Форум режимщиков

А где вы собственно собираетесь снижать МДП - в каком сечении ?

К тому же не забывайте, что классификационный признак "работа ПА" основание поработать сами знаете кому. Так что все не так просто.

В сечении С-М. Было б просто - не задавал бы вопросов.

Вообще то АОПО ставят на шунтирующих основное сечение хай класса линиях лоу класса, которые перегружаются при отключениях ЛЭП хай класса.



В сечении 110 С-М ситуация немножко другая. Никто не заставляет Вас прыгать выше головы и вести режим впритык к уставке срабатывания АОПО в полной схеме.

А вообще давайте посмотрим цифры МДП с/без учета н.в. в полной и ремонтных схемах ?

Ну только в понедельник получится. Смотрел, приличная разница. На этом соседей и уговорил на делилку, а ить не хотели.

Понимаете, если она будет срабатывать от каждого чиха в хай сети , то грощ цена такой автоматике. Ее работа должна быть ожидаема и предсказуема

Это прежде всего наш геморрой и он нам не нужен. Абстрагируйтесь от конкретики - нет ситуаций 2 и 3. Как вести режим с учётом медленного 4? Пофиг какого сечения. Как принципиально выбирать запас от нерегулярных колебаний, инерционности механизма регулирования перетока и прочих дыханий энергосистемы. Задача: не прохлопать работу ПА без возмущений. Как? Ограничения по станцим хуже поддержания некоего перетока (если нужно обосную). Вопрос как корректно задать этот переток.

Как вести режим ? по стандарту по ликвидации аварий - смотри действия при превыщении МДП. Уставка АОПО это как правило АДП, на кой ляд вы их сдвигаете вместе.

И потом автоматика у Вас какая то кривая - одна уставка и сразу на деление.(Ну хорошо у нас )

Насколько я помню идеологию которую мы туда закладывали - она нужна только тогда, когда ГРЭС по каким то причинам должна использовать весь технический диапазон мощности. В нормальной ситуации ГРЭС должна идти ниже этой величины.

Я бы рекомендовал попробовать сделать еще лодну ступень автоматики на разгрузку ГРЭС



Кстати - деловое предложение - про модуль ВРДО слышали ?

Давайте сделаем приблуду - которая будет читать Ваш срез и рассчитывать необходимый объем разгрузки ГРЭС - пару - тройку месяцев погоняем, глядишь статистику по режиму ГРЭС наберем ?

Все похоже выкристаллизовалось:

Для тех кто не совсем в курсе , схема района имеет вид

Мощный узел нагрузки, с одной стороны 3 ЛЭП 110 кв, идущие почти от ГРЭС, на которых и стоит АОПО с другой 2 линии 220 кВ. Режимы таковы , что в нормальной схеме по 110 идет от 70 до 150 МВТ. Как я понимаю, за счет АОПО планируется поднять МДП мвт до 200.

Поставлю ряд вопросов:

1. Применяем ли АОПО(не выводим его из работы) в ремонтных схемах ЛЭП 220 кВ.

2. Если выводим, не ясен смысл ее установки - почему мы в таком случае не можем просто нормально разорвать связи 110

3. Если не выводим - то где контроь перетока по ЛЭП 220 кВ - потому как отключение ЛЭП 110 от работы АОПО скорее всего приведет к перегрузке линии 220 и погашению узла.



На мой взгляд правильная структура ПА рассматриваемого района такова

1 Ступень - сигнал

2 и еще несколько ступеней на ОГ в виде отключение корпуса котла ГРЭС и на ОН в узле нагрузки

Последняя на деление -при этом в полной схеме узла по 220 - просто деление, в ремонтных схемах узла с действием дополнительно на ОН.



Вот где то так

Почти от ГРЭС не верно. От точки установки АОПО 60 км по сети 110 (2 ВЛ), 140 км по сети 220 (2 ВЛ).

Назначение МДП понимаете верно, причём такая задача была поставлена ОДУ (убрать ограничения по режимам работы энергосистемы, обусловленные этими транзитами).

При отключении 2-х 220 ничего страшного не происходит. За ЗКЗ 2010 г. суммарный переток 70 МВт. При отключении на транзит ложится 10 МВт. Я писал выше что присутствует сеть 110 кВ с другой стороны.

Посему при отключении одной ВЛ 220 кВ автоматику выводить не нужно и не планируется. А вот при ненормативах - возможно, однако решение будет приниматься соседями и не факт, что мы пойдём на вывод. О причинах писал выше.

Отключение ВЛ 110 кВ с перетоком пусть 200 МВт не приведёт к перегрузке сети 220 кВ. Пережде всего потому что возникновение такого перетока связана с транзитом мощности АЭС в летние периоды при минимуме разбора у нас, а не с дефицитом питаемого узла соседей.

Сигнал сделать бы не плохо. Чем могу объяснить его отсутствие -

усложнение автоматики в условиях дефицита места, выполнение автоматики хозспособом - через ИП ооочень долго (по статистике), а сигнал - это в 2 раза больше токовых реле и прочей релейной всячины (защищается 5 прилегающих транзитов 110 кВ - +5 токовых реле). Сомнительна полезность ступени - по оценке наиболее вероятна работа ПА при отключении связей транзита - сигнал ни о чём - ДС отработает.

Передача УВ на ОГ и ОН требует УПАСК, реализация УПАСК требует включения мероприятий в ИП трёх субъектов (возможно года через 2-3 дело сдвинется). Целесообразность этих УВ мне сомнительна - готов пояснить в рабочем порядке.

Теперь о моём вопросе максимально подробно:

Было контролируемое сечение по току с МДП, отстроенным от норматива. Реализовали АОПО - логично МДП увеличить (путём отказа от учёта нормативов) или отказаться от контроля перейдя к контролю токовой нагрузки связей. Последний вариант тоже вариант, единственное при приближении токовой нагрузки связей к допустимой ( а АОПО к срабатывания) не знаю на каком основании диспетчер разгрузит ГРЭС. Формулировка "нагрузка линий 90%" может не пройти. Интересует какая пройдёт - 92 ,94 ,98? Превышение же МДП (в данном случае действиетельно это ближе к АДП) вопросов обычно не вызывает. Кроме того, регулирование перетока в МВт, легче увязать с разгрузкой ТЭС в МВт. Уважаемый WindTalker, предлагаю нюансы управления этим конкретным сечением с учётом АОПО (а также схему самой АОПО) обсудить по телефону как только у Вас появится время. Меня в разрезе форума интересует общий подход к управлению сечений под защитой АОПО - у кого как.