Форум режимщиков

Alex писал(а) Thu, 24 March 2011 10:15

_c0s_ писал ...ещё бы потребление по энергорайону давали - вообще бы "песня" была... А что бы ты с этим делал?

В самих Графиках выделил бы районы с "итого по ..." и (или) выписки "по районам", потом при вводе ограничений всё же с объемами удобней и точней было бы, хотя если нет солидного(ых) "крупняка(ов)" и не держать в голове тот же перевод нагрузки - это ИМХО уже не столь интересно.

_c0s_ писал(а) Thu, 24 March 2011 09:57

Alex писал(а) Wed, 23 March 2011 16:20 У нас есть такой термин "энергорайон". Каждый энергорайон пронумерован (1,2,3... всего 13) и определяется как 1 район - потребители питающиеся от ПС ААА, 2 район - потребители питающиеся от ПС БББ и ПС ССС, 3 район - потребители питающиеся от ПС ГГГ, ВЛ-110 ДДД, ВЛ 110 ЕЕЕ, и т.д. Вот так - ДА! но не вот так: Krutya писал(а) Wed, 23 March 2011 09:03 Например, район "ПС 444 кВ Аварийная" может быть определён питающими его транзитными линиями, отходящими от других узловых подстанций.

А чем вариант 3 отличается от этого варианта?

_c0s_ писал(а) Wed, 23 March 2011 14:29

YuAl писал(а) Wed, 23 March 2011 13:50 Что значит территориально? Электрически. Либо перечнем ПС, либо полным перечнем питающих связей. Хз, может меня слово "район" гнетёт энергорайоне - районе, запитанном от(по) ПС(ВЛ) и перечень ... А как же ремонты, переводы нагрузки и соблюдение заданных объёмов, опять же про "излишнее" задание? Гипотетически возможна и такая ситуация: крупный потребитель, относительно большой объём ввода по ГОМ(Э), с понедельника остановил производство в районе А или перевёл на другую площадку, в другой район В - во вторник появилась необходимость ввода ГОМ(Э) в среду в районе А в объёме МВт - потребителя уведомили - по факту в среду нагрузка по его присоединениям в районе А минимальна.

Упорно не вкурю в чём Ваш вопрос с определением района перечнем питающих связей?

Переводы нагрузки потребителями - одна из причин, почему я начал эту тему. Именно поэтому не вполне понимаю что даст первичным получателям команд потребление по энергосистеме. ИМХО объём собственного потребления в определённом районе они оценивать должны. А от него пропорция всяко точней выйдет. У нас собственные нужды станций могут превышать 30% потребления ЭС. Ну и что ППК даст информация о потреблении? Или диспетчер должен им дать полный расклад по потреблению с каких объектов в каких районах и сколько чего? Тогда уж проще дать команду по очередям если ППК ничем не владеют.

YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 10:44

А чем вариант 3 отличается от этого варианта?

Как можно определить конкретный район "питающими его транзитными линиями", или понятие "транзит" поменялось?

YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 10:51

ИМХО объём собственного потребления в определённом районе они оценивать должны.

Раз "ИМХО", то никто никому ничего не "должен", может быть "могут", а могут ли? а если и могут, то "оценивать" - не значит "контролировать", иметь достоверные данные.

Дать точное значение непроходимого объёма аварийного МВт при перегрузки определённых объектов зная точно энергорайон и не ведая что и насколько перегружено и загружено?



Крайний вариант: в энергорайоне один крупный (подразумеваю, что и на опте закупающий электроэнергию) потребитель участвующий в аварийный ограничениях, заявку по его ГТП сбыт предоставил с 0 МВт х 24 часа на завтра, завтра команда СО: ввести ГВО в объёме ХХ МВт в этом энергорайоне или сегодня на завтра ГОМ там же и столько же - ППК отработали (отключили и (или) уведомили): нагрузка на присоединениях 0, а толку?

YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 10:51

Тогда уж проще дать команду по очередям если ППК ничем не владеют.

Или ввести по энергорайону в полном объёме, боитесь перебдеть - по ФЗ СО же хотел как лучше, да к тому же и страховочка на "случай" должна быть.

_c0s_ писал(а) Thu, 24 March 2011 10:43

Alex писал(а) Thu, 24 March 2011 10:15 _c0s_ писал ...ещё бы потребление по энергорайону давали - вообще бы "песня" была... А что бы ты с этим делал? В самих Графиках выделил бы районы с "итого по ..." и (или) выписки "по районам", потом при вводе ограничений всё же с объемами удобней и точней было бы, хотя если нет солидного(ых) "крупняка(ов)" и не держать в голове тот же перевод нагрузки - это ИМХО уже не столь интересно.

Нихрена не понял, но догадываюсь, что детализация потребеления по районам тебе необходима, чтоб точнее определять очередь отключения путем приведения к зимней нагрузке. Если так, то это ловля блох с офигенным геморроем.

_c0s_ писал

Крайний вариант: в энергорайоне один крупный (подразумеваю, что и на опте закупающий электроэнергию) потребитель участвующий в аварийный ограничениях, заявку по его ГТП сбыт предоставил с 0 МВт х 24 часа на завтра, завтра команда СО: ввести ГВО в объёме ХХ МВт в этом энергорайоне или сегодня на завтра ГОМ там же и столько же - ППК отработали (отключили и (или) уведомили): нагрузка на присоединениях 0, а толку?

Ну крайний вариант достаточно кривоват, чтоб по нему примеры разбирать, т.к. РДУ планирует режим на завтра и знает потребление на завтра, поэтому, либо они команду на ввод ГВО не отдадут, т.к знают что там нагрузки не будет, либо ППК (ВПК) отключать ничего не надо будет, т.к. нагрузки уже нет.

А собственное фактическое потребление РСК знать должно, но не всегда есть такая возможность (мы например не знаем, да и другие думаю тоже).

_c0s_ писал(а) Thu, 24 March 2011 11:45

YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 10:44 А чем вариант 3 отличается от этого варианта? Как можно определить конкретный район "питающими его транзитными линиями", или понятие "транзит" поменялось? YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 10:51 ИМХО объём собственного потребления в определённом районе они оценивать должны. Раз "ИМХО", то никто никому ничего не "должен", может быть "могут", а могут ли? а если и могут, то "оценивать" - не значит "контролировать", иметь достоверные данные. Дать точное значение непроходимого объёма аварийного МВт при перегрузки определённых объектов зная точно энергорайон и не ведая что и насколько перегружено и загружено? Крайний вариант: в энергорайоне один крупный (подразумеваю, что и на опте закупающий электроэнергию) потребитель участвующий в аварийный ограничениях, заявку по его ГТП сбыт предоставил с 0 МВт х 24 часа на завтра, завтра команда СО: ввести ГВО в объёме ХХ МВт в этом энергорайоне или сегодня на завтра ГОМ там же и столько же - ППК отработали (отключили и (или) уведомили): нагрузка на присоединениях 0, а толку? YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 10:51 Тогда уж проще дать команду по очередям если ППК ничем не владеют. Или ввести по энергорайону в полном объёме, боитесь перебдеть - по ФЗ СО же хотел как лучше, да к тому же и страховочка на "случай" должна быть.

Энергорайон у нас, как правило, это ряд ПС 110 кВ, запитанных от различных ПС 220 кВ, связанных сложной сетью между собой. Если провести полное сечение, определяющее дефицит района, оно пройдёт по АТ 220 кВ нескольких ПС 220 кВ и ряду связей 110 кВ, которые тупиковыми назвать нельзя ну никак. Хотя по сути район можно представить как тупиковую нагрузку, запитанную через проведенной сечение. Не цепляйтесь к словам - речь шла о том же самом.

"Раз "ИМХО", то никто никому ничего не "должен", может быть "могут", а могут ли? а если и могут, то "оценивать" - не значит "контролировать", иметь достоверные данные."

Вы ж не у прокурора. Если по-людски, трудности ППК с определением количества отключаемых потребителей понятны и можно где-то идти навстречу. Если и это моё ИМХО всего лишь ИМХО, то мой диспетчер задаст ППК необходимую ему величину, а что будет с ней делать ППК - проблема индейцев. И в НТД иного нет. И бояться мне не придётся - пусть чешет макушку ППК и постепенно обеспечивает телеметрию на присоединениях в графиках.

YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 12:02

Энергорайон у нас, как правило, это ряд ПС 110 кВ, запитанных от различных ПС 220 кВ, связанных сложной сетью между собой. Если провести полное сечение, определяющее дефицит района, оно пройдёт по АТ 220 кВ нескольких ПС 220 кВ и ряду связей 110 кВ, которые тупиковыми назвать нельзя ну никак. Хотя по сути район можно представить как тупиковую нагрузку, запитанную через проведенной сечение. Не цепляйтесь к словам - речь шла о том же самом.

Мне приведённое трактование "энергорайона" показалось неоднозначным, поэтому и не понравилось. Определен ряд конкретных ПС, а не транзитных ВЛ - тогда вопросов больше по энергорайону больше нет, остаётся только вопрос как изменять потоки мощности в границах сечения по "ряду связей 110 кВ" и будет ли фактическое снижение по АТ 220 кВ, а не по сечению.

YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 12:02

Вы ж не у прокурора. Если по-людски, трудности ППК с определением количества отключаемых потребителей понятны и можно где-то идти навстречу. Если и это моё ИМХО всего лишь ИМХО, то мой диспетчер задаст ППК необходимую ему величину, а что будет с ней делать ППК - проблема индейцев. И в НТД иного нет. И бояться мне не придётся - пусть чешет макушку ППК и постепенно обеспечивает телеметрию на присоединениях в графиках.

Это Вы наверно опять про эффективность ввода и (или) про крайнего

YuAl писал(а) Thu, 24 March 2011 12:02

... постепенно обеспечивает телеметрию на присоединениях в графиках.

Вы считаете "дистанционный ввод" (телеуправление и телесигнал) подразумевает ещё и телеизмерения?

Alex писал(а) Thu, 24 March 2011 11:48

Нихрена не понял, но догадываюсь, что детализация потребеления по районам тебе необходима, чтоб точнее определять очередь отключения путем приведения к зимней нагрузке. Если так, то это ловля блох с офигенным геморроем.

При формировании Графиков группировать присоединения потребителей по энергорайонам с указанием суммарного объёмам энергорайона.

Alex писал(а) Thu, 24 March 2011 12:01

Ну крайний вариант достаточно кривоват, чтоб по нему примеры разбирать, т.к. РДУ планирует режим на завтра и знает потребление на завтра, поэтому, либо они команду на ввод ГВО не отдадут, т.к знают что там нагрузки не будет, либо ППК (ВПК) отключать ничего не надо будет, т.к. нагрузки уже нет.

Планирует на основании данных, полученных от субъектов, и рассчитывает режим один персонал, а ведёт уже рассчитанный режим другой - если диспетчер чётко знает ГТП с разбивкой по энергорайонам, при этом ещё контролирует в разрезе каждой точки и в нужный момент сориентируется, то тогда всё ок.

Alex писал(а) Thu, 24 March 2011 12:01

А собственное фактическое потребление РСК знать должно, но не всегда есть такая возможность (мы например не знаем, да и другие думаю тоже).

Взаимно, цифра то есть, но проверить (та же достоверность ТИ) никак Если тока на вчерашние данные аскуэ оглядываться и уточнять - но кто этим будет заниматься

Дистанционный ввод подразумевает отключение с питающих центров - т.е. телеуправление. Оснащение телеметрией - подразумевает эффективный и разумный дистанционный ввод. А вот это в НТД пока отсутствует(((.



"Дать точное значение непроходимого объёма аварийного МВт при перегрузки определённых объектов зная точно энергорайон и не ведая что и насколько перегружено и загружено?" Не понял о чём это.



Диспетчер РДУ, зная величину перегрузки одной из питающих связей района должен определить сколько МВт ему надо снять в районе чтобы устранить перегрузку. Персонал ППК должен знать какему снять нагрузку, которую задал ему диспетчер РДУ. Проблема в том, что ППК с каксправляются не всегда хорошо и очень хотят чтобы диспетчер часть ответственности по определению количества отключамых присоединений для заданной сколько взял на себя. Мне очень хочется понять, надо ли это в реальности или ППК просто очень хотят..



При снижении потребления по району будет снижение перетока по всем связям, входящим в полное сечение. Распределение снижения будет определяться матрицей узловых проводимостей, ну и распределением отключаемой нагрузки по узлам района.