 |
Требования к системе организации и управления коммерческой инфраструктурой.
|
|
|
|
Составной частью ИЭС ААС должно стать полноценное использование рыночных механизмов при продаже и покупке электроэнергии, в увязке с технологией процесса производства и потребления (использования) электроэнергии.
Практическая реализация клиенто - ориентированности, обеспечивается за счет:
Мультиагентного подхода, реализующего процедуры формирования текущего и перспективного баланса, на основе спроса и предложения на рынке, путем взаимодействия коммерческих и технических агентов, учитывающих в том числе:
§ эластичность спроса по цене, как результат активного управления спросом и конкуренции с собственными источниками энергоснабжения;
§ прямое участие потребителя на рынке или его опосредованное присутствие через агента-брокера (возможно сбытовую компанию);
§ возможность реверсивного участия потребителей с собственными генерирующими/аккумулирующими источниками в роли покупателей и поставщиков.
На торговой площадке коммерческие агенты должны осуществлять:
§ автоматизированное формирование балансов, с определением равновесной цены на основе заявок (объем/цена) субъектов рынка;
§ автоматизированное планирование финансовых расчетов между контрагентами, информирование о результатах торговой сессии, контроль выполнения обязательств и формирование сводных финансовых балансов.
Многообразия торговых площадок на оптовом и локальном уровнях, позволяющих потребителю формировать гибкую стратегию поведения и возможность перехода на разные площадки, минимизируя совокупную стоимость энергоснабжения.
Торговые площадки представлены на уровнях:
§ потребителя, обладающего собственными источниками с решением задачи оптимизации использования собственных ресурсов и внешней покупки с рынков;
|
|
|
§ локального рынка (сбытовой компании), на котором оптимизируется использование местных ресурсов и покупки с оптового уровня, по эластичности спроса;
§ оптового рынка, где оптимизируется использование «системной» генерации, по эластичности спроса, не обеспеченного на более низких уровнях.
На торговых площадках всех уровней необходимо учитывать возможное наличие двусторонних прямых контрактов между потребителями и поставщиками.
Состав продуктов электроэнергетического рынка, кроме электроэнергии, может включать мощность и системные услуги разного вида. Конфигурация и процедуры ценообразования на рынке системных услуг должны обеспечить формирование экономических сигналов, мотивирующих потребителей к активному участию в управлении нормальными и аварийными режимами работы энергосистемы.
Информационные и технические возможности ИЭС ААС должны гарантировать отсутствие принципиальных ограничений по объему заявляемой мощности участников рынка, обеспечивая выход любого потребителя и генератора на оптовый уровень.
Динамического ценообразования, позволяющего перейти к непрерывному и переменному по величине ценовому сигналу, для оперативного принятия решений об объемах потребления, с максимальной автоматизацией информационного взаимодействия торговых площадок:
§ с коммерческими агентами, в части актуализации ценовых заявок (цена/объем) на каждую торговую сессию при обеспечении стандартов конфиденциальности и безопасности передачи информации, содержащей коммерческую тайну;
§ с технологическими агентами, в части актуализации значимых сетевых и режимных ограничений в режиме реального времени.
Оперативного формирования скользящего прогноза рыночной конъюнктуры и его актуализации на различную перспективу, включая:
|
|
|
§ прогноз платежеспособного спроса для разных категорий потребителей с учетом эластичности по цене, структурных и технологических особенностей, влияющих на неравномерность графика нагрузок, климатических факторов;
§ прогноз предложения в разрезе субъектов рынка с учетом ценовых заявок коммерческих агентов поставщиков, данных о состоянии генераторов (включая распределенную генерацию), данных о состоянии сетей, включая ограничения.
Прогноз рыночной конъюнктуры, должен отвечать идеологии мультиагентного подхода и обеспечивать моделирование стратегий поведения разных коммерческих агентов, на основе современных методов прогнозирования.
Автоматизированного планирования финансовых расчетов между коммерческими агентами, контроль их выполнения и информирования агентов о результатах торговой сессии, позволяющего создать необходимую информационную обратную связь для адаптации рыночных стратегий потребителей и генераторов.
Потребители при помощи агентов МАСУ (коммерческих и технологических)должны приобрести свойство «активности», которое связано с расширением их возможности влияния на режимы работы энергосистемы и конъюнктуру рынка за счет:
§ скоординированного и автоматизированного управления совокупностью собственных электроприемников и расширения их регулировочных возможностей;
§ использования собственных генерирующих источников (интегрированных с основным технологическим процессом по входящим или выходящим энергоресурсам или независимых от него), а также систем аккумулирования электроэнергии;
§ коммерческой мотивации и возможностей своего прямого и оперативного (вплоть до реального времени) участия на оптовом и/или локальном рынках, исходя из минимизации совокупных затрат на энергоснабжение.
МАСУ ИЭС ААС, обеспечивая управление всеми процессами, происходящими на пространстве ИЭС ААС в режиме реального времени, позволяет перейти от принципов декомпозиции при управлении общей структурой, реализующей локальные цели, к единой системе управления с достижением глобальных целей ИЭС ААС.
5.3. Возможные риски при совместном функционировании действующей и новой системы управления при переходе к ИЭС ААС и способы их преодоления.
|
|
|
Возможные риски.
Риски, связанные с функционированием систем АСДУ, СДТУ, АСКУЭ, ПА, РЗА, АСУ ТП. Эти системы создавались и внедрялись практически независимо друг от друга и функционируют в значительной мере автономно, что обуславливает следующие риски:
§ разнородность используемых технических и программных средств;
§ зависимость программного обеспечения от конкретных разработчиков;
§ недоиспользование оперативной и ретроспективной информации, накапливаемой в каждой из систем, при реализации решений в других системах;
§ неоправданное дублирование средств сбора и обработки информации;
§ разные (иногда несовместимые) программные средства формирования и ведения локальных баз данных, что удорожает и усложняет внедрение, эксплуатацию и модернизацию общей системы управления.
Внедрение в России более современных систем: SCADA, EMS, DMS, OMS, созданных зарубежными компаниями (General Electric, ABB, SIEMENS, PSI AG) и внедряемых их силами и российскими представителями этих компаний, возникли новые риски:
§ несоответствие сложившейся российской практике и требованиям нормативных документов по оперативному управлению (например, функции планирования краткосрочных режимов и переключения в электроустановках);
§ дублирование функций систем АСДУ и СДТУ для сетей напряжением 500-220 кВ;
§ отсутствие комплексных решений для автоматизации сетей напряжением 35кВ и ниже;
§ отсутствие аттестации для открытых международных стандартов (например, Multi Speak) приводящее к дублированию затрат при интеграции систем;
§ отсутствие аттестации по информационной безопасности ФСТЭК России (Федеральная служба по техническому и экспортному контролю России).
Система управления ИЭС ААС строится с использованием новых силовых активных элементов и МАСУ с основной направленностью на клиенто-ориентированность при соблюдении условий надежности, исходя из чего, можно выделить следующие риски:
§ несоответствие действующей нормативной и эксплуатационной документации новым условиям функционирования энергосистемы, включающей активные силовые элементы;
§ обеспечение достоверности моделей, использующих «активную логику», ввиду отсутствия накопленной информации для процесса обучения агентов с «активной логикой» в процессе функционирования;
§ согласование алгоритмов поведения агентов при «жесткой логике» и при «активной логике», при недостатке априорной информации (как от первичных источников, так и по действиям оперативного персонала).
Основные риски, связанные с внедрением и эксплуатацией вышеперечисленных систем связаны с возможностью потери управляемости энергосистемы при применении систем автоматизированного и автоматического управления.
|
|
|
