BG109503A - Метод за пазарно първично регулиране на честотатачрез потребители на електроенергия - Google Patents
Метод за пазарно първично регулиране на честотатачрез потребители на електроенергия Download PDFInfo
- Publication number
- BG109503A BG109503A BG109503A BG10950306A BG109503A BG 109503 A BG109503 A BG 109503A BG 109503 A BG109503 A BG 109503A BG 10950306 A BG10950306 A BG 10950306A BG 109503 A BG109503 A BG 109503A
- Authority
- BG
- Bulgaria
- Prior art keywords
- regulation
- market
- frequency
- electricity
- user
- Prior art date
Links
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
Методът за пазарно първично регулиране на честотата чрез потребители на електроенергия в освободенипазари за реална търговия с електроенергия позволява на всеки потребител на електроенергия да вземерешение въз основа на технико-икономическите си показатели и да се подготви за свободно формиране на предложение за продажба на регулиращ резерв за участие в първичното регулиране на честотата. Потребителят преговаря и договаря със системния оператор техническите и финансови условия, процедурите зазаангажиране и предоставяне на определен товар напотребителя за автоматично или ръчно оперативно регулиране, за последващо автоматично или разпоредително активиране при възникване на честотно смущение, както и за уреждане на взаимните задължения (разплащане на реално предоставеното участие в първичното регулиране) в съответствие с техническите и пазарни правила и норми.
Description
на изобретение “Метод за пазарно първично регулиране на честотата чрез потребители на електроенергия ”
ОБЛАСТ НА ТЕХНИКАТА
Предложеното изобретение най-общо се отнася към освободените пазари за реална търговия на електроенергия, при които участието в регулирането на честотата на обединените електроенергийни системи е прието за отделна стока (спомагателна/помощна/допълнителна услуга), която се договаря между доставчик и системен оператор и се предоставя съобразно система от правила.
ПРЕДШЕСТВАЩО СЪСТОЯНИЕ НА ТЕХНИКАТА
Съвременните електроенергийни системи (EEC) обединяват множество производствени агрегати с огромен брой потребители чрез преносни и разпределителни устройства за да снабдяват купувачите с електроенергия по всяко време, когато те се нуждаят от нея. Системите функционират като взаимно свързани национални или регионални регулируеми зони и блокове. Надеждността на тези системи е предпоставка за жизнеспособността на пазарите на електроенергия, а постоянното поддържане на номиналната честота е предусловие за коректната търговия с електроенергия. Номиналната честота в европейските обединения е 50 Hz, а в американските - 60 Hz.
Съгласно Многостранното споразумение (MLA) между системните оператори в общия европейски електроенергиен пазар, респективно “UCTE Operation Handbook” [1] и приетите на тази основа правила у нас [2], регулирането на честотата в нормални, нарушени и много нарушени операционни условия е отговорност на системните оператори, които използуват синхронните агрегати за първично, вторично или третично регулиране на честотата и обменните мощности и само при честота под 49.0 Hz прилагат изключване на акумулиращи помпени агрегати или други потребители. При критични операционни условия (честота близка или под 47.5 Hz) се прилага отделяне на генераторите от мрежата за запазване захранването на собствените нужди на електроцентралите и последващо възстановяване на честотата. Обикновено последното е резултат от силно смущение или авария.
Критериите, изискванията, стандартите, процедурите и указанията за такава политика на регулиране на честотата са продиктувани от презумпцията, че регулирането на честотата в нормални, нарушени и много нарушени операционни условия е априорно по-евтино чрез производствените агрегати. Предлаганите от тях регулиращи услуги се закупуват в достатъчно количество и качество от системните оператори, предоставят се като системни услуги на ползвателите на мрежата, които чрез тарифните системи от една страна възстановяват стойността на тези услуги, а от друга - пренасят тази стойността върху крайните потребители на електроенергия, заплащащи пълна цена, включваща цена за производство, за пренос/разпределение, за снабдяване и услуги.
При съвременните либерализирани пазари на електроенергия може да се окаже, че някои крайни потребители на електроенергия могат да предоставят по-
евтино участие в първичното регулиране на честотата в нормални, нарушени и много нарушени операционни условия отколкото производителите, аналогично на досегашното участие на потребителите в автоматичното честотно разтоварване или вторично и третично регулиране. Качеството на потребителското участие в първичното регулиране може да се окаже също по-добро, отколкото производственото. В тези случаи системните оператори и съответните крайни потребители трябва да могат да договарят и реализират регулиране на честотата чрез товарите на потребителите. Условията и средствата за реализиране на участието на потребителите в регулиране на честотата са описани в предлагания метод. Решението на цялостния проблем предполага и адекватна правна среда (организация) на пазара на спомагателни услуги и на пазара на балансираща енергия (някои го наричат регулиращ пазар). Минималните изменения, които са необходими в съществуващата правна рамка изискват допълване на Правилата за управление на електроенергийната система [2] и Правилата за търговия с електрическа енергия [3].
ТЕХНИЧЕСКА СЪЩНОСТ НА ИЗОБРЕТЕНИЕТО
Предлаганият метод за пазарно първично регулиране на честотата чрез потребители на електроенергия е приложим при освободените пазари за реална търговия на електроенергия, при които участието в регулирането на честотата на обединените електроенергийни системи е прието за отделна стока (спомагателна, помощна, допълнителна услуга), която се договаря между доставчик и системен оператор. Методът се разглежда в рамките на национална законова и под законова система, която отчита известните физически закономерности за изменения на честотата при включване или изключване на електрически товари, обратно на измененията на честотата при включване или изключване на генераторна мощност.
Методът се характеризира с непрекъснат повтарящ се във времето процес на последователни дейности и операции на двата главни участника (потребител и системен оператор): предварителен анализ на техническите и икономически показатели на потребителя, вземане на решение, подготовка на потребителя, свободно формиране на предложение за продажба на регулиращ резерв за участие в първичното регулиране на честотата и обменните мощности, преговори между системния оператор и потребителя за техническите и финансови условия, договаряне на условията и процедурите за заангажиране и предоставяне на определен товар на потребителя на автоматично или ръчно оперативно регулиране, последващо автоматично или разпоредително активиране при възникване на честотно смущение чрез използуване на договорените средства за регулиране, основани на критериите, изискванията, стандартите, процедурите и указанията, определени съгласно техническите правила, уреждане на взаимните задължения, в това число разплащане на реално предоставеното участие в първичното регулиране през всеки договорен период на уреждане на задълженията в съответствие с пазарните правила и норми.
Дейностите и процедурите по метода позволяват на участниците адаптиране към очакваните условия на реалното време чрез еволюция към по-свободни пазарни форми и по-къси срокове за договаряне и участие на потребителя на електроенергия в пазар на електроенергия с различни срокове на затваряне преди момента на потреблението, в пазар на спомагателни услуги, в пазар на балансираща енергия в това число договаряне чрез комютърни устройства и системи за участие в автоматизирана процедура за планиране, заангажиране, диспечиране и регулиране на честотата и обменните мощности според приетите пазарни правила и процедури на системния оператор, който урежда предложенията съобразно предложените ценови и технически характеристики, след което заангажира и диспечира участието на потребителите в регулирането.
Сравнявайки предлагания метод с предшестващото състояние би следвало да се подчертае следното. В резултат от внедряване на изобретението в електроенергийните системи ще има свободно реално търгуване със спомагателни услуги за първично регулиране, предоставяни едновременно от производители и/или потребители на електроенергия (съобразно приета система от правила и средства). При правно равнопоставяне на потребителите и производителите като два типа източници на регулиращи услуги ще се създадат условия за конкуренция между тях. Това дава основание да се очаква, че в реалните електроенергийни системи ще се създаде динамично съотношение на използувани разнотипни регулиращи източници. Това динамично съотношение ще влияе върху нивото на цените от една страна, а от друга - ще подобри качеството на регулиране на честотата. Общата стойност на регулиращите услуги ще бъде намалена, което ще се отрази в поевтиняване на системните услуги и в крайна сметка-намаляване дела за услуги в сметките на крайните консуматори на електроенергия.
Изложената накратко техническа същност на изобретението се изяснява без необходимост от специализрани определения и пояснения на използуваните понятия, методи и средства. Не е необходимо също да се прилагат фигури.
По-пълно изясняване на метода се постига чрез следващия раздел “Примери за изпълнение на изобретението”. Там са пояснени физическата и нормативна страна на участието на потребителите в регулирането на честотата чрез терминологията и методологията прилагани в на обединението на европейските електроенергийни системи (UCTE). Последните се съдържат предимно в Policy 1 [1] за регулиране на честотата чрез синхронните агрегати, която е пренесена у нас в Правилата за управление на EEC [2].
ПРИМЕРИ ЗА ИЗПЪЛНЕНИЕ НА ИЗОБРЕТЕНИЕТО
Примерите използувани при описанието на това изобретение са основани на методологията (критерии, изисквания, стандарти, процедури и указания) за регулиране съгласно [1], която до сега се основаваше на участието на агрегатите в регулиране на честотата и обменните мощности. Предложено е тази методология да се допълни с участие на потребителите в първичното регулиране на честотата, при условия на един либерализиран пазар на електроенергия и спомагателни услуги. Доколкото за вторично, третично и аварийно регулиране на честотата и обменните мощности такова участие на потребителите е споменавано в нормативнитв актове то се разглежда за пълнота на изложението.
А) Първично регулиране
Целта на първичното регулиране чрез потребителите е да поддържа баланса между производството и потреблението на електроенергия във всяка зона на управление чрез използуване на регулаторите за мощност на товарите вместо или в съчетание с досега използуваните турбинни регулатори на обороти или на мощност. При това могат да се прилагат и двата класа регулатори: с непрекъснато или с релейно действие. Чрез съвместното автоматично действие на всички заангажирани от системните оператори източници на първично регулиране се цели стабилизиране или възстановяването на общосистемната честота в течение на секунди след появата на смущение или авария, без да се цели възстановяване на междусистемните обмени, които също са изменени в резултат от смущението или аварията. (Възстановяването на междусистемните обмени и честотата е задача на вторичното регулиране).
Най-елементарен пример за участие на потребител в първичното регулиране е цялостно или частично изключване на товара му от мрежата при понижение на честотата с повече от 20 mHz спрямо зададената, чрез използуване на елементарни честотни релета и съответен контактор. Аналогично, но в обратна посока е включването на товар при повишаване на честотата с повече от 20 mHz.
По-сложни са примерите и средствата за участие на потребители с автоматично непрекъснато регулиране на товара им в зависимост от отклонението на честотата. Примерите за това включват регулатори на обороти, респективно товар на помпи, вентилатори, въртящи се машини, регулатори на токоизправителни устройства, компаудиращи регулатори и пр.
Критериите, изискванията, стандартите, процедурите и указанията, определени съгласно UCTE Policy 1, остават неизменни с единственото допълнение, че те се прилагат еднакво, независимо дали първичното регулиране се реализира чрез използуване на регулаторите на турбините (както до сега) и/или чрез регулаторите на потребителите (както се предлага в това изобретение).
Новото, което предлагаме сега е възможността потребителите да формират
целия или част от разполагаемия резерв за първично регулиране, което в частност за UCTE Handbook може да се внедри чрез допълване на Изискване 3 (Requirement R3 .Primary Control Reserve) или по-конкретно правило R3.3.Availability of Reserves от UCTE Policy 1. За действащите у нас Правила за управление на EEC [2] предложението може да се внедри чрез допълване на Чл. 97. (1): Първичното регулиране на честотата се осъществява чрез активиране на резерва за първично регулиране, предоставян от генериращите блокове на производителите и/или потребителите на електрическа енергия при изменение на честотата в електроенергийната система.
Техническите средства, с които ще се реализира това участие, задължително включват измерватели на честота с настройван изход на управляващия сигнал, който може да бъде с релейно или непрекъснато въздействие във функция от измерената реална честота, изпълнителен орган (управляващо реле, включвател/изключвател, превключвател, регулатор на обороти, регулатор на мощност и пр.). Освен това в комплекта устройства е необходимо да се предвидят измерване, регистриране, а защо не и телепредаване, на товарите на потребителя, които представляват договаряната стока първичен резерв, както и средства за визуализиране и настройки на управляващите и управлявани величини. Всеки един набор от технически средства трябва да е предварително съгласуван между доставчика на първичното регулиране и системния оператор и да удовлетворява изискванията за надеждност, точност и други специфични показатели.
Б) Вторично регулиране
Целта на вторичното регулиране чрез потребителите е да поддържа баланса между производството и потреблението на електроенергия във всяка зона/блок на управление, както и честотата в тази зона, чрез използуване на регулаторите за мощност на товарите (с непрекъснато или релейно действие) вместо или в съчетание с използуваните досега регулатори на мощност на производствените агрегати, като се отчита графикът за междусистемен обмен, но без да се влошава вече активираното първично регулиране. Вторичното регулиране започва секунди след появата на смущение или авария като прилага централизирано управление на всички заангажирани от системните оператори резерви на мощност/източници на вторично регулиране/ за възстановяването на общосистемната честота и плановите между системни обмени в течение най-късно до 15 минути след
смущението.
Критериите, изискванията, стандартите, процедурите и указанията, определени съгласно UCTE Policy 1, остават неизменни с единственото допълнение, че те се прилагат еднакво, независимо дали вторичното регулиране се реализира чрез използуване на регулаторите на производствените агрегати (както до сега) и/или чрез регулаторите на потребителите (както се предлага в това изобретение). Но доколкото в правило R4.2. Sufficient Controllable Generation от UCTEPolicy 1 е споменато “...достатъчно регулиремо производството и регулируем товара...”, то в частта за участие на потребителите във вторичното регулиране авторите нямат претенции за новаторство, а този раздел е приведен само за пълнота на описанието.
В) Третично регулиране
Целта на третичното регулиране чрез потребителите е да освободи/възстанови използувания вторичен резерв чрез активиране на третичен (15 минутен) резерв, който е на разположение на системния оператор.
Критериите, изискванията, стандартите, процедурите и указанията, определени съгласно UCTE Policy 1, остават неизменни с единственото допълнение, че те се прилагат еднакво, независимо дали третичното регулиране се реализира чрез използуване на производствен резерв (както там се третира) и/или чрез резерв при потребителите. Доколкото в Чл. 99. (1) от правилата [2] е споменато, че “третичното регулиране на мощността се осъществява чрез активиране на резерва за третично регулиране, предоставян от генераторните блокове на производителите на електрическа енергия, от потребители, участващи в пазара на
балансираща енергия, или от външни партньори от синхронната зона, то в частта за участие на потребителите във третичното регулиране нямаме претенции за новаторство, а този раздел е приведен само за пълнота на описанието.
Резервите за трите вида регулирания на честотата и обменните мощности имат различни скоростни характеристики и използваемости. Априорно първичния резерв е най-бърз и най-кратко използуван в двете посоки-при повишаване и понижаване на честотата. Вторичното регулиране е относително по-бавно средство използувано също в двете посоки. Третичното регулиране изисква порядко, но по-продължително отдаване на резерва също в двете посоки. Възможността да се забави неговото мобилизиране до 15 минути след смущението дава предимство за участие в него на по-голяма разновидност потребители, защото това отлагане може да бъде използувано за предотвратяване на щети при потребителя. Всички тези особености неминуемо ще дадат отражение върху процедурите за договаряне и участие, както и за нивата на цените на тези услуги, предоставяни от различните източници-потребители и производители.
Г) Регулиране при силно смущение или авария.
Силно смущение или авария настъпва в резултат от ненормални изключвания на агрегати или на мрежови елементи, нарушаващи баланса по активна или реактивна мощност, които за кратко време предизвикват негативни последствия върху големи области. Честотата е основен критерий за състоянието иа електроенергийната система и класифициране на въздействието. Смущение или авария се считат нарушените и много нарушени операционни условия (например честота около 49 Hz). Основното средство, което се прилага в такива случаи е автоматичното честотно разтоварване (АЧР). То представлява изключване на отнапред определени товари на потребители, които се изключват автоматично степенувано по групи съобразно нивото на понижената честота. Тази практика се прилага повсеместно. Споменаваме я тук за пълнота на описанието и за да подчертаем, че до сега тя се прилагаше мандатно/задължително към всички потребители с изключение на онези, при които прекъсването на електрозахранването създава опасност за здравето на хората, съоръженията, инструментите (големи вреди и щети). При либерализираните пазари участието на потребителите в регулиране на честотата при силни смущения и аварии става също пазарна стока, сиреч предмет на предварително договаряне.
АЧР е основно средство за предотвратяване развитието на авариите и на по-тежки икономически последствия за всички пазарни участници: производители, преносвачи, разпределители, снабдители и крайни потребители. Крайните потребители, които участват в АЧР търпят преки загуби от прекъсването при всеки случай на смущение. Тези техни загуби следва да се споделят от останалите участници в пазара, които получават ползи от предотвратено развитие на аварията, защото без участието на изключваемите от АЧР потребители може да се достигне до прекъсване и загуби от недоставена енергия на неучастващите в АЧР потребители или дори пълно погасяване на част или цялата електоенергийна система.
Предлагания метод показва необходимостта от ускорено създаване на една справедлива пазарно основана система за разпределяне на разходите за регулиращи услуги, в това число от участие в АЧР, което разбира се е предмет на правна уредба за технически и търговски правила за пазара.
Разплащането при такава система ще се извършва чрез разпределяне/уреждане на взаимните задължения за всеки единичен период на разплащане за електроенергия, както и за периодите с активиране на услугата при възникване на честотно смущение. Това означава разплащане на реално предоставеното участие в договореното регулиране.
Първият елемент от такава система е разплащането между доставчиците на спомагателни услуги (в това число потребителите) и системния оператор на пазара за спомагателни услуги. Изглежда най-прозрачно тя да се основава на цени с две съставляващи. Първата съставляваща е цена за разполагаемост на спомагателната услуга, която служи за уреждане на предложенията и за пресмятане и разпределяне на общата стойност на спомагателните услуги, които операторът е заангажирал. Втората съставляваща е цена за участието: стойността на активираната услуга. При това са възможни два случая: (i) ако активирането предизвика повишаване товара/мощността на потребителя, при което допълнително консумираната електроенергия да се заплаща от потребителя по пазарно договорена със съответния доставчик цена за доставена мощност и (й)
ако активирането предизвиква намаляване на потребяваната мощност, при което разликата става предмет на разходи за сигурността и се разплаща чрез неустойки към потребителя, които се калкулират от системния оператор и се разпределят между всички участници като общосистемни разходи. (Непроизведена енергия при производителя има, когато честотата е повишена и регулаторът намалява работната мощност на агрегата. Непотребена енергия при потребителя има, когато честотата е понижена и регулаторът намалява работния товар на потребителя. Допълнително произведена енергия при производителя има, когато честотата е понижена и регулаторът увеличава работната мощност на производителя. Допълнително потребена енергия при потребителя има, когато честотата е повишена и регулаторът увеличава работния товар на потребителя).
Въпреки европейския стремеж за хармонизиране, процедурите за планиране, договаряне и заангажиране на регулиращите услуги ще продължат да бъдат разнообразни в отделните зони и блокове за регулиране, защото ще зависят от редица особености на националните или регионални електроенергийни системи. В тези процедури ше има задължителни етапи на подготовка към очакваните условия през реалното време въз основа на свободно формираните от всеки потребител предложения за продажба на участие в първичното регулиране на честотата. При тези етапи потребителите предлагат на системния оператор своите предложения за цени и мощности по-скоро за един “плаващ напред” период от денонощия и часове, отколкото за отделен ценови интервал. Системният оператор урежда предварителните предложения и заангажира приемливите при очакваните прогнозни товари и смущения. Тази фаза е близка до известните практики за предварително договаряне на спомагателни услуги, производство или потребление на енергия. Тази фаза приключва възможно найрано преди началото на предстоящата година, сезон, месец, седмица, денонощие време даващо възможност на системния оператор за точни оценки на надеждностните показатели и цени, както и за гарантиране на заангажирането (договорено със сигурност участие в регулирането). Такова осигуряване (хеджиране) е нужно на системния оператор, за да не остане без регулиращ капацитет в случай, че цените на спот пазара станат по-привлекателни и доставчиците пожелаят да насочат мощностите си към него, вместо да ги предоставят на оператора за регулиране. Казаното не изключва въвеждането на регулиране като пазарна стока в краткосрочни пазари (“в деня”, “в часа”, “в реално време”), но това е малко вероятна практика.
Новото, което произтича от предлаганото изобретение, е в тази фаза да участват и потребителите със своите регулируеми товари, които ще реализират участие в регулирането на честотата.
Основните характеристики на споменатата система за разплащането между доставчиците на спомагателни услуги (в това число потребителите) и системния оператор на пазара за спомагателни услуги са:
Предмет на търговия:
> диапазон на активна мощност, предоставен от потребителя на системния оператор за регулиране на честотата, заплащан от него като разполагаемост на резерв на мощност (спомагателна услуга, оказана от потребителя);
> участие в регулирането на честотата с част или целия предоставен диапазон, съобразно големината и продължителността на честотното смущение. (Качеството на участие се определя с набор от технически показатели).
Участник в пазара може да бъде всеки потребител, който има икономически стимули и технически възможности; Системният оператор е задължителен участник и посредник.
Основният вид договори са Двустранните договори за услуга между потребителя и системния оператор, както и договор за доставка на електроенергия с избран снабдител.
Методите прилагани при формулиране предложенията на потребителите зависят от избрания пазарен модел. В случай на регулиран подход следва да се предвиди подходяща система за регулиране на доходите.
Единичният период на цената за участие е различен. Технически може да бъде от нула секунди до пълното време за договорено отдаване на резерва минути или часове.
Средствата за търговско измерване включват честотомери, електромери, регистратори.
Принципът за пресмятането на сметките зависи от действащите правила на пазара на електроенергия. Той следва да бъде разбираем (прозрачен) и приемлив за страните. Най-типично е разплащането между системния оператор и доставчика на спомагателната услуга става чрез две цени:
• Първата е цена за разполагаемост на предоставения мощностен диапазон. Системният оператор калкулира стойността на услугите, които е планирал и заангажирал по тази цена. Така се формира част от общосистемните разходи, която се разпределя равностойно сред всички крайни потребители.
• Втората е цена за активираната спомагателна услуга. В случай, че активирането предизвика повишаване мощността на потребителя допълнително потребената електроенергия се разплаща по цената за доставка към снабдителя на електроенергия. В случай, че активирането предизвиква намаляване на потребяваната мощност, неконсумираната електроенергия става източник на вреди за потребителя. И в двата случая допълнителните разходи при потребителя формират втората цена, чрез която системният оператор се разплаща с потребителя. Изплатените от системния оператор средства са били за разходи за сигурността на EEC, които се сумират и разпределят върху всички ползуватели на мрежата, за да се изплатат в крайна сметка от последните потребители на електроенергия
Предлаганият принцип за разплащане между потребителя и системния оператор е предпоставка за равностойно разпределяне на общосистемните разходи между пазарните участници и в крайна сметка между последните потребители, който е предмет на правилата на пазара за спомагателни услуги.
Разбира се могат да бъдат изброени различни комбинации от измервателни, управляващи, изчислителни и комуникационни устройства. Списъкът с други примери може да се увеличи с варианти за формиране на цените и комбинации за правила по разплащането на регулирането, предоставено от потребителите. Подробното описание на такива възможни варианти само ще утежни разглеждането на предложението, без да даде нещо съществено в изложението на метода.
ПРИЛОЖЕНИЕ НА ИЗОБРЕТЕНИЕТО
Целта на това изобретение е да предложи едно допълване на техническите и пазарни методи и средствата за ограничаване развитие на възникнали честотни смущения или аварии, без които разпаданията на пазара ще довеждат до огромни загуби. Основна черта на предложението е равнопоставяне на физическото и пазарно участието на производителите и потребителите на електроенергия в пазара на спомагателни услуги и по-специално в първичното регулиране на
честотата.
Либерализирането на пазарите на електричество увеличава проблемите на двата аспекта на надеждността (адекватност и сигурност) на електроенергийните системи. Поради това значимостта и изискванията към спомагателните услуги нарастват. В крайна сметка конкуренцията за спечелване на милисекунди и цената за предотвратяване развитието на честотните смущения ще определи предпочитания вариант или комбинация от приложения на метода. Затова е подобре да оставим оценката за предложения метод върху бъдещето, а тук да представим само един набор от съображения за неговата приложимост.
Методът прилага непрекъснат процес на последователни дейности и операции на потребителя и системния оператор: предварителен анализ на техническите и икономически показатели на потребителя, вземане на решение, подготовка на потребителя, свободно формиране на предложение за продажба на регулиращ резерв за участие в първично или третично регулирането на честотата и обменните мощности, преговори между системния оператор и потребителя за техническите и финансови условия, договаряне на условията и процедурите за заангажиране и предоставяне на определен товар на потребителя на автоматично или ръчно оперативно регулиране, последващо автоматично или разпоредително активиране при възникване на честотно смущение чрез използуване на договорените средства за регулиране, основани на критериите, изискванията, стандартите, процедурите и указанията, определени съгласно техническите правила, уреждане на взаимните задължения, в това число разплащане на реално предоставеното участие в първичното регулиране през всеки договорен период на уреждане на задълженията в съответствие с пазарните правила и норми.
Предлаганият метод може радикално да измени дейностите и поведението на пазарните играчи на пазара на спомагателни услуги. Всеки потребител може да подготви решение за отговор на изменените цени и да активира реакции, въз основа на отнапред избрана и програмирана или адаптивна стратегия на пазарно поведение. Производителят ще реагира на изменението на поведението на конкурентите си. Системният оператор ще има допълнен инструментариум за динамично оптимално управление на EEC. Това е технологично и търговско предизвикателство, което може скоро да измени практиката по регулиране на честотата.
Разгледаните примери показват, че предлаганият метод внася механизъм за смекчаване употребата на “пазарна сила” в съществуващите пазари. Този механизъм, се основава на свободата на всеки участник в пазара и особено на всеки краен потребител, да реагира на измененията на цените на пазара и по този начин да намали въздействията на вече приложена пазарна сила.
Сравнявайки съществуващото договаряне и използуване на първично регулиране чрез агрегати и предлаганото регулиране чрез потребители следва да подчертаем едно огромно предимство, което дава предлагания метод. Участието на потребителите в регулирането на честотата предизвиква намаление на загубите на активна и реактивна мощност в мрежата при понижение на честотата, съответно увеличение на загубите при повишение на честотата. Този ефект подсилва отрицателната регулираща връзка на товарите, което в крайна сметка подобрява общоситемната устойчивост и сигурност.
Следва да се подчертае също, че прилагането на предложения метод ще зависи от баланса на потенциалните интереси на заинтересуваните пазарни участници и регулаторните институции, които ще създадат необходимите правни и регулаторни норми и правила.
Считайки либерализацията на електроенергийни пазар за неизбежна, намираме за най-добре тя да бъде доразвита с търговски механизъм за участие на потребителите в регулирането на честотата, доколкото техническите средства не представляват особена новост. Поради това ние се надяваме, че нашето предложение ще бъде приложено твърде скоро.
Край на описанието
Литература [1] www.ucte.org - UCTE “Operational Handbook”;
[21 www.dker.bg - ПРАВИЛА за управление на електроенергийната система, приети от Държавната комисия за енергийно (и водно) регулиране на основание чл. 21, т. 7 от Закона за енергетиката с решение № П-2/04.06.2004 г., т. 3.;
[3] www.dker.bg - Правила за търговия с електрическа енергия, приети от Държавната комисия за енергийно регулиране на основание чл. 21, т. 7 от Закона за енергетиката с решение № П-2/04.06.2004 г., т. 2.;
[4] Maree A.Bolton, David J.Hill, and Robert Kaye, DESIGNING ANCILLARY SERVICES MARKETS FOR POWER SYSTEM SECURITY, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 15, No 2, May 2000;
[5] E.Hirst, B. Kirby, ANCILARY SERVISIES, Oakn Ridge National Laboratory, Technical report ORNL/CON 310, February 1996;
[6] Tomas Gomes, Chris Mamay, Afzal Siddiqui, and Mark Khavkin, ANCILARY SERVISIES MARKETS IN CALIFORNIA, LBNL-43986, July 1999;
[7] United States Patent 6,633,823 Bartone, et al. October 14, 2003 System and method for monitoring and controlling energy usage;
[8] U. S. patent No US 4,771, 185;
[9] UK patent application No GB 2309567.
Claims (2)
- ПРЕТЕНЦИИ за патентна закрила в изобретение “Метод за пазарно първично регулиране на честотата чрез потребители на електроенергия”1. Метод за пазарно първично регулиране на честотата чрез потребители на електроенергия в освободени пазари за реална търговия с електроенергия, който метод се характеризира с непрекъснат повтарящ се във времето процес на последователни дейности и операции на двата главни участника (потребител и системен оператор): предварителен анализ на техническите и икономически показатели на потребителя, вземане на решение, подготовка на потребителя, свободно формиране на предложение за продажба на регулиращ резерв за участие в първичното регулиране на честотата и обменните мощности, преговори между системния оператор и потребителя за техническите и финансови условия, договаряне на условията и процедурите за заангажиране и предоставяне на определен товар на потребителя на автоматично или ръчно оперативно регулиране, последващо автоматично или разпоредително активиране при възникване на честотно смущение чрез използуване на договорените средства за регулиране, основани на критериите, изискванията, стандартите, процедурите и указанията, определени съгласно техническите правила, уреждане на взаимните задължения, в това число разплащане на реално предоставеното участие в първичното регулиране през всеки договорен период на уреждане на задълженията в съответствие със законови и под законови разпоредби.
- 2. Метод съгласно претенция 1 характеризиращ се с това, че дейностите и процедурите позволяват на участниците адаптиране към очакваните условия на реалното време чрез еволюция към по-свободни пазарни форми и по-къси срокове за договаряне и участие на потребителя на електроенергия в пазар на електроенергия с различни срокове на затваряне преди момента на потреблението, в пазар на спомагателни услуги, в пазар на балансираща енергия в това число договаряне чрез компютърни устройства и системи за участие в автоматизирана процедура за планиране, заангажиране, диспечиране и регулиране на честотата и обменните мощности според приетите пазарни правила и процедури на системния оператор, който урежда предложенията съобразно предложените ценови и технически характеристики, след което заангажира и диспечира участието на потребителите в регулирането.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
BG109503A BG109503A (bg) | 2006-04-10 | 2006-04-10 | Метод за пазарно първично регулиране на честотатачрез потребители на електроенергия |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
BG109503A BG109503A (bg) | 2006-04-10 | 2006-04-10 | Метод за пазарно първично регулиране на честотатачрез потребители на електроенергия |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BG109503A true BG109503A (bg) | 2007-11-30 |
Family
ID=38920583
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BG109503A BG109503A (bg) | 2006-04-10 | 2006-04-10 | Метод за пазарно първично регулиране на честотатачрез потребители на електроенергия |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
BG (1) | BG109503A (bg) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104199288A (zh) * | 2014-08-04 | 2014-12-10 | 广东电网公司电力科学研究院 | 协调控制系统的阶跃设定值形成回路 |
-
2006
- 2006-04-10 BG BG109503A patent/BG109503A/bg unknown
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104199288A (zh) * | 2014-08-04 | 2014-12-10 | 广东电网公司电力科学研究院 | 协调控制系统的阶跃设定值形成回路 |
CN104199288B (zh) * | 2014-08-04 | 2017-02-15 | 广东电网公司电力科学研究院 | 协调控制系统的阶跃设定值形成回路 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Ramos et al. | Realizing the smart grid's potential: Defining local markets for flexibility | |
Khani et al. | Transmission congestion relief using privately owned large-scale energy storage systems in a competitive electricity market | |
US8090479B2 (en) | Electricity market-oriented DC-segmentation design and optimal scheduling for electrical power transmission | |
Ellison et al. | Project report: a survey of operating reserve markets in US ISO/RTO-managed electric energy regions. | |
US20070124026A1 (en) | Agent Based Auction System and Method for Allocating Distributed Energy Resources | |
US20130268311A1 (en) | System and Method for Identifying and Upgrading a Transmission Grid | |
EP1834392A1 (en) | A momentary power market | |
Ahmadi et al. | A stochastic framework for reactive power procurement market, based on nodal price model | |
Gómez | Electricity distribution | |
Lampropoulos et al. | Analysis of the market-based service provision for operating reserves in the Netherlands | |
Chao et al. | Interface between engineering and market operations in restructured electricity systems | |
BG109503A (bg) | Метод за пазарно първично регулиране на честотатачрез потребители на електроенергия | |
Fan et al. | An overview of PJM energy market design and development | |
Spyrou et al. | Flexibility Options: A Proposed Product for Managing Imbalance Risk | |
O’Neill et al. | One-pass average incremental cost pricing | |
Fan et al. | Current and emerging challenges in PJM energy market | |
Susan et al. | Demand response participation in organized electricity markets: A PJM case study | |
Khatir et al. | Literature survey on fundamental issues of frequency control reserve (FCR) provision | |
Zegers et al. | Single marketplace for flexibility | |
Prakash | Balance of Power: Designing operational practices for balancing electricity markets with growing penetrations of renewable energy | |
Meeus et al. | Regional electricity market integration france-belgium-netherlands | |
Hoballah et al. | Dynamic stability and network constrained optimal spinning reserve allocation | |
El-Samahy | Secure provision of reactive power ancillary services in competitive electricity markets | |
Chandley | ICAP reform proposals in New England and PJM | |
Villarreal del Ángel | Demand Response integration in Capacity Remuneration Mechanisms: Firm Capacity and Cost Allocation |