предельной стоимостью 30 долл. США/МВт.
Рынок электроэнергии с локальным ценообразованием полностью задействует линию 1000 МВт и установится на:
GA1, которая больше всего выиграет, если связи между A и B будут улучшены, решает построить еще одну линию электропередачи мощностью 1000 МВт. Теперь перегрузки нет, и рынок установится на одинаковой цене как в A, так и в B ($30, поскольку GA1 и GA2 не могут удовлетворить весь спрос, а цена будет определяться стоимостью GB). GA1 будет удерживать FTR на 1000 МВт, но не будет ничего получать с этого права, вместо этого положив себе разницу между своей стоимостью в $10 и ценой в $30.
Новая электростанция GA3 построена в A с мощностью 1000 МВт и предельной стоимостью $9/МВт. Теперь цена в A снова составляет $15 (определяется GA2), цена в B по-прежнему составляет $30. Хотя линия, построенная GA1, теперь может эффективно использоваться GA3, GA1 как держатель FTR получает арендную плату за перегрузку электроэнергии, передаваемой по линии, в которую GA1 инвестировал. Соглашение работает так, как если бы GA1 сдала линию в аренду GA3 за полную стоимость линии, поэтому FTR аналогичны торгуемым ценным бумагам , но с автоматизированной торговлей. [14]
Некоторые операторы систем передачи предлагают владельцу прав на передачу собирать для них плату за передачу. Например, в Калифорнии Калифорнийский независимый системный оператор (CAISO) предлагает владельцам PTR схему, в которой владельцы передают CAISO операционный контроль над своей инфраструктурой в обмен на «Требование к доходу от передачи» (TRR), которое возмещает расходы владельца. CAISO, в свою очередь, собирает плату за доступ к передаче (TAC) с коммунальных предприятий на основе общей нагрузки [15] , а коммунальные предприятия выставляют счета TAC своим клиентам.