Презентация на тему "Планирование ПДГ"

Содержание

• 
  Слайд 1

  Планирование ПДГ

• 
  Слайд 2

  Задачи планирования

  Обеспечение надежности функционирования и качества электроэнергии в ЕЭС России. Разработка оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей Единой энергетической системы России Обеспечение допустимых параметров электроэнергетических режимов. 2

• 
  Слайд 3

  Нормативные документы

  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

• 
  Слайд 4

  Диспетчерский график

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

• 
  Слайд 5

  Основные требования к диспетчерскому графику

  сбалансированностьпотребления электрической энергии и генерации с учетом перетоков и потерь в электрических сетях; поддержаниетребуемых резервовмощности и уровней напряжения; учет прогноза потребления и характеристик электрических станций и сетей; минимизациясуммарныхзатратпокупателейэлектроэнергии с учетомограничений на параметры электроэнергетических режимов, определяемых условиями надежной работы энергосистемы и отдельных объектов электроэнергетики. 5

• 
  Слайд 6

  Бизнес-процесс планирования РСВ

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

• 
  Слайд 7

  Учет состава генерирующего оборудования

  При выборе состава генерирующего оборудования при планировании режима на сутки вперёд необходимо учитывать: топологию и максимально допустимые перетоки в сечениях электрической сети. диспетчерские заявки на изменение состояния электросетевого и генерирующего оборудования электростанций. прогноз потребления ограничения по генерирующему оборудованию, учитываемому постоянными графиками. величины резервов мощности в отдельных регионах, ОЭС и ЕЭС в целом. плановые почасовые объемы поставки электроэнергии по сечениям экспорта/импорта. 7

• 
  Слайд 8

  Система планирования режимов ЕЭС

  . 8

• 
  Слайд 9

  Основные принципы формирования ПДГ

  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 МПРРФ 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

• 
  Слайд 10

  Программное и информационное обеспечение используемое на РСВ

  ПК «БАРС» («Линкор») Технологический сайт СО ПО «СХЕМА» Транспортная система КИТС Макет 10308 ПАК «Modes – Terminal» ПО «Прогноз потребления» 10

• 
  Слайд 11

  Назначение информации о составеи параметрах оборудования

  11 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 Готовность генерирующего оборудования: определение показателей способности генерирующего оборудования к выработке электроэнергии БР: формирование ППБР и ПБР в рамках оперативного планирования режимов Статистика: формирование отчетной информации о составе и параметрах генерирующего и сетевого оборудования за прошедшие периоды

• 
  Слайд 12
  

  Основные цели проекта по внедрению автоматизированной системы подготовки и передачи уведомлений (ПАК «MODES-Terminal»)

  12 ПАК «MODES-Terminal»

• 
  Слайд 13

  MODES-TerminalФункционал

  13 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.

• 
  Слайд 14

  MODES-TerminalАрхитектура

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

• 
  Слайд 15

  MODES-TerminalФункционал настройки Системы

  15 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

• 
  Слайд 16

  MODES-TerminalФункционал приема данных

  16 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)

• 
  Слайд 17
  

  MODES-Terminal второй очередиФункционал подготовки и изменения данных по генерации

  17 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

• 
  Слайд 18
  

  MODES-Terminal второй очередиФункционал подготовки и изменения данных по сетям

  18 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

• 
  Слайд 19

  MODES-Terminal Аналитические отчеты

  19 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 наборстандартных отчетных форм возможность подключения произвольных локальныхотчетов возможность использованиямакросов для форматирования и обработки отчетныхданных

• 
  Слайд 20

  MODES-TerminalКонсоль участника оптового рынка

  20 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 анализаплановых графиков

• 
  Слайд 21

  Оперативные уведомления

  21 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

• 
  Слайд 22

  Прогнозирование потребления Системным оператором

  СО осуществляет собственный суточный прогноз потребления активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов времени по территориям диспетчерского управления, которыми являются: Единая энергетическая система (ЕЭС) России; первая ценовая зона; вторая ценовая зона; объединенные энергетические системы (ОЭС); региональные электроэнергетические системы (РЭЭС). СО не выполняет прогнозы потребления активной мощности по группам точек поставки или по совокупностям точек поставки отдельных участников рынка. Целью составления и использования СО собственных прогнозов потребления активной мощности на территориях диспетчерского управления при актуализации расчетной модели является обеспечение надежности режимов функционирования ЕЭС России за счет принятия ответственных решений: по определению состава включенного генерирующего оборудования; по определению необходимых резервов на основании наиболее достоверных, по мнению СО, данных о потреблении активной мощности. 22

• 
  Слайд 23

  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

• 
  Слайд 24

  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

• 
  Слайд 25
  

  Составляющие технологии формирования прогнозных графиков электропотребления для ПДГ и ПБР в ОДУ и РДУ операционной зоны ОЭС Средней Волги

  Программно-техничесекиесредства 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

• 
  Слайд 26

  Прогнозирование графиков потребления для формирования ПДГ (ППБР)

  . 26 WWW .СО-ОДУ ОДУ Х-1 до 8.30 Субъекты ОРЭ – регулируемый сектор (АО-энерго, ЭСК, потребители) БД планирования ДГ Заявки на МПП Прогноз РДУ (макет 10308) Х-1 до 8.45 Х-1 до 8.00С.Н. электро-станций Х-2 до 17.00 Субъекты ОРЭ – участники ССТ (клиенты АО и ЭСК) ПО Актуализации Прогноз СО Х-1 до 8.45

• 
  Слайд 27

  Технологический сайт СО

  27

• 
  Слайд 28

  Прогнозирование графиков потребления для формирования ПБР

  . 28 Иерархическая структура в составе комплекса «Прогноз потребления (Консоль ПП)

• 
  Слайд 29
  

  . 29 РДУ ОДУ СО ЕЭС По территории ОЗ РДУ (1 объект) Действия выполняемые при формировании прогноза потребления по территориям РДУ ДИОП (Диспетчер, оперативный персонал): Согласование прогноза (по телефону) По территориям ОЗ РДУ и ОДУ (объекты: 1 ОДУ и 9 РДУ)

• 
  Слайд 30

  МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТОЧНОСТИ ПРОГНОЗА ПОТРЕБЛЕНИЯ

  Приложение №1к 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

• 
  Слайд 31

  ОЗ ОДУ Средней Волги

  31

• 
  Слайд 32

  ОЗ РДУ Татарстана

  32

• 
  Слайд 33

  ОЗ Самарского РДУ

  33

• 
  Слайд 34

  ОЗ Нижегородского РДУ

  34

• 
  Слайд 35

  ОЗ Саратовского РДУ

  35

• 
  Слайд 36

  ОЗ Ульяновского РДУ

  36

• 
  Слайд 37

  ОЗ Чувашского РДУ

  37

• 
  Слайд 38

  ОЗ Пензенского РДУ

  38

• 
  Слайд 39

  ОЗ Мордовского РДУ

  39

• 
  Слайд 40

  ОЗ Марийского РДУ

  40

• 
  Слайд 41

  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

• 
  Слайд 42

  Получение и обработка ценовых заявок

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

• 
  Слайд 43

  Структура ценовой заявки

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

• 
  Слайд 44
  

  ценовая заявка состоит из 24 часовых подзаявок в отношении каждого часа суток; в подзаявке на ГА может быть указано не более 3 (трех) пар , 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 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 должна быть не менее 1 МВт∙ч; в подзаявке на ГА значение цены в каждой паре должно увеличиваться с увеличением соответствующего ей значения количества; в подзаявке на ГА значения количества во всех парах должны быть выражены в МВт∙ч с точностью не более трех знаков после запятой; в подзаявке на ГА значение цены во всех парах и стоимости пуска 1 МВт мощности должно быть выражено в целых рублях за 1МВт∙ч; 44

• 
  Слайд 45

  Резервы мощности

  «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

• 
  Слайд 46
  

  Методика регламентирует принципы определения минимально необходимых объемов резервов активной мощности при решении задач краткосрочного планирования режимов ЕЭС. резервпервичного регулирования (РПР) – размещается на выделенном генерирующем оборудовании, отвечающем техническим требованиям, предъявляемым к нормированному первичному регулированию частоты (НПРЧ). резерв вторичногорегулирования (РВР) – размещается на выделенном генерирующем оборудовании, отвечающем техническим требованиям, предъявляемым к вторичному регулированию частоты. резервтретичного 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

• 
  Слайд 47

  Спасибо за внимание!