Форум режимщиков

Я специалист по энергоснабжению в проекте строительства собственной генерации Заказчика-отвечаю за внешнее электронсабжение, ТУ ну и т.д.

По поводу стоимости электроэнергии.. не соглашусь с Вами. 2 года занимался оптом на металлург. предприятии .. нестабильность нагрузок предприятия (определяемая только технологическими особенностями производства) ведет к закупкам/продажам электроэнергии вначале на РСВ а затем на БР где цены значительно отличаются от цен по РД. Имею крайне нестабильную и малопредсказуемую нагрузку. Средняя цена на э/энергию у нашего ГП = 1,48 руб/кВтч. Тариф на передачу примерно 1/3 данного тарифа, где то 35 копеек. Себестоимость производства э/энергии (с теплом) =0,5 руб/кВтч. Стоимость э/энергии с опта для металлург. предприятия ( Кзап=0,95!!!) если без учета ГН (по которому не платится передача,т.е. только ВН) около 1 руб/кВтч.

Т.е. в плане стоимости выгоден свой источник электроэнергии именно для покрытия базовой части нагрузки- сознательно не говорю о сроках окупаемости, поскольку он в большей части зависит от объема инвестиций и "цены" денег (кредиты, собств. средства-тут понятно).

По поводу продажи части мощности..проблема не в получении денег от ее продажи, это можно продавить имея объект генерации работющий в параллель, а вполучении ТУ при таких желаниях... на 99% нереально((..увы...те кто занимаются тех. присоединением меня поймут и всплакнут от жалости)))

Пар сбрасываем в общий паропровод предприятия..поэтому по пару блоки будут работать независимо, по электроэнергии .. предприятие присоединено через 3 ГПП (пониз. ПС) 110/6..блоки присоединяются по 6 кВ, на электр. не связ. м-ду собой трансы. Устр-во синхронизации по вводам 6 кВ от трансов.

По блокам 25МВт Siemens .. на Чепецком мех. заводе стоит именно такая турбина SGT-600 , работает в параллель с сетью, о подобных проблемах не слышал .. разузнаю поподробнее сообщу.

По поводу нормативки ..каюсь ПТЭ станций сие нормат. документ)) будем именно ему и следовать...ОПРЧ там отражено. Вот по поводу сертификации там ничего нет. Буду еще консультироваться у проектировщиков и наладчиков..да и в РДУ закину удочку..узнать чего они все таки от нас хотят.

НУ а то что стандарты РАО, АТС и СО превратятся в стандарты общие..во всяком случае в приемлемые сроки слабо верится...разработка тех. регламентов вы сами видите как идет..т.е. почти никак...(

По поводу продажи энергии на сторону полностью согласен с Titan`ом - тот еще геморрой и даже не в техническом плане (ОПРЧ , учет энергии и прочее), а именно в плане организационном. Выгодно будет продавать, только если у них чрезмерно много халявного газа и объем продажи будет достаточно высок.



ПТЭ конечно серьезный документ, но как согласно ему в ОПРЧ будет участвовать ТЭС у которой 4 турбины типа Р или ПР - что долой ее из сети на изолированную работу? - требования к ОПРЧ она заведомо не удовлетворяет, хотя требованиям ПТЭ к устройствам регулирования вполне.



ИМХО: Проблемы в принципе-то нет.

САУ наверняка удовлетворяют требованиям ПТЭ к статизму и нечествительности.

Держать заведомо резерв по генерации на ОПРЧ ненужно, т.к. этого никто не делает, даже станции федерального значения.

Каким образом СО проконтролирует ваше участие в ОПРЧ по факту? Никаким. Или СО с вас затребовал ТИ генерации с необходимой точностью и интервалом опроса?

Даже если СО и засечет по факту снижения частоты, что ГТЭЦ набрало 0,5МВт вместо 5МВт - что он вам сделает? От сети отключит?

Вообще нужен ли СО этот геморрой разбираться с вами?



Серьезные проблемы возникнут если по причине ГТЭЦ случитсь авария в системе (качнете район и там ПА отработает) или засекут, что переток от вас в ситему идет. Тогда надо быть готовым, что вас поимеют по полной. Чтобы этого избежать я бы по собственной инициативе главного инженера завода поставил и настроил бы у себя все необходимые делилки, продумал бы АПВ и АВР, особенно если по ним ГТЭЦ может в параллель включиться - затрат не много, а жить гораздо спокойнее будет.



СО тоже понять надо - требование к ОПРЧ это его обязанность и они от него не отступятся.



Интересно какие документы требует от вас СО для подтверждения участия ГТЭЦ в ОПРЧ? Только характеристики САУ и турбины или заключение компетентной комисии по реальным испытаниям ГТЭЦ?

По САУ озадачил Siemens .. отправил им нормативку и ТУ ..жду их комментов.

ТИ по генерации - да запросили, будем давать.

По ПА.. будет автоматика отслеживающая переток э/энергии на границе бал. принадлежности, при перетоке в сторону линии будет придавливать турбину, т.е. цель нулевой переток..+ брать пики.

Ну и при авариях будем ставить ДФЗ и т.д. все они действуют на отделение станции на автономку.

по требованию документов..а пока ничего не требуют..в ТУ записали пункт и все..при согласовнии ТЗ и РП наверное будут требовать выполнения...

По ПА.. будет автоматика отслеживающая переток э/энергии на границе бал. принадлежности, при перетоке в сторону линии будет придавливать турбину, т.е. цель нулевой переток..+ брать пики.



Извините тогда о чем речь? Вы реализовали часть функций АРЧМ - режимной автоматики, я говорил о том, что при должном развитии этого дела и гибкости придания комплексу в будующем можно лучше играться с режимами в том числе при изменении условий - удорожании газа, изменения правил оказания торговли и тп.

В чем проблема то?



И всеже вы писали, что ГТУ пашет в базе, но в последнем посте указали, что вы отстраиваетесь от мощности сети (и это помоему правильно)

Вот у Вас как я понимаю производиться:

-есть уставка по потребляемой мощности из сети, для всех связей;

-есть система (АСУ, САУ, АСУ ТП)которая:

-передает уставки по мощности на все 4 блока;

-производит расчет резервов с учетом поправок на температуру и тп;

-мониторит нагрузки завода;

-имеет сателиты на всех возможных точках отключения (аналог ФОx) (отключение блока, отключение линии с системой и так далее)

-при возмущениях с учетом резервов расчитываются УВ и производяся действия на сброс нагрузки переключений секций и тп.

Думаю, что все это у вас сделано на едином железа и четкой грани между режимной и ПА нет.

Где здесь тото немерянный объем железа который нужен чтобы обеспечить вторичное регулирование.

Или это 5 сигналов в вышестоящую АРЧМ (кстати какую думаю там нишиша и нет) и уставки по мощности (частоте), перетоку, да пара форм для мониторинга всего этого дела в скаде - то это копейки.

Много уже понаписали...



Хочу обратить внимание на:

1) Чтобы сказать что турбина участвует в ОПРЧ, мало сказать, что САУ турбины и турбина удовлетворяют всем требованиям ОПРЧ, надо еще чтобы и САУ котла и его возможности удовлетворяли этим же требованиям.



2) АПВ и АВР где это необходимо надо делать с контролем синхронизма (или вообще от них отказаться) Иначе можете после бестоковой паузы качнуть энергосистему (такие преценденты при мне были)



ЗЫ. При чем здесь ДФЗ я так и не понял. А так по описанию классная система получается, только бы не переборщить с автоматиками и правильно их между собой повязать.

Да уж, понаписано... Намешано все в кучу...

А ведь все проще:

Если станция является (будет являться) субъектом ОРЭ, то есть документы АТС (утвержденные СО) по участию в РЧ (прилагаю).

Однозначные документы, заметьте, обязательные для всех участников ОРЭ. Расписаны и требования, и методы проверки. Все станции ОРЭ давно прошли такие испытания/проверки - и СО недавно собирал все документы по первичному вводу в ОПРЧ.

Если будет работать только в рознице - посмотрите правила розничного рынка - если там ничего нет - правовой вакуум.