Планирование и ведение режимов объектов управления операционной зоны ОДУ Центра в условиях НОРЭМ

29.05.2007
Планирование и ведение режимов
объектов управления
операционной зоны ОДУ Центра
в условиях НОРЭМ
Начальник службы сопровождения рынка
1
О.Л. Лонщакова
Трансформация действующей модели ОРЭ
01.09.2006г.
В старой модели:
В новой модели:
•
• Регулируемый сектор (РС) –
торговля частью объемов
планового почасового
производства/потребления э/э и
мощности по тарифам,
утверждаемым ФСТ РФ
• Сектор свободной торговли
•
(ССТ) – конкурентная торговля по
свободным ценам, определенным
по результатам аукциона ценовых
заявок продавцов и покупателей на
сутки вперед
• Сектор отклонений – торговля
отклонениями факта от плана по
ценам, определенным на основе
конкурентного отбора ценовых
заявок продавцов в режиме
близком к реальному времени
Рынок двусторонних договоров (РД) –
торговля зафиксированными в договоре
объемами электроэнергии,
осуществляемая в рамках планирования
на РСВ по ценам, зафиксированным в
договорах (ежегодно индексируемые
тарифы ФСТ)
Рынок на сутки вперед (РСВ) –
механизм планирования объемов
производства (потребления)
электроэнергии на сутки вперед: по РД,
по свободным двусторонним договорам
(СДД) и по результатам конкурентного
отбора заявок на сутки вперед
• Балансирующий рынок (БР) –
торговля отклонениями факта от плана
по ценам, определенным на основе
конкурентного отбора ценовых заявок
продавцов в режиме близком к
2
реальному времени
Изменения технологии планирования режима
Принципиальные изменения для СО:
• Прогнозный диспетчерский график передаваемый
СО в АТС в Х-1 определяет только состав
оборудования и системные условия.
• Формирование диспетчерского графика (как в сутки
Х-1 так и Х) только на основе конкурентного отбора
ценовых заявок участников, проводимого СО
(торговый график – только финансовые
обязательства).
• Введение механизма контроля со стороны СО
готовности генерирующего оборудования для оплаты
3
поставщикам мощности.
Изменения в РСВ
До запуска НОРЭМ:
После запуска НОРЭМ:
• Покупатель каждый час может • Условия ценовой заявки определяют
покупать, а может не покупать
включение или не включение
электроэнергию в ССТ
поставщика (потребителя) в
плановый график производства
• Даже если покупатель подал
(потребления)
ценовую заявку и она не
«выиграла»
в
аукционе,
покупателям гарантируется • В случае не включения в результате
конкурентного отбора части или
покупка до 100% их часового
всего объема планируемого
потребления
по
производства/потребления участник
установленным государством
может либо ограничить свое
тарифам
в
регулируемом
производство/потребление на уровне
секторе
торгового графика, либо
• Поставщики также свободны в
потребить/выработать недостающий
выборе участия в ССТ, но на
объем на балансирующем рынке
регулируемом секторе им будет
(БР), т.е. после конкурентного
оплачено
только
85%
отбора нет возврата в РС и любых
планового объема производства
иных возможностей приобрести э/э,
и мощности
кроме БР
4
Изменения в планировании физических
объемов генерации/потребления
После запуска НОРЭМ:
До запуска НОРЭМ:
• СО определяет только системные
• СО составляет ПДГ без
условия (сетевые ограничения,
формализованных
межсистемные перетоки и пр.)!!!
стоимостных критериев (может
использоваться тариф на э/э,
• Поставщики подают ценовые заявки
на весь максимально возможный
топливная составляющая с/с,
объем производства. Поставщики
либо иные приоритеты)
обязаны подавать ценопринимающие
• В рамках 15% ПДГ АТС
заявки на Pmin.
проводит оптимизацию (сектор
• Потребители подают ценовые заявки
свободной торговли)
на плановое потребление. ГП
• 85% ПДГ остается без
обязаны подавать ценопринимающие
изменений
заявки на плановое значение
110
105
100
95
90
85%ПДГ
ТГ
Рвкл
85% ПДГ+15%РМ
ПДГ
85
P (МВт)
потребления, согласованные с
прогнозом СО.
• АТС проводит оптимизацию по
критерию минимизации стоимости
удовлетворения спроса – определяет
почасовые объемы и равновесные
цены на следующие сутки
5
80
75
70
65
60
55
50
45
40
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Суточное планирование режимов
Цели суточного планирования:
•
Обеспечение надежности функционирования ЕЭС России.
•
Разработка оптимальных суточных графиков работы электростанций
и электрических сетей Единой энергетической системы России
•
Обеспечение допустимых параметров электрических режимов.
Участие в формировании ДГ принимают все ступени
иерархии диспетчерского управления: ЦДУ, ОДУ, РДУ, энергообъекты.
Бизнес-процесс планирования суточного режима Системным оператором
может быть представлен последовательно исполняемыми этапами:
1.
Выбор состава включенного генерирующего оборудования, расчет
предварительного энергетического режима (ПЭР) – день Х-2.
2.
Уточнение состава генерирующего оборудования и формирование
прогнозного диспетчерского графика (ПДГ) - день Х-1.
3.
Синтез и актуализация расчетной модели для РСВ и БР- день Х-1.
4.
Расчет предварительного плана балансирующего рынка ППБР
и
формирование расчетного диспетчерского графика РДГ на основе ППБР день Х-1.
6
5.
Формирование ПБР-N – день Х.
I, II этап – формирование ПЭР и ПДГ
Составление
СО собственного
потребления
по территории
Процедура
формирования
ПДГпрогноза
включает
следующие
этапы:
определение состава включенного генерирующего оборудования;
составление графиков производства генерирующего оборудования с учетом необходимых резервов.
Выбор состава включенного генерирующего оборудования
обеспечение балансов мощности и энергии в ЕЭС и отдельных регионах
покрытие максимальной и минимальной нагрузки потребления, обеспечение необходимых резервов
активной мощности на загрузку и разгрузку
выполнение технологических ограничений по составу и параметрам оборудования станций.
обеспечение экономичности режимов
минимизация числа пусков-остановов блоков
учет графиков ремонтов оборудования
учет обеспеченности топливом станций
Сбор исходных данных в ОДУ
 данные о потреблении территории от каждого РДУ по областям – макет 308
 данные о составе и параметрах генерирующего оборудования – макет 53500;
 данные о системных условиях:
- о топологии электрических сетей, соответствующей разрешенным на плановый период времени
оперативным заявкам на отключение/включение оборудования электрических сетей – макет 53101;
- о сетевых ограничениях, накладываемых на максимально допустимую нагрузку контролир. сечений
 данные о тарифах на эл.эн(ФСТ).
Расчет графиков производства и потребления активной мощности
для формирования ПДГ
7
Выбор целевой функции и критериев оптимизации
Оптимизируемая
целевая
функция
Критерий
экономической
эффективности режимов, задается диспетчерскому управлению извне и
определяется действующими правилами работы оптового рынка.
Экономическая эффективность оптимизируемых
режимов работы Единой
энергетической системы России определяется по критерию минимизации
суммарных затрат покупателей электрической энергии.
Основные принципы СО при формировании ПДГ :
•
•
•
•
•
Режимы АЭС определяются суточными графиками, согласованными
концерном «Росэнергоатом» и СО-ЦДУ перед началом месяца;
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;
Учитываются заявленные графики ТЭС, работающих в теплофикационном
режиме,
ТЭС ОГК и ТГК замыкают баланс электрической энергии (мощности).
Критерий оптимизации –
Согласно действующим документам для этапа расчета ПДГ «оптимальное планирование
режимов предполагает минимизацию совокупной стоимости плановых почасовых значений
производства активной мощности генерирующего оборудования» ТЭС ОГК и ТГК по
тарифам на электрическую энергию, продаваемую производителями на оптовом рынке, с
обеспечением требуемой надежности для ожидаемых в планируемые сутки режимных
условий.
8
Изменения в планировании физических
объемов генерации
Сутки Х-1
Сутки Х-2
Сутки Х
Этап ведения режима
Этап планирования
ППДГ
ПДГ
- прогноз СО по
- выбор
потреблению
состава
оборудования Pmax, Pmin
- тарифы на э/э
Этап исполнения
режима
ТГ
ППБР
РДГ
- заявки по
потреблению
- Pmax, Pmin
- ценовые
заявки
поставщиков
- ценовые
заявки
покупателей
Ограничения:
До запуска НОРЭМ
- Pmax – технологический максимум
- Pmin – технологический минимум
- 0,85% от ПДГ
После запуска НОРЭМ:
- Pmax – технический максимум
- Pmin – технический минимум
ПБР
УДГ
Факт
Балансирующий рынок
- прогноз
потребления
- изменения
Pmax', Pmin'
- ценовые
заявки
поставщиков
- прогноз
- данные
- команды ДД
потребления
- РЖТ на основе коммерческого
- изменения
ценовых заявок учета (акты
оборота)
состава
поставщиков
оборудования
- изменения
ИВ1 = ПБР – ТГ – РИС
Pmax'', Pmin''
- изменения
РИС = Pmax' – Pmax,
топологии сети
если Pmax'' < Pmax
- изменения
РИС = Pmin' – Pmin,
сетевых
ограничений
если Pmin'' > Pmin
- ценовые
заявки
ИВ = ИВ1 + ИВ0 + ИВА
9
поставщиков
Структура ПО планирования режима ОДУ Центра
ППБР
ПБР
ОДУ
Выходные
формы
ПО «Барс»
(актуализация
расчетной модели)
Модуль формирования макета
(прием информации, коррекция
создание сводного макета, наложение
ограничений СО)
Станция
Модуль формирования макета
(ввод информации, создание
макета)
Ручной ввод
ПО «Заявки»
ГК
Модуль формирования макета
(ввод информации, создание
макета)
XML макет
РДУ
Определение
готовности
оборудования
XML макет
Конфигурация
оборудования
АРМ СКУ (ТП, ДИОП)
(разбор и анализ
информации, коррекция)
Расчет ПДГ по
энергетической
схеме
Станция (ГОУ ОДУ)
Модуль формирования макета
(ввод информации, создание
макета)
10
Информация, передаваемая в файле макета
С уровня станции
Ограничения по турбоагрегатам
Ограничения по котлоагрегатам
Ограничения по РГЕ
Ремонтные снижения по видам
ремонтов
Скорости изменения нагрузки
Состояние оборудования
Ремонтные снижения по ГТП
Выработка станции
Номера действующих заявок
Дата действия макета
Дата формирования макета
Имя отправителя
С уровня РДУ
Все данные станции (без изменения)
Коррекция, внесенная РДУ
Признак наличия макета от станции
Ограничения Системного Оператора
Номера заявок СО
Передача информации в макете осуществляется с использованием
идентификаторов оборудования и объектов управления в БД ОДУ Центра11
Схема информационных потоков в БР
РДУ:
Ежечасный
прогноз
потребления
Ввод
изменений
топологии сети или
сетевых ограничений
Ввод
изменений
состава оборудования
Отдача
регулярных
КДУ на базе ПБР
Отдача
внеплановых
КДУ
по
ГОУ
РДУ
на
базе
ранжированных таблиц
при отдаче ДД ЦДУ
внеплановой команды
Оценка выполнения
команд и предложения
по
дисквалификации
участников
t-4ч
ОДУ:
Выбор
собственного
прогноза по ОЭС или
суммы прогнозов РДУ
Актуализация фрагмента
Ввод
изменений
топологии сети 330кВ и
выше
(или
сетевых
ограничений)
Ввод изменения состава
оборудования
(при
необходимости)
Отдача регулярных КДУ
t-15мин на базе ПБР
t+?
Отдача внеплановых КДУ
по
ГОУ
ОДУ
на
базе
ранжированных таблиц при
отдаче
ДД
ЦДУ
внеплановой команды
Оценка
выполнения
команд и предложения по
дисквалификации
участников
t-4ч
СО-ЦДУ:
Получение
исходных
данных из ОДУ
Быстрый синтез БРМ
Актуализация
сетевых
ограничений
Расчет ПБР
Принятие решения о вводе
ПБР:
Отдача регулярных КДУ на
базе ПБР
t-25мин Отдача внеплановых КДУ
по
ГОУ
ЦДУ
на
базе
ранжированных таблиц при
принятии решения об отдаче
внеплановой команды
t+?
Оценка
выполнения
команд и принятие решения
о
дисквалификации
12
участников
ЦДУ
СОДП
Гекон
(расчет ограничений по
сечениям)
Барс
МТ
МТ
МТ
(транспортная
система)
(быстрый
синтез)
Оптимизация по
активной
мощности
Барс
(декомпозици
я)
Гекон
МТ
(транспортная
система)
По
Эл.
почте
МТ
ОДУ
Гекон
CSV
(транспортная
система)
Ограничения по
генерации
(ПО актуализации)
ОУ
ОУ
ОУ
РДУ
Гекон
(транспортная
система)
ОУ
Станция
По
Эл.
поч
те
ОУ
ОУ
ОУ
(расчет ограничений по
сечениям)
БД
ПО
«П
рог
ноз
»
«Прогноз
ПО
потребления»
По
тел
еф
ону
ТС
ПО
«П
рог
ноз
»
«Прогноз
ПО
потребления»
Мак
рос
в
Бар
с
«Бо
БД
чка
»
РЖТ
ПБР
ОДУ
Гекон
(транспортная
система)
ОИК
СК-2003
макет
53315
ПБР
ММ
ПБР
По
О
Эл.
поч
те
ПБР
ОИК
СК-2003
Гекон
(транспортная
система)
ПБР
ТУБР
ОУ
ОУ
ОУ
СОДП
СКУнс
ОУ
Предыдущий
режим
Ограничения по
сечениям
Прогноз
потребления
БД ОДУ
МТ
Барс
МТ
CS
V
«Ан
али
з
ПБ
Р»
МТ
Топология
сети
13
ТУБР
Методы достижения эффективности
коммерческой диспетчеризации
Оптимальное планирование и ведение режимов
предполагает
минимизацию
совокупной
стоимости
балансировки отклонений почасовых объемов производства
и потребления активной мощности от значений,
полученных по ТГ, допущенных одними участниками
оптового рынка за счет изменения нагрузки объектов
генерации других участников оптового рынка.
СИВ  min
Минимизация стоимости отклонений достигается
загрузкой (разгрузкой) наиболее дешевых (дорогих)
поставщиков электроэнергии в балансирующем сегменте.
При отдаче внеплановой команды информационной
основой для принятии решения Диспетчером ЦДУ по
управлению
режимами
работы
генерирующего
оборудования в БР являются ранжированные по цене
1МВтч балансирующей энергии таблицы на загрузку
(разгрузку) ГТП генерации.
14
Регламентирующие документы для
диспетчера
1. Регламент определения объемов, инициатив и стоимости
отклонений (утв. НС НП «АТС).
2. «Перечень стандартных документируемых диспетчерских команд
при управлении режимами генерации активной и реактивной
мощности участников оптового рынка электроэнергии (мощности) и
внешними перетоками» (приложение №1 к приказу ОАО «СО-ЦДУ
ЕЭС» от 23.01.2007 №20) .
3.
«Порядок
регистрации
стандартных
документируемых
диспетчерских команд при управлении режимами генерации активной
и реактивной мощности участников оптового рынка и внешними
перетоками», утв. 30.01.2007 Зам. Пред. Правления ОАО «СО – ЦДУ
ЕЭС».
4. «Основные принципы определения составляющих величин
отклонений, относимых на внешнюю и собственную инициативу, при
регистрации стандартных документируемых диспетчерских команд»,
утв. 30.01.2007 Зам. Пред. Правления ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС». 15
Команды диспетчерского управления
в условиях КБР
Команды диспетчерского управления (КДУ)
Регулярные КДУ
на базе ПБР
Внеплановые КДУ
внеплановые КДУ
на базе ранжированных таблиц
быстродействующие КДУ
Дополнительные требования к диспетчеру в условиях КБР:
1.
Дополнительная нагрузка, связанная с выполнением функций ДИОП в части
сбора информации, проведения оптимизационных расчетов и анализа режима
2.
«Психологическая перестройка» в части доверия к ПО, осуществляющему
расчет режима и отдача регулярных команд на основе указанного расчета.
3.
Проведение дополнительных расчетов по распределению имеющихся резервов
на загрузку/разгрузку в соответствии с ранжированными таблицами ГОУ
16
(внеплановые команды).
Электронный журнал диспетчерских команд
Электронный журнал – инструмент оформления ДГ.
В электронном журнале ДД регистрирует:
• формализованную команду с указанием величины изменения
управляемого параметра Субъекта (в МВт)
• время отдачи, начала исполнения и время выполнения
команды
• причину (с комментариями) и инициативу отклонения от
планового ДГ
Требования, предъявляемые к электронному журналу ДД
• единые принципы классификации причин и инициатив
отклонений
• своевременная регистрация команд ДД в электронном
журнале на всех уровнях диспетчерской иерархии (ЦДУ –
ОДУ – РДУ – участник ОРЭ)
• прозрачность алгоритма формирования УДГ по часам суток
в зависимости от команды ДД
17
Рынок мощности
До запуска НОРЭМ:
• Поставщик получает
оплату 85%
установленной мощности
по тарифу ФСТ с учетом
выполнения задания по
рабочей мощности
• Потребители оплачивают
электроэнергию по
одноставочному тарифу
(с учетом мощности)
• В случае превышения
факта над планом (из
баланса) штрафные
санкции отсутствуют
•
•
•
•
После запуска НОРЭМ:
Цена мощности  тариф
поставщика по договору
Покупка отдельных товаров
«электроэнергия» и «мощность»
по РД
Обязательства покупателей по
покупке мощности
рассчитываются в соответствии с
запланированным в балансе ФСТ
потреблением э/э в пиковые часы
системы
Оплата поставщиков определяется
готовностью к выработке
электроэнергии
18
Готовность к выработке
электроэнергии
Технические требования, предъявляемые СО к
генерирующему оборудованию участников ОРЭ:
– участие в общем первичном регулировании
частоты электрического тока (ОПРЧ)
– предоставление диапазона регулирования
реактивной мощности
– участие ГЭС во вторичном регулировании
частоты и перетоков активной электрической
мощности
– способность генерирующего оборудования
участников ОРЭ к производству электроэнергии
19
Способность оборудования к
выработке электроэнергии
Надлежащая способность оборудования обеспечивается при
выполнении поставщиком следующих требований
– мощность предлагаемого к включению оборудования
соответствует установленной мощности, уменьшенной
на объем согласованных с СО ограничений и ремонтов
– объем электроэнергии в заявке на РСВ соответствует
установленной мощности станции
– соблюдается выбранный СО состав оборудования
– отклонение факта, не согласованное с СО, не
превышает 5% NУСТ или 15 МВтч
– цена в заявке на продажу электроэнергии в РСВ не
превышает конкурентного уровня цены, установленного
ФСТ для каждого типа станций
– отсутствие случаев невыполнения команд диспетчера
– не объявлялась дисквалификация, обусловленная
технической неготовностью
20
Готовность фиксируется каждый час.
Принципы подтверждения способности
к выработке электроэнергии
•
•
•
•
•
Основные принципы подтверждения способности
генерирующего оборудования к выработке электроэнергии:
Покупатель, оплачивая договорную величину мощности,
получает гарантию предоставлению всей необходимой ему
мощности в любой момент времени.
Поставщик через оплату установленной мощности получает
компенсацию всех условно-постоянных затрат.
Поставщик в любой момент времени обязан предоставить
всю имеющуюся у него установленную мощность (за вычетом
согласованных с СО ограничений и ремонтов).
В случае неготовности предоставить максимальную
согласованную с СО мощность Поставщик недополучает
часть оплаты условно-постоянных затрат, а Покупателю
возвращается часть средств за непредоставленную услугу.
Чем позже Поставщик сообщит о своей неготовности
21
предоставить свое генерирующее оборудование к выработке
электроэнергии, тем дороже ему это будет стоить.
Виды снижения мощности
•
•
•
•
•
•
•
Для целей подтверждения готовности генерирующего
оборудования регистрируются:
Ограничение установленной мощности,
Согласованное ремонтное снижение располагаемой
мощности ∆1,
Снижение мощности по разрешенной внеплановой
заявке, с разделением на:
- заявки, поданные до 16:30 Х-2 - ∆2,
- заявки, поданные после 16:30 Х-2, но ранее чем за 4
часа до часа фактической поставки – ∆4
Снижение мощности, зарегистрированное по факту –
∆изм
Снижение мощности из-за ремонта по неотложной
(аварийной) заявке, отключения по факту,
несогласованного с Системным оператором
включения/неотключения оборудования – Nуст изм.
22
Сутки Х (N) Сутки Х (N-4) Сутки Х-2 (16:30) 2 дня до
начала
месяца
Определение способности оборудования
к выработке электроэнергии
Nуст(СО)
Nогр(СО)
Nрасп(СО)
Nвкл(53500)
Nmax(СО)
Nmax(53500)
Nхр(53500)
утвержденные
Nрем(СО)=1 ОРГРЭС и
диспетчерская согласованные
СО
Nхр_нвп=2 заявка
диспетчерская
заявка
4
Nmax(N-4)
(k2=0,5 (1))
(k1=0,02)
(k4=1,3)
Nвкл(N-4) Nхр(N-4)
диспетчерская
заявка
Nmax_факт
5
6
Nвкл_факт Nхр_факт
диспетчерская
заявка
Величины снижения мощности ∆1, ∆2, ∆4
регистрируются в соответствии с
(k6=1,75) фактическим временем
аварийное
отключения/включения оборудования.
(k5=1,5)
отключение
генерирующего
оборудования
23
Определение способности оборудования
к выработке электроэнергии
В час фактической поставки
 Величина мощности оборудования не
СО:
соответствующая составу, заданному ОАО «СО–ЦДУ
Несоответствие
ЕЭС» на час фактической поставки, определяется на
состава выбранного
каждый час суток и соответствует сумме
установленных мощностей оборудования
СО оборудования
включенного и отключенного без согласования с ОАО
«СО – ЦДУ ЕЭС»:
Nуст_изм = Nуст_замещающ. + Nуст_замещаем.
а также установленная мощность аварийно
отключившегося генерирующего оборудования
АТС:
 Снижение мощности поставки:
Снижение мощности
изм = max{min{Nmax(СО);Nmax;Nmax(N-4)} –Nmax_факт}
в час фактической
В случае если при попытке диспетчера загрузить
поставки
ГТПГ электростанции до величины заявленной
участником ОРЭ включенной мощности, участник
ОРЭ сообщает о невозможности загрузки до указанной
величины, Nmax_факт и Nвкл_факт соответственно
должны быть снижены до величины реальной загрузки
ГТП до конца суток или до момента подачи
оперативного уведомления, но не менее чем на 4 часа.
24
Определение способности оборудования
к выработке электроэнергии
В час фактической поставки
АТС:
Факт > УДГ на 5%Nуст (или 15 МВт) 5(–) = Pвкл(СО) – Факт
Отклонение
Факт < УДГ на 5%Nуст (или 15 МВт) 5(+) = Факт – УДГ
фактической
поставки
где Факт – мощность соответствующая фактическому
электроэнергии
производству электроэнергии ГТП Участника в час фактической
поставки
от заданной СО
УДГ – уточненный диспетчерский график с учетом последней
команды диспетчера, в т.ч. зарегистрированной по «инициативе
собственной». Участник имеет право сообщить СО о необходимости
АТС:
Отклонение
фактически
поставленной
мощности
оперативного снижения/увеличения выработки не связанной с
изменением состава оборудования, в том числе по проблемам с
топливообеспечением и т.д. В случае, если сохраняется возможность
задействовать мощность генерирующего оборудования участника в
полном объеме на период не менее 1 часа и по системным условиям
такое изменение допустимо - СО согласовывает указанное изменение
выработки с регистрацией собственной инициативы (ИС) участника,
соответствующие
объемы оплачиваются по правилам БР,
без
применения штрафных санкций в рынке мощности.
Pвкл(СО) – максимальная рабочая мощность, указанная СО в
актуализированной РМ
 Снижение мощности поставки:
5 = 5(СО) + max{5(–); 5(+)}
25
Определение способности оборудования
к выработке электроэнергии
По итогам месяца
Коэффициент готовности (kгот) может быть снижен при наличии следующих факторов:
СО:
Факты
непредоставления
мощности
АТС:
Неконкурентное
поведение
СО:
Дисквалификация,
обусловленная
технической
неготовностью
|Факт(ТИ) – КДУ| ≥ 5%
|Факт(КУ) – УДГ| ≥ 2%)
где
Факт «неисполнения
команды диспетчера»:
7 = Н * Nуст * Кнк
Н – количество часов соответствующее расчетному месяцу
Nуст – установленная мощность ГТП
Кнк – количество зарегистрированных фактов в месяц
Фиксируется факт
Ц заявки > Ц конкурент
«неконкурентного
в какой-либо час месяца
поведения»: kантимонопол
где Ц заявки – цена в заявке участника по данной ГТП
Ц конкурент – конкурентный уровень цены, установленный ФСТ
h дискв > N часов (Z суток)
Рассчитывается показатель
где h дискв – количество часов фактического
дисквалификации, обусловленной предоставления участником
технической неготовностью
ОРЭ генерирующего
оборудования для
регулирования активной
26
мощности: Rdis=0
Nуст – установленная мощность агрегатов
Nогр – плановые ограничения, утв. ОРГРЭС
1
Макет 53500 :
Оперативные уведомления (СКУтп) :
4
Nвкл(N-4) – включенная мощность агрегата
Сутки Х
(N)
Сутки Х-2
(16:30)
и согласованные СО по агрегатам и
группам агрегатов
Nпл.рем – месячный график ремонтов по
агрегатам с указанием снижения на ГТП
Сутки Х
(N-4)
2 дня до
начала
месяца
Алгоритм работы
ПО «Готовность оборудования»
состояние оборудования;
Nрем(СО) – согласованное ремонтное
снижение по ГТП;
Nвкл(Х-2) – включенная мощность
агрегата (с учетом ограничений на РГЕ);
Nхр(Х-2)– холодные резервы агрегата (РГЕ)
УДГ
5(+)
5(-)
2
(с учетом ограничений на РГЕ);
Nхр(N-4)– холодные резервы агрегата (РГЕ)
Суточная диспетчерская ведомость :
Nвкл_факт – фактическая включенная изм
мощность ГТП;
Nхр_факт – фактические хол. резервы ГТП
Nфакт – фактическая нагрузка ГТП
Внеплановые диспетчерские заявки:
Врем подачи; сроки; величина снижения
Nизм
Корректировка 5 и 6
вручную
ПО «Расчет
отклонений»
ПО
«Готовность
оборудования»
Выходные
формы:
- отчет для ЦДУ
(GRM_CNT)
- отчет для
проверки в РДУ
(нарастающим
итогом);
- отчет для
руководства27
(сводный по ОДУ)
29.05.2007
Спасибо за внимание!
Начальник службы сопровождения рынка
О.Л. Лонщакова