Форум режимщиков

Удачи! Очень интересно чем дело кончится.

Gar писал(а) Thu, 25 November 2010 13:34

Пусть присоединяем потребителя 100 МВт. Это 200 МВт установленной мощности. Пусть на мероприятия нужен 1 Млрд. руб. (Большие суммы мне не известны, да и заявителем не потянутся). Например усиление сети 220 кВ 50 км ВЛ 220 кВ – 400 млн и установка двух АТ 220 кВ по 125 МВт – 400 Млн рублей и 4 ячейки 220 кв по 50 млн. – 200 млн.руб. Тариф на передачу примем 15 копеек за КВт*ч (на 13 год уже определен 20 коп) .,75 млн.руб/год. За 30 лет =2 Млрд., я понимаю конечно, что есть такая маза как дисконт, эксплуатационные затраты, первые можно оценить 10% вторые порядка 1% на ВЛ и 3-4 %на ПС. Но есть и амортизация и возврат капитала в логике RAB. Там 11-12%, что сопоставимо, поэтому получается, что за 10- 20 лет объект полностью окупится и начнет приносить чистую прибыль. Спрашивается, зачем за него деньги требовать с заявителя? Дальше хуже - пусть потребитель кредитуется под 10% годовых и оплачивает ТП. Через 10 лет он дважды вложиться в объект при этом на нем нагреются энергетики и банкиры. Кроме того следует понимать, что контора с активами во многие миллиарды рублей, имеющая гарантии государства имеет возможность привлечь гораздо более длинные и дешевые деньги с учетом снижения рисков для инвесторов.

Мысли интересные. Согласен что если подумать можно придумать систему гораздо лучше. Но в вашей математике не разобрался: 200МВт за 1 Млрд, это 5000 р/кВт. у нас тариф на присоединение в 3,5 раза больше, а по индивидуальным тарифам и того больше. Как 75 млн в год получилось тоже не соображу (у меня больше получается).

to Мett

Самый простой и правильный вариант внести изменение в ТЗ, но может быть проблематично,

другой вариант, если есть САОН хоть какой-нибудь старый привяжитесь к нему. Но лучше не надо.

До ТЭО и анализа сети все что вы сделаете бесполезно и даже вредно, все оборудование которое купите потом возможно придется выкидывать, то что сейчас навскидку заложите в будущем не подумав могут принять за стратегию развития и т.д.

Писать что СО необоснованно закладывает пункты в ТЗ не надо, этот пункт обоснован, я уже выше писал почему, а таким письмом вы разозлит СО и дальнейшее сотрудничество будет затрудненно. Надо просто просить внести изменение в ТЗ по причине получения новых уточненных данных или че-нить в этом роде

Lexxa писал(а) Fri, 26 November 2010 06:20

to Мett Писать что СО необоснованно закладывает пункты в ТЗ не надо, этот пункт обоснован, я уже выше писал почему

Чёт не нашёл.. извиняюсь но почему?

Потому что через 5 лет неизвестно что будет? Или всё-таки есть основания считать необходимым АПНУ через 5 лет?

Mett писал(а) Wed, 24 November 2010 05:06

Но если и локальных не хватает? А по оценкам нужна разгрузка всего сечения, т.е. АПНУ энергорайона с увязкой в ПА всей ЭС

Как определили что локальных устройств недостаточно и необходима АПНУ? Зафиксировано нарушение устойчивости электропередачи по мощности без снижения напряжения?

я так понял что основания для АПНУ есть и уже ведется ТЭО. Поэтому возможно заложение АПНУ в ТЗ, ведь проект по ТЗ может быть позже (если сроки не оговоренны). Но по идее конечно если нету выводов ТЭО (хотя бы предварительных) или своими расчетами не подтверждена необходимость АПНУ, то просто так, про запас его требовать нельзя.

Все! Вопрос с оператором решили, ничего подключать к несуществующей ПА сохранения устойчивости энергосистемы не будем. Обойдемся только локальными ПА. Теперь осталось убедить экспертизу, что не нужны ни УПАСК, ни каналы связи. А вот у меня вопрос по схеме, которую выкладывал:

1) На ПС1 устанавливаю АОСН и АЧР. И вопрос в том, нужно ли подключать под действие данных автоматик отходящие фидера 35 кВ на ПС2,3 или корректнее на ПС2,3 установить свои АЧР и АОСН, чтобы спасти собственные нужды данных подстанций? Действия же по первому варианту приведут к полному отключению данных ПС, что явно не желательно. Но с другой стороны стоит ли дробить ПА только ради этого?

2) Вот еще. К вопросу "Как определили что локальных устройств недостаточно и необходима АПНУ? Зафиксировано нарушение устойчивости электропередачи по мощности без снижения напряжения?". Зафиксировано снижения коэффициента запаса по мощности до недопустимого уровня в 4% после включения БСК при отключении одной из линий (напомню - критерий окончания расчета 0,8Uном). Напряжения в норме. Соответсвенно сечение нужно бы разгрузить по факту ФОЛ, но это предварительно. Это сделано только для одного из сечений, как там в других обстановка, это ТЭО нужно.

Mett писал(а) Thu, 02 December 2010 06:51

Зафиксировано снижения коэффициента запаса по мощности до недопустимого уровня в 4% после включения БСК при отключении одной из линий (напомню - критерий окончания расчета 0,8Uном).

Если Вы определяли Pпред как переток при напряжении 0,8Uном, то коэффициента запаса по мощности посчитан неверно.

Вполне возможно, но хотелось бы увидеть ссылочку на пункт книги, РД и прочего, для повышения уровня знаний.