Enersys Load Forecast

Уведомление

Icon
Error

Вход


"Скорая помощь Режимщика"
3 Страницы123
V-V-V Offline
V-V-V
  Бывалый
Сообщений: 59
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 2/28/2012(UTC)
Откуда: Соломоновы острова
#26
Monday, March 12, 2012 4:49:03 PM(UTC)
с той целью, что если дают, то чем руководствуются?
У нас очень интересная тенденция - на некоторые линии один год дают, на следующий не дают, затем вновь могут дать. Когда начинаешь выяснять причины, то только нечленораздельное объянение.
Насколько я понимаю, большая часть ЕЭС РФ выполнена в соответствии с требования на перегрузку 20 % в течении суток.
С тех пор химический состав проводов не менялся. Мог измениться климат в районе прохождения трассы.
seversky Offline
seversky
  Академик
Сообщений: 12,447
Администратор
Зарегистрирован: 12/22/2004(UTC)
#27
Monday, March 12, 2012 5:02:52 PM(UTC)
V-V-V написал:
с той целью, что если дают, то чем руководствуются?

я не режимщик - я только учусь (с)

Существуют специальные методики практического определения перегрузки воздушных линий от ус­ловий окружающей среды и кабельных линий в зависимости от допускае­мой температуры жилы кабеля.Для этих целей используются номограммы)))(не путать с нормограммами).

Возможные перегрузки кабель­ных линий зависят от режима работы, предварительной недогрузки, спосо­ба прокладки, а также от вида кабеля.

То есть в конечном итоге на возможность перегрузки влияют:
1. температура и давление в окружающей среде
2. состояние линии
3. режим работы
и т.д.
seversky Offline
seversky
  Академик
Сообщений: 12,447
Администратор
Зарегистрирован: 12/22/2004(UTC)
#28
Monday, March 12, 2012 5:04:18 PM(UTC)
V-V-V написал:

С тех пор химический состав проводов не менялся. Мог измениться климат в районе прохождения трассы.

хим. состав не критерий...оборудование так же меняется

из Правил ликвидации аварий и технологических нарушений режима на энергопредприятиях и в энергообъединениях...


7.4.1 Перегрузка транзитных линий электропередачи, соединяющих отдельные электростанции или группу электростанций с энергосистемой, может возникнуть вследствие:
а) сброса мощности электростанций в приемной части энергосистемы;
б) отключения части линий или трансформаторов, входящих в сечение транзитных линий;
в) нарушения устойчивости.
7.4.2 Перегрузка транзитных линий электропередачи может быть опасной по условиям:
а) недопустимой токовой нагрузки выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и другого оборудования, входящего в транзит, а также нагрева проводов линий электропередачи;
б) статической устойчивости.
7.4.3 В инструкциях предприятия для оперативного персонала энергосистемы должны быть указаны допустимые нагрузки транзитных линий (по нагреву) для нормальных и аварийных режимов и максимально допустимые нагрузки для нормальных и ремонтных схем по условиям устойчивости согласно 6.4.
Работа с перетоками, превышающими аварийно-допустимые значения, запрещается.
Допустимые токовые нагрузки по линиям для нормальных и аварийных режимов должны определяться с учетом допустимых нагрузок всего оборудования, входящего в транзитные ВЛ (проводов, высокочастотных заградителей, шин, трансформаторов тока, разъединителей, силовых трансформаторов).
7.4.4 Значения максимально допустимых нагрузок по условиям статической устойчивости транзитных линий электропередачи устанавливаются на основании расчетов статической устойчивости.
7.4.5 Перегрузки транзитных линий, опасные для оборудования, устраняются оперативным персоналом и диспетчером энергосистемы в сроки, указанные в инструкциях предприятия, составленных в соответствии с настоящей
Инструкцией, ГКД 34.20.507 и заводскими инструкциями по эксплуатации оборудования.
Перегрузки, превышающие максимально допустимые нагрузки по условиям устойчивости, нужно немедленно устранять следующим образом:
а) при наличии резерва — загрузкой электростанций в приемной части энергосистемы или разгрузкой их в передающей части, а также изменением схемы сети (включением параллельных линий, замыканием секционных выключателей и т.п.);
б) в случае отсутствия резерва — отключением потребителей по графикам аварийного отключения в приемной части энергосистемы.
7.4.6 Для предотвращения нарушения устойчивости транзитных линий электропередачи, в особенности слабых связей (т.е.таких, предельно допустимая нагрузка которых значительно меньше мощности наименьшей из связываемых частей энергосистемы), должна быть предусмотрена автоматическая разгрузка транзитных линий электропередачи, если в случае возможных изменений режима передаваемая мощность может превысить предел, допустимый по условиям устойчивости.
Эта автоматика должна снижать нагрузку транзитных линий до допустимых значений разгрузкой электростанций в передающей части энергосистемы или загрузкой их в приемной части, или отключением потребителей в приемной части энергосистемы.
7.4.7 В зависимости от местных условий контроль за нагрузкой транзитных линий электропередачи и принятие мер по их разгрузке, кроме диспетчера, может быть возложен на НСС и дежурных ПС, к шинам которых подключены эти линии.
7.4.8 Дежурному диспетчеру энергосистемы с ведома диспетчера ГДП разрешается осуществлять отключение потребителей дистанционно по каналам противоаварийной автоматики в таких случаях:
а) если мероприятия, указанные в 7.4.5, оказываются неэффективными;
б) при отказе САОН;
в) если после срабатывания САОН перетоки мощности
снова приближаются к уставке срабатывания.
7.4.9 Потребители, отключенные противоаварийной автоматикой или дежурным диспетчером дистанционно, должны быть включены, как только позволят перетоки активной мощности по контролируемым связям. В противном случае отключенные потребители должны быть заменены отключением других потребителей по графику аварийных отключений.
7.4.10 Транзитные ВЛ 750 кВ, работающие параллельно с сетью 330 кВ, как правило, имеют поперечное регулирование с помощью ТПР.
Наиболее целесообразным способом перераспределения перетоков активной мощности между ВЛ 750 и ВЛ 330 кВ в случае перегрузки является упомянутое поперечное регулирование. Регулируемым параметром схемы поперечного регулирования является коэффициент трансформации ТПР. При этом следует учитывать, что изменение положения РПН ТПР влияет на режим сети следующим образом:
а) уменьшение номера РПН ТПР при постоянном положении РПН AT приводит к увеличению перетоков мощности в сеть 750 кВ и разгрузке шунтирующей сети 330 кВ.
б) увеличение номера РПН ТПР приводит к разгрузке сети 750 кВ и загрузке шунтирующей сети 330 кВ.
Отредактировано пользователем Monday, March 12, 2012 5:21:24 PM(UTC)  | Причина: Не указана
V-V-V Offline
V-V-V
  Бывалый
Сообщений: 59
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 2/28/2012(UTC)
Откуда: Соломоновы острова
#29
Monday, March 12, 2012 6:37:47 PM(UTC)
Спасибо!
Но может еще кто-то из СО откликнется.
Сети ведут себя очень интересно.
На одни и теже линии как я писал перегрузки то есть то нет.
Ждем-с
seversky Offline
seversky
  Академик
Сообщений: 12,447
Администратор
Зарегистрирован: 12/22/2004(UTC)
#30
Monday, March 12, 2012 6:39:56 PM(UTC)
V-V-V написал:
Спасибо!
Но может еще кто-то из СО откликнется.
Сети ведут себя очень интересно.
На одни и теже линии как я писал перегрузки то есть то нет.
Ждем-с

СО всё таки тут при чём?

вопрос чисто технический
Отредактировано пользователем Monday, March 12, 2012 6:40:42 PM(UTC)  | Причина: Не указана
V-V-V Offline
V-V-V
  Бывалый
Сообщений: 59
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 2/28/2012(UTC)
Откуда: Соломоновы острова
#31
Monday, March 12, 2012 7:16:41 PM(UTC)
СО тут при том, что сетевые организации предоставляют данные о перегрузке в СО, и в рамках одного МРСК, могут быть разные значения перегрузки на провода одного и того же сечения для разных его филиалов.
СО производит оперативную оценку режима как раз раз с учетом допустимых нагрузок.
Чем руководствуются товарищи, вот в чем вопрос?
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#32
Monday, March 12, 2012 7:30:09 PM(UTC)
V-V-V написал:
Спасибо!
Но может еще кто-то из СО откликнется.
Сети ведут себя очень интересно.
На одни и теже линии как я писал перегрузки то есть то нет.
Ждем-с



Валерий Жихарев написал:

СО всё таки тут при чём?


И в самом деле при чем ?
Из СО тут народу маловато.
По вопросу - опыт показывает, что у МРСК данная позиция определяется настроением технического руководителя. Ни разу не встречал обоснованного согласия МРСК на перегрузку.
В ФСК( МЭСах ) более взвешенно подходят к решению данного вопроса.
Итак: возможность перегрузки определяется следующими факторами:
1. Температурным режимом ЛЭП - т.е .температурой при которой еще сохраняются требуемые механические характеристики провода и крепежной арматуры. Нормальная теипература элементов конструкции ЛЭП не должна превышать 70 градусов. Аварийные повышения температуры должны быть указаны проектировщиком в паспорте ЛЭП.
2. Допустимым габаритом линиии т.е расстоянием между уровнем подвеса провода с учетом стрелы провеса и ближайшей точкой поверхности земли. То есть наличием гаражей, бань, и садовых товариществ по трассе ЛЭП.
Для определения т.н. негабаритных пролетов проводятся специальные обследования ЛЭП по достаточно сложным методикам.
Но это позволяет уверенно говорить о возможности либо невозможности перегрузки.
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#33
Monday, March 12, 2012 7:32:31 PM(UTC)
V-V-V написал:
СО тут при том, что сетевые организации предоставляют данные о перегрузке в СО, и в рамках одного МРСК, могут быть разные значения перегрузки на провода одного и того же сечения для разных его филиалов.
СО производит оперативную оценку режима как раз раз с учетом допустимых нагрузок.
Чем руководствуются товарищи, вот в чем вопрос?


Опять же смотри предыдущий пост про габаритные и негабаритные пролеты. Не вижу ничего удивительного в том что от разных СК в рамках одного МРСК приходят разные данные на линии одного провода. Вот если бы линия была у двух СК и они дали бы по ней разные токи, это был бы номер.
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
-TruE- Offline

  Новичок
Сообщений: 20
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/8/2012(UTC)
Откуда: Москва
#34
Wednesday, October 24, 2012 8:07:48 PM(UTC)
Почему в СО при рассмотрении заявок придерживаются критерия п-2, т.е. наложение отказа на ремонт элемента сети? В каких документах указано это требование и правомерно ли его применение как в летний так и в зимний период?
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#35
Friday, October 26, 2012 3:39:59 AM(UTC)
н-2 это не ремонт плюс отказ. н-2 это два отключения подряд из исходной схемы. неважно полной или ремнтной. на это никто не рассчитывает. у вас же все таки н-1, пусть даже и в ремотной схеме к слову о ремонтах - их и так провоят период менее напрряженный в плане режимов так почему не должны смотреть н-1. Или Вы хотите мертвых бабушек в застрявших лифтах, по причине отсутствия электричества из-за н-1.
Более подробно смотри "методические указания по устойчивости"
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
-TruE- Offline

  Новичок
Сообщений: 20
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/8/2012(UTC)
Откуда: Москва
#36
Friday, October 26, 2012 6:30:04 PM(UTC)
Автор: Electro4ainik Перейти к цитате
н-2 это не ремонт плюс отказ. н-2 это два отключения подряд из исходной схемы. неважно полной или ремнтной. на это никто не рассчитывает. у вас же все таки н-1, пусть даже и в ремотной схеме к слову о ремонтах - их и так провоят период менее напрряженный в плане режимов так почему не должны смотреть н-1. Или Вы хотите мертвых бабушек в застрявших лифтах, по причине отсутствия электричества из-за н-1.
Более подробно смотри "методические указания по устойчивости"


Вроде бы все логично, только указания по устойчивочти классифицируют различного рода возмущения и применяются для расчетов динамики и статики, но никак для электрических режимов на основании которых и отказывают заявки. Постановление правительства РФ 484 четко описывает основания для отказа заявок на вывод в ремонт объектов электроэнергетики и там нет никаких указаний для рассмотрения режима n-1. Аргументом также служат рекомендации МинЭнерго по развитию энергосистем, где ремонт + отказ рассмтриваются только для сети ЕНЭС в рамках проектирования эенргосистем.
Поправьте если ни прав, но из Вашей логики ремонт на двухтрансформаторной ПС одного из Т\АТ не допустим т.к. может отключиться оставшийся в работе или возможен при заочном погашении всех питающихся от данной ПС потребителей.
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#37
Friday, October 26, 2012 8:07:02 PM(UTC)
Не совсем так,
Во первых есть ИУ по расчетам устойчивости 70 седого года, так это не то.
Во вторых есть МУ по устойчивости 200... года это они самые.
В них регламентируют требования к нормальному и послеаварийному режимам. Разница между ними такая, что для послеаварийнолго н-1 не рассматиривают,, так что ни о каком н-2 речь идти не может.
Также в них делят схемы сети на нормальные и ремонтные, при этом требования к норм режиму в этих схемах одинаковы.

ППРФ говорит четко
....угроза возникновения аварийного электроэнергетического режима энергосистемы или ее части - в целях обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным нормативными правовыми актами..

Для двухтрангсформаторной ПС логика такая
Подлежат учету - время аварийной готовности отключенного оборудования, категорийность потребителей подключенных к шинам ПС.
Насколько я помню в зависимости от категории нормируется время перерыва питания,оно не должно быть меньше сроков АГ.

Если есть категории не допускающие пререрыва питания - это уже прсчет сетевиков- нужно резервировать питание дополнительтными сетевыми объектами.
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
woldemar_ Offline
woldemar_
  Академик
Сообщений: 761
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/27/2006(UTC)
#38
Wednesday, October 31, 2012 8:07:50 AM(UTC)
В другой ветке поднимал я вопрос, попробую здесь задать.
Уважаемые опреаторы, можете подсказать критерии отнесения точек поставки к одному узлу расчетной модели? Если на пальцах долго объяснять, можно ссылку на регламент где описывается процедура отнесения электрооборудования к узлам расчетной модели подробно, а не общими фразами.
bender Offline
bender
  Академик
Сообщений: 1,617
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 9/21/2006(UTC)
#39
Wednesday, October 31, 2012 9:13:10 AM(UTC)
Автор: Woldemar_ Перейти к цитате
В другой ветке поднимал я вопрос, попробую здесь задать.
Уважаемые опреаторы, можете подсказать критерии отнесения точек поставки к одному узлу расчетной модели? Если на пальцах долго объяснять, можно ссылку на регламент где описывается процедура отнесения электрооборудования к узлам расчетной модели подробно, а не общими фразами.
Очень просто. На основании представленной заявителем однолинейной схемы.
Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка, Требования к содержанию и оформлению однолинейной схемы присоединения к внешней электрической сети, п. 2.2
Цитата:
На общей схеме все точки поставки должны быть соотнесены с центрами питания электрической сети Заявителя, которые имеют первичное напряжение 110 кВ и выше или являются электростанциями. В случае если центров питания несколько, для однозначного объединения заявляемых точек поставки потребления в одну группу на схеме должны быть показаны имеющиеся внутренние электрические связи между электрооборудованием, отнесенным к различным центрам питания, которые имеют первичное напряжение 110 кВ и выше или являются электростанциями.
Как сами нарисуете, так и будет.
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#40
Thursday, November 1, 2012 1:00:07 AM(UTC)
Автор: bender Перейти к цитате
Как сами нарисуете, так и будет.


Не совсем так, на том беоегу тоже не дураки сидят, но найти общий язык можно всегда. Особенно если обратится раньше чем в НП.
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
woldemar_ Offline
woldemar_
  Академик
Сообщений: 761
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/27/2006(UTC)
#41
Thursday, November 1, 2012 8:28:20 AM(UTC)
Ну так критерии какие, откинем исключения, общие случаи интересуют.

Я понял, что в одну ГТП моут быть объединены точки поставки:
- питающиеся от одной подстанции 110 кВ и выше и от одной станции;
- имеющие внутренние связи.

Так?
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#42
Thursday, November 1, 2012 2:15:46 PM(UTC)
О чем мы все таки говорим ? об отнесении точек поставки в одну ГТП или же об отнесении ТП или ГТП к одному узлу ?
насколько я помню регламенты препятствием lklz объединения узлов в одну ГТП является отсутствие внутренних связей между узлами , а также наличие сетевых ограничений между двумя этими узлами.
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
woldemar_ Offline
woldemar_
  Академик
Сообщений: 761
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/27/2006(UTC)
#43
Thursday, November 1, 2012 2:54:40 PM(UTC)
Мы говорим об объединении точек поставки в одну ГТП.

Цитата из Регламента 1-1 Приложение 4:

3.1.5 Совокупность точек поставки, в том числе крупного промышленного предприятия, может быть объединена в одну ГТП только в том случае, если для нее выполняется одно из следующих условий:
- все входящие в нее точки поставки относятся к одному узлу расчетной модели;
­- данная совокупность точек поставки ограничивает оборудование одного акционерного общества энергетики и электрификации с раздельным выделением групп точек поставки генерации, находящихся внутри указанной энергосистемы (не имеющих границ балансовой принадлежности с данным АО-энерго). Данное условие действует только в переходный период реформирования электроэнергетики;
­- в случае одновременного размыкания электрических цепей во всех точках поставки, включаемых в данную группу, объект или набор объектов, принадлежащих субъекту рынка, полностью отделяются от электрической сети.
3.1.6 В одну ГТП не могут быть объединены (в том числе при выполнении условий предыдущего пункта) точки поставки и соответствующие им элементы электрооборудования:
­- присоединены к электрическим сетям различных энергосистем в соответствии с их технологическим и территориальным делением, а также к различным энергорайонам;
­- связи между которыми не позволяют одновременно обеспечивать питание энергопринимающего оборудования или выдачу мощности генерирующего оборудования для всех элементов, предполагаемых к объединению в одну ГТП, в ситуации, когда включена только одна любая из связей данного комплекса электрооборудования с внешними электрическими сетями (за исключением случаев, когда все точки поставки и соответствующее им электрооборудование могут быть отнесены только к одному узлу расчетной модели);


Как видно из выделенного, если точки поставки можно отнести к одному узлу расчетной модели = возможности объединения их в одну ГТП.
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#44
Friday, November 2, 2012 7:32:11 AM(UTC)
В 99,9 % случаев да ! привязанные к одному узлу РМ точки поставки - одна ГТП.
Но также можно и нескольуо узлов объединять в одну ГТП.
В качестве примера Н-ская горэлектросетевая компания - все точки поставки в узле YYYY - одна ГТП
Там же М-ская энергосбытовая компания точки поставки в узлах YYYY и ZZZZ - также может быть одна ГТП.
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
woldemar_ Offline
woldemar_
  Академик
Сообщений: 761
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/27/2006(UTC)
#45
Friday, November 2, 2012 7:54:46 AM(UTC)
Извиняюсь, если бестолковлюсь. 99,9% случаев да - это ответ на приведенный ниже вопрос?

Автор: woldemar_ Перейти к цитате
Ну так критерии какие, откинем исключения, общие случаи интересуют.

Я понял, что в одну ГТП моут быть объединены точки поставки:
- питающиеся от одной подстанции 110 кВ и выше и от одной станции;
- имеющие внутренние связи.

Так?


woldemar_ Offline
woldemar_
  Академик
Сообщений: 761
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/27/2006(UTC)
#46
Friday, November 2, 2012 8:36:25 AM(UTC)
И если рассмотреть конкретный пример. Во вложении структурная схема http://files.mail.ru/YKY7ES
1. Может НЭСК объединить в 1 ГТП все четыре завода (т.е. привязать к узлу расчетной модели, совпадающему с ПС 220 кВ)?
2. Может НЭСК объединить завод 2 и завод 3 (не препятствует ли этому наличие соединений ПС 35 кВ с другим центром питания 220 кВ, которые в нормальном режиме отключены)?
bender Offline
bender
  Академик
Сообщений: 1,617
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 9/21/2006(UTC)
#47
Friday, November 2, 2012 9:53:30 AM(UTC)
Автор: Electro4ainik Перейти к цитате
Автор: bender Перейти к цитате
Как сами нарисуете, так и будет.


Не совсем так, на том беоегу тоже не дураки сидят, но найти общий язык можно всегда. Особенно если обратится раньше чем в НП.


Конечно, есть ограничения на рисование. Но варианты все равно остаются. Можно рассмотреть два крайних:
1. В АРБП указаны разные п/с 110 и выше. Финиш. Как не рисуй, а два ЦП указать придется.
2. В АРБП указаны какие-то ТП 10/0,4 без указания на ЦП. Здесь берем пунктирчик и рисуем от всех ТП к одному ЦП 110. Не думаю, что на "том берегу" кому-то будет интересно правильно ли нарисованы 10 кВ и ниже.
bender Offline
bender
  Академик
Сообщений: 1,617
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 9/21/2006(UTC)
#48
Friday, November 2, 2012 9:59:11 AM(UTC)
Автор: woldemar_ Перейти к цитате
И если рассмотреть конкретный пример. Во вложении структурная схема http://files.mail.ru/YKY7ES
1. Может НЭСК объединить в 1 ГТП все четыре завода (т.е. привязать к узлу расчетной модели, совпадающему с ПС 220 кВ)?
2. Может НЭСК объединить завод 2 и завод 3 (не препятствует ли этому наличие соединений ПС 35 кВ с другим центром питания 220 кВ, которые в нормальном режиме отключены)?
Думаю, что нет и нет.
Мне отказали в объединении ГТП генерации в одну, так как связь между генераторами в нормальном режиме отключена. Вам откажут, но потому, что связь есть.
А вдруг включат?

Хотя попробовать можно. Например, показать, что эта связь за последние Х лет не включалась ни разу. или работала Х часов.
Верный путь:
Цитата:
на том беоегу тоже не дураки сидят, но найти общий язык можно всегда. Особенно если обратится раньше чем в НП.


woldemar_ Offline
woldemar_
  Академик
Сообщений: 761
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 3/27/2006(UTC)
#49
Friday, November 2, 2012 10:59:42 AM(UTC)
Эх, знать бы еще как расчетная модель определяет цену в узле.
Рассуждаю теоретически (мои тезисы это не утверждение, а предположение что так должно быть).
Берем один узел. Покупатель согласен на любую сложившуюся цену.
Модель приводит к этому узлу стоимость поставки от каждого узла продавца в зоне свободного перетока и выбирает наиболее дешевую цену.
Цена от продавца до нашего узла складывается из цены указанной продавцом и цены транспорта электроэнергии.
А вот по каким параметрам определяется цена транспорта? Наверное, в модель ОРЭ заложены параметры каждого укрупненного объекта сетей ФСК (линия, подстанция), потому что другие сетевые не являются субъектами ОРЭ.
Следовательно, для объединения в одну ГТП, нам нужно доказывать, что между нашими точками поставки не имеется объектов сетей ФСК и все точки поставки питаются от одного объекта ФСК.
Если моя теория верна, то показывать в переговорах нужно, что до всех четырех заводов потребление шло с приведенной на рисунке ПС 220 кВ, т.е. если даже перетоковый выключатель был включен, но электроэнергия от него отдавалась с ПС 35 кВ №3, то это тоже подходит. (Естественно на практике с такими умозаключениями скорее всего будешь послан, если других доводов в твою пользу нет Smile )
Electro4ainik Offline

  Академик
Сообщений: 1,217
Зарегистрированный пользователь
Зарегистрирован: 11/23/2011(UTC)
Откуда: Остров Мальта
#50
Friday, November 2, 2012 12:13:22 PM(UTC)
2bender - ГТП генерации совсем другая песня. И причины отказа там совсем другие.
2woldemar. про один узел и одну ГТП - может быть такая штука , что ОРУ одного класса напряжения представлена в РМ несколькими узлами(обычно это секции) тогда привязка в несколько узлов, но все равно одна ГТП.
Как поступают в вашем случае:
1. Обычный подход - это одна гтп привязанная к одному узлу - шинам 110 или 220 ПС ФСК.
2. У вас могут быть следуюшие нюансы - в силу особенностей ПС может быть привязка в 2 узла. Особенно если есть сильно разнотипные трансы на ПС (что то вроде 220/35/6б 110/35 и 220/110/6-10) и все это в одной куче. Но обычно даже в этом случае идет одна ГТП.
3. Если сильно не повезет или с СО не поймете друг друга ПС с резервным фидером может вылезти как отдельная ГТП. Для избежания и чтобы была аргумент ация в споре постарайтесь сделать результаты контрольных замеров по ТП так чтобы от резервного фидера был 0. Никаких 0,001, округление здесь не катит.
3. Про цену в узле - есть три фактора ценообразования
- маржинальная цена (точка пересечения кривой образованной суммой ценовых заявок по генерации и прямой соответсвующей потреблению мощности).
- вклад вносимый сечениями находящимися на верхнем или нижнем контрольном пределе
- собственно цена потерь .
1 и 3 факторы достаточно стабильны. посмотрите ближайшие ПС по о тчетам АТС - у вас будет столько же.
2 фактор в подавляющенм большинстве спорадический - только при ремонте линий , т.е .в годовом разрезе он мало на что влияет в силу кратковременности действия.

PS а с кем переговоры ?
Диспетчерское управление строится на здравом смысле, а не на политических лозунгах.
Пользователи, просматривающие эту тему
Guest
3 Страницы123
Перейти  
Вы не можете создавать новые темы в этом форуме.
Вы не можете отвечать в этом форуме.
Вы не можете удалять Ваши сообщения в этом форуме.
Вы не можете редактировать Ваши сообщения в этом форуме.
Вы не можете создавать опросы в этом форуме.
Вы не можете голосовать в этом форуме.