Планирование ПДГ Нормативные документы n n n

Планирование ПДГ

Нормативные документы n n n ПТЭ электрических станций и сетей Правила оптового рынка электрической энергии (мощности)(ПП РФ от 30. 12. 2010 № 1172) Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (ПП РФ от 27. 12. 2004 г. N 854) Регламент актуализации расчетной модели (утв. НС НП «АТС» ) Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (утв. НС НП «АТС» ) Регламент конкурентного отбора ценовых заявок на балансирование системы и определения плановых диспетчерских объемов электроэнергии участников оптового рынка (утв. НС НП «АТС» ) 3

Диспетчерский график - это заданные объекту диспетчерского управления (ЕЭС, ОЭС, энергосистемы, предприятия электрических сетей (ПЭС), электростанции) на часовые моменты времени значения мощности: n - генерации (графики генерации); n - межсистемных, межгосударственных перетоков (графики перетоков); n - потребления (графики потребления); n а также заданные: n - резервы активной мощности ЕЭС, ОЭС, энергосистем и электростанций; n - уровни напряжения в контрольных точках электрической сети (графики напряжения). 4

Бизнес-процесс планирования РСВ n n n Выбор состава включенного оборудования на сутки Х-1; Актуализация расчетной модели и формирование прогнозного диспетчерского графика (ПДГ); Расчет предварительного плана балансирующего рынка ППБР. 6

Система планирования режимов ЕЭС. 8

Основные принципы формирования ПДГ n n n Режимы АЭС определяются суточными графиками, согласованными концерном «Росэнергоатом» и СО ЕЭС перед началом месяца; Учитываются заявленные графики ТЭС, работающих в теплофикационном режиме; Режимы ГЭС определяются в соответствии с «Основными правилами использования водных ресурсов водохранилищ» и в соответствии с решениями МПР РФ и органов исполнительной власти субъектов Федерации; Экспортные/импортные поставки задаются согласованными графиками с учетом действующих договоров; ТЭС (ОГК и ТГК) замыкают баланс электрической энергии (мощности). 9

Программное и информационное обеспечение используемое на РСВ n n n n ПК «БАРС» ( «Линкор» ) Технологический сайт СО ПО «СХЕМА» Транспортная система КИТС Макет 10308 ПАК «Modes – Terminal» ПО «Прогноз потребления» 10

Назначение информации о составе и параметрах оборудования Уведомления о составе и параметрах генерирующего оборудования (макет 53500) и уведомления о топологии сети и сетевых ограничениях (макет 53101) используются СО для решения задач: ВСВГО: проведение расчетов недельного планирования в рамках технологии выбора состава включенного генерирующего оборудования РСВ: формирование прогнозного диспетчерского графика (ПДГ) на операционные сутки Х в рамках суточного планирования режимов БР: формирование ППБР и ПБР в рамках оперативного планирования режимов Готовность генерирующего оборудования: определение показателей способности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии Статистика: формирование отчетной информации о составе и параметрах генерирующего и сетевого оборудования за прошедшие периоды 11

Основные цели проекта по внедрению автоматизированной системы подготовки и передачи уведомлений (ПАК «MODESTerminal» ) • Единый формат • Единые правила • Единая идентификация • Использование ЭЦП • Авторизация при подключении к Шлюзу СО Унификация Обеспечение безопасности и надежности ПАК «MODES-Terminal» • Модель данных • НСИ • Правила дорасчета и проверок Гибкая система изменений Автоматизация • Свободно распространяемое ПО участника (КИСУ) • Открытые интерфейсы 12

MODES-Terminal Функционал ■ ПАК «MODES-Terminal» включает следующие подсистемы Система обмена уведомлениями о составе и параметрах оборудования (ПО-2) (внутренний обмен макетами 53500 (генерация) между ДЦ): ■ ■ обмен уведомлениями (для целей ВСВГО, РСВ, ОУ) (макет 53500) на всех уровнях ДУ; ■ формирование исходных данных для актуализации расчетной модели по генерирующему оборудованию на уровне ОДУ; ■ использование диспетчерских заявок при подготовке информации (ПО-6). Система обмена уведомлениями о топологии сети и сетевых ограничениях (ПО-3): (внутренний обмен макетами 53101 (сети) между ДЦ): ■ ■ формирование и обмен уведомлениями(ВСВГО, РСВ, ОУ) об изменении топологии сети и сетевых ограничений (макет 53101) на всех уровнях ДУ; ■ формирование исходных данных для актуализации расчетной модели по электросетевому оборудованию на уровне ОДУ; ■ использование диспетчерских заявок при подготовке информации (ПО-6). Обмен информацией с участниками рынка (ПО-4, ПО-5) (прием оперативных уведомлений, доставка графиков до участников - «обратный ход» ): ■ формирование и передача в СО оперативных уведомлений (ОУ) участников ОРЭ ■ доведение до участников ОРЭ уведомлений, принятых в расчет ВСВГО, РСВ, ПБР, ■ доведение до участников ОРЭ плановых графиков – ППБР. 13

MODES-Terminal Архитектура ПАК «MODES-Terminal» : Генерирующие компании ИА Уведомления (РСВ, ВСВГО) ЕРМ ЕЭС Принятые в расчет ВСВГО, ПДГ данные, плановые графики, НСИ, обновления Шлюзы СО ПБР ОДУ фрагмент ЕРМ ОЭС РДУ Электростанции Уведомления по генерирующему оборудованию (макет 53500) РСВ, ВСВГО, ОУ Уведомления по элетросетевому оборудованию (макет 53101) РСВ, ВСВГО, ОУ Уведомления (РСВ, ВСВГО, ОУ) 14

MODES-Terminal Функционал настройки Системы § гибкая настройка этапов планирования (ВСВГО, РСВ, БР) и слоев данных – перечень, времена «закрытия ворот» § возможность настройки локального сдвига времени «закрытия ворот» в каждом ДЦ для обеспечения внутренних деловых процессов § гибкая настройка перечня типов объектов, перечня характеристик § возможность изменения в ИА централизованных алгоритмов дорасчетов, проверок и автозаполнения § возможность создания в каждом ДЦ локальных алгоритмов дорасчетов, проверок и автозаполнения 15

MODES-Terminal Функционал приема данных § прием и акцепт макетов 53500 (генерация) и 53101 (сети) § просмотр принятых данных § сравнение с текущими (актуальными) данными § информация об отправителе, времени приема на Шлюз СО, корректности ЭЦП и результатах проверки данных на соответствие единым правилам §просмотр отправленных в вышестоящий ДЦ макетов и результатов его обработки (принят/отклонен) 16

MODES-Terminal второй очереди Функционал подготовки и изменения данных по генерации § гибкая настройка интерфейса § автоматизированное заполнение информации на основании паспортных характеристик § определение состояния оборудования на основании ПК Заявки § сравнение данных с данными другого этапа планирования или других суток § выполнение формализованных проверок корректности данных § формирование данных для актуализации расчетной модели 17

MODES-Terminal второй очереди Функционал подготовки и изменения данных по сетям § гибкая настройка интерфейса § формирование уведомлений при отличии от базового режима § определение состояния оборудования на основании ПК Заявки § автоматизированное заполнение изменения состояния на период длительных ремонтов §сравнение данных с данными другого этапа планирования или других суток §формирование данных для актуализации расчетной модели 18

MODES-Terminal Аналитические отчеты § отображение изменения состояния генерирующего и сетевого оборудования за выбранный период в виде диаграммы Ганта § отображение выбранных параметров уведомлений по генерирующему оборудованию в графическом виде § отображение ПБР и ДДГ в графическом виде § предустановленный набор стандартных отчетных форм § возможность подключения произвольных локальных отчетов § возможность использования макросов для форматирования и обработки отчетных данных 19

MODES-Terminal Консоль участника оптового рынка § подготовка уведомлений (РСВ, ВСВГО, ОУ) § отправка подписанных ЭЦП уведомлений в СО через Шлюз или по резервной технологии (эл/почта) § прием данных «обратного хода» (состав и параметры оборудования, принятые в расчет) § использование данных «обратного хода» для анализа и подготовки оперативных уведомлений § автоматический прием плановых графиков ПБР, по расписанию, распространяемому СО и при запуске § функционал анализа плановых графиков 20

Оперативные уведомления Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (приложение № 9 к договору о присоединении к торговой системе) п. 7. Взаимодействие оперативного диспетчерского персонала СО с оперативным персоналом объектов генерации в темпе реального времени осуществляется за счет обмена информацией о событиях и действиях по управлению режимами, передаваемой в электронном виде средствами специализированного ПО и устно по телефону, включающей оперативные уведомления о случившихся фактах вынужденного изменения состояния оборудования и/или режима. В рамках ПАК «MODES-Terminal» обеспечена технологическая возможность приема оперативных уведомлений как от участника оптового рынка, так и непосредственно от электростанции путем задания соответствующих настроек (ограничение приема ОУ с уровня участника рынка по идентификатору отправителя, настройка проверки ЭЦП на электростанции), задаваемых на уровне администратора ПАК в ОДУ. Участники оптового рынка настаивают на подаче уведомлений с уровня генерирующей компании. Системный оператор вправе требовать подачу оперативных уведомлений непосредственно от персонала электростанций 21

Информация, необходимая для составления прогнозов потребления Для составления прогнозов потребления СО должен использовать имеющиеся в распоряжении детерминированные, статистические и расчетные данные: • о конфигурации и величинах фактического потребления активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов времени, зарегистрированных за аналогичные дни недели текущего и прошлого года; • о значениях параметров, являющихся основными факторами, определившими профиль и величины фактического потребления зарегистрированными за аналогичные дни прошлого года: – температуры окружающего воздуха; – степень освещенности; – долготу дня; – события переносов выходных и праздничных дней; – события сезонных переходов с зимнего на летнее время и обратно; – наличие экстраординарных событий (катастрофы, массовые акции); • прогнозы погодных условий; • прогнозы состояния других факторов, влияющих на изменение потребления в соответствии с данными, полученными в результате обработки статистики потребления; • о планируемом включении/отключении энергоемких производств; 23

Актуализации расчетной модели Для актуализации расчетной модели СО формирует данные о потреблении: • полученные на основе почасовых прогнозов потребления, составляемых СО по территориям диспетчерского управления, почасовые значения активной мощности потребления на моменты окончания диспетчерских интервалов по каждому узлу расчетной модели; • рассчитанные СО и распределенные по ОЭС и региональным электроэнергетическим системам в соответствии с действующими нормативами значения потребления активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов в национальной (общероссийской) электрической сети, включающие: – нагрузочные потери мощности в линиях электропередачи и автотрансформаторных связях; – условно-постоянные потери мощности в линиях электропередачи и оборудовании подстанций; – расход мощности по линиям электрического питания собственных нужд подстанций национальной (общероссийской) электрической сети; • рассчитанные СО нагрузочные потери мощности в линиях электропередачи и автотрансформаторных связях в национальной (общероссийской) электрической сети. 24

Составляющие технологии формирования прогнозных графиков электропотребления для ПДГ и ПБР в ОДУ и РДУ операционной зоны ОЭС Средней Волги Программно-техничесекие средства прогнозирования: • ПК «Энергостат 1. 1» - ПДГ и ППБР; • ПО «Прогноз потребления» ( «Консоль ПП» ) - ПБР; • Автоматизированная среда анализа прогнозов потребления «Прогноз СО» - ВСВГО, ПДГ. Прогноз потребления РДУ: • Составление прогнозов по территориям ОЗ РДУ и предоставление в ОДУ (макет 10308) – ВСВГО, ПДГ; • Составление прогнозов для формирование ПБР. Метод экспертных оценок для длительных интервалов прогнозирования – ВСВГО и праздничных дней. Контроль качества прогнозов: • Неформальный регулярный контроль точности прогнозирования ППБР и ПДГ; • Формализованный контроль качества прогнозирования в составе ПО «Прогноз потребления» ( «Консоль ПП» ). 25

Прогнозирование графиков потребления для формирования ПДГ (ППБР) ОДУ . WWW. СО-ОДУ Зая вки на Х-1 до 8. 45 БД планирования ДГ ПО Актуализации МП П Прогноз РДУ (макет 10308) Х-1 до 8. 00 С. Н. электростанций Х-1 до 8. 30 Субъекты ОРЭ – регулируемый сектор (АО-энерго, ЭСК, потребители) Прогноз СО Х-2 до 17. 00 Субъекты ОРЭ – участники ССТ (клиенты АО и ЭСК) Х-1 до 8. 45 26

Технологический сайт СО 27

Прогнозирование графиков потребления для формирования ПБР. Иерархическая структура в составе комплекса «Прогноз потребления (Консоль ПП) 28

Прогнозирование графиков потребления для формирования ПБР. Действия выполняемые при формировании прогноза потребления по территориям РДУ ДИОП (Диспетчер, оперативный персонал): q РДУ q ОДУ Создание «кривых притяжения» : график потребления ППБР; прогноз РДУ на сутки вперед (м 10308); «Энергостат» : (1)сутки, (2)скользящий. q СО ЕЭС «Энергостат» : (1)сутки, (2)скользящий. Акцепт прогноза – возможность выбора прогнозного графика из множества (дискретность расчета - 10 мин. ) (Форма «Акцепт прогноза» ) Корректировка результирующей кривой: в графическом и табличном виде (Форма Акцепт прогноза) По территории ОЗ РДУ (1 объект) Акцепт прогноза ОДУ – возможность выбора прогнозного графика из множества (дискретность расчета - 10 мин. ) или использование прогноза принятого из РДУ. (Форма «Акцепт прогноза» ) Согласование прогноза (по телефону) Корректировка результирующей кривой: в графическом и табличном виде (Форма Акцепт прогноза) Согласование суммы прогнозов по территориям РДУ и прогноза по территории ОЗ ОДУ с возможностью выбора прогноза: акцептованного прогноза ОДУ, суммы прогнозов по терр. РДУ выполненных в ОДУ, акцептованного прогноза по РДУ и ручной коррекции. По территориям ОЗ РДУ и ОДУ (объекты: 1 ОДУ и 9 РДУ) ПО Актуализации БАРС (прием данных прогноза для актуализации ПБР) 29

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТОЧНОСТИ ПРОГНОЗА ПОТРЕБЛЕНИЯ Приложение № 1 к распоряжению Оперативного штаба по совершенствованию конкурентного балансирующего рынка от 14. 04. 2011 № 132 Область применения • Настоящая методика предназначена для оценки точности прогноза электропотребления, используемого в качестве исходных данных в технологиях оперативного планирования режимов - при расчетах планов балансирующего рынка (ПБР). • Методика применяется при анализе постфактум, для контроля корректности формирования прогноза электропотребления. • Общие положения • Процесс прогнозирования электропотребления в технологиях оперативного планирования режимов основан на использовании специализированного программного обеспечения, позволяющего получать прогнозные значения электропотребления на заданный интервал планирования, дальнейшей экспертной оценке результатов работы ПО и, при необходимости, коррекции значений прогноза потребления. • Поскольку процесс электропотребления носит сложный случайный характер, всегда будет существовать ошибка прогнозирования. Методика, предоставляя формальный критерий оценки, позволяет количественно оценить и сравнить точность совпадения прогноза с фактом электропотребления для различных ОЭС и по ЕЭС в целом, и сделать выводы о корректности работы технологий прогнозирования потребления, применяемых в процессе оперативного планирования режимов. 30

ОЗ ОДУ Средней Волги 31

ОЗ РДУ Татарстана 32

ОЗ Самарского РДУ 33

ОЗ Нижегородского РДУ 34

ОЗ Саратовского РДУ 35

ОЗ Ульяновского РДУ 36

ОЗ Чувашского РДУ 37

ОЗ Пензенского РДУ 38

ОЗ Мордовского РДУ 39

ОЗ Марийского РДУ 40

Исходная информация для расчета ППБР В составе актуализированной расчетной модели ЕЭС: - прогнозное потребление для ГТП потребления, распределенное по узлам расчетной модели; - ПДГ, пределы регулирования для ГТП генерации - данные о системных условиях. ■ Ценовые заявки ■ 41

Получение и обработка ценовых заявок . Получение и обработка ценовых заявок Уведомление о несоответствии Ценовые заявки генерация АТС Проверка заявок на соответствие установленным требованиям Заявки генерации Ценовые заявки и потребления потребление АТС Проведение конкурентного отбора в РСВ СО Проведение конкурентного отбора на БР 42

Структура ценовой заявки Ценовая заявка должна содержать следующую информацию: n наименование Участника оптового рынка; n индивидуальный идентификационный код субъекта оптового рынка; n идентификационный код ГТП генерации, (РГЕ и ГА) в отношении которой подается данная ценовая заявка; n уникальный идентификационный номер ценовой заявки; n стоимость пуска 1 МВт мощности в отношении каждого часа соответствующих операционных суток периода или в отношении всех часов периода; n фамилию, имя, отчество лица, уполномоченного подавать ценовую заявку. 43

Структура ценовой заявки n n n n n ценовая заявка состоит из 24 часовых подзаявок в отношении каждого часа суток; в подзаявке на ГА может быть указано не более 3 (трех) пар <цена−количество>, в которых значение цены является ограничением для ценовой заявки на планирование объемов производства; в подзаявке на ГА может быть указано не более одного значения стоимости пуска 1 МВт мощности; в подзаявке на ГА пары <цена– количество> должны быть размещены последовательно в порядке возрастания значения количества – от минимальной к максимальной паре; в подзаявке в на ГА значение количества должно быть не меньше величины установленной мощности ГА РГЕ; в группу ГА можно включать ГА только с одинаковым типом оборудования (блочное/неблочное); в подзаявке на ГА разница между значениями количества в последовательных парах <цена – количество> должна быть не менее 1 МВт∙ч; в подзаявке на ГА значение цены в каждой паре <цена–количество> должно увеличиваться с увеличением соответствующего ей значения количества; в подзаявке на ГА значения количества во всех парах <цена–количество> должны быть выражены в МВт∙ч с точностью не более трех знаков после запятой; в подзаявке на ГА значение цены во всех парах <цена–количество> и стоимости пуска 1 МВт мощности должно быть выражено в целых рублях за 44

Резервы мощности n n n «Методика определения минимально необходимых объемов включенных резервов активной мощности» . Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем» Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (Приложение № 9 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии) СТО СО – ЦДУ ЕЭС 001 -2005 Стандарт ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» «Нормы участия энергоблоков ТЭС в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты» Основные технические требования к параллельно работающим энергосистемам стран СНГ и Балтии. Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков 45

Резервы мощности Методика регламентирует принципы определения минимально необходимых объемов резервов активной мощности при решении задач краткосрочного планирования режимов ЕЭС. n резерв первичного регулирования (РПР) – размещается на выделенном генерирующем оборудовании, отвечающем техническим требованиям, предъявляемым к нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ). n резерв вторичного регулирования (РВР) – размещается на выделенном генерирующем оборудовании, отвечающем техническим требованиям, предъявляемым к вторичному регулированию частоты. n резерв третичного регулирования (РTР) - формируется в пределах свободной от размещения РПР и РВР части регулировочного диапазона генерирующего оборудования, включенного в работу, а также на остановленном генерирующем оборудовании, включение в сеть которого и последующий набор нагрузки возможен в течение 20 мин. Выбранный состав включенного генерирующего оборудования для каждого диспетчерского интервала краткосрочного планирования должен удовлетворять требованию обеспечения необходимых объемов резервов первичного, вторичного и третичного регулирования. 46

Спасибо за внимание!