Александр Сергеевич пишет: "внезапности" этого отклонения...В этой связи, очень важную роль играет качество прогнозирования погоды

А можно детальнее, в чем видите связь? что изменится, если прогноз будет 100% точным? Аварийные разгрузки по погоде-экзотика, цирквода-статика.

Классная задачка. Руки чешутся. Думаю, вам не справиться. По простой причине - вы уверены, что решение в повышении в точности прогнозов погоды. Вы уверены, что это возможно. Точно также, ка торговые предприятия уверены в повышении точности прогнозов продаж. И Юрий вам правильный совет дает: "Я бы не искал решение в направлении повышения точности прогноза погоды".

Но вы этого направления решения не примете. У вас убежденность, что это возможно. И поэтому вы ищете того, кто подскажет вам, как повысить точность прогноза. И они найдутся, будьте уверены! Но это вас не спасет. Только время потеряете. Ну и деньги, разумеется.

Попробую ответить разом и Михаилу, и Виктору Васильевичу.

Итак, имеем три типа оборудования - турбины противодавленческие, "простые" паровые турбины и ПГУ.

На российском ОРЭМ, как известно, продается два товара - э/э и мощность, плюс локально станции продают т/э теплосети.

Согласно регламентов работы на ОРЭМ (многочисленные приложения к Договору присоединения, смотреть здесь - www.np-sr.ru/contract/joining/marketnorem/), генераторы периодически дают свои предложения по планам производства (макеты) в региональные диспетчерские управления, а также в центральное (если блоки большой мощности). Как уже говорилось выше, в случае корректировок макетов генераторы получают т.н. "дельты" (величину неоплаты мощности от заявленной в первоначальном макете).

Т.о. имеем следующую ситуацию. В макете, допустим, на ближайший месяц, есть план несения противодавленческой турбиной нагрузки 40 МВт/100 Гкал/ч, "простой" ПТ - 50 МВт/100 Гкал/ч и ПГУ - 200 МВт/100 Гкал/ч.
И тут выясняется, что в прогнозе погоды ошибка, температура выше и теплосети никуда не уперлись эти 100 Гкал/ч с каждой установки, а надо, допустим, 90 Гкал/ч. Кроме этого, из-за более высокой, чем планировалось, температуры окружающего воздуха выясняется, что газовая турбина потянет не 200 МВт, а только 190 (понятно, что первые два случая будут зимой/осенью, а с ПГУ - жарким летом, ну да не суть).

Что в итоге имеем, если оперировать в терминах вотчины Виктора Васильевича - TOC.

1. Для противодавленческой турбины. Разгрузка по теплу ведет к снижению электрической нагрузки, допустим, на те же 10 МВт.
В итоге имеем: T(она же выручка) меньшую на стоимость этих 10 МВт, стоимость 10 МВт*720 ч=7200 МВт-ч (т.е. T уменьшается), а также стоимость отпущенных 10 Гкал/ч*720ч=7200 Гкал.
OE также ниже на стоимость топлива, необходимого для производства этих 7200 МВт-ч и 7200 Гкал.
I остается неизменным.
Таким образом, фактическое T-OE-I ниже планового на величину Tм+(Tэ+Tт-F), где T - соответствующие выручки, а F - стоимость топлива. Теоретически это соотношение может оказаться отрицательным, по факту - в холодное время это десятки миллионов рублей в месяц.
2. Для "простых" турбин. Снижение тепловой нагрузки ведет к работе в более конденсационном режиме и, как следствие, пережогу топлива. Получаем:
T ниже планового на стоимость непроданных 7200 Гкал.
OE выше плановых на стоимость дополнительно пережженого топлива
I остается неизменным.

Т.о. фактическое T-OE-I меньше планового на Tт+dF - "недовыручка" за 7200 Гкал+стоимость пережженого топлива из-за работы в конденсационном режиме.

3. Для ПГУ получаем аналогично случаю 1 - получаем снижение электрической нагрузки и, как следствие, неоплату 10 МВт мощности+упущенную маржуу по э/э и теплу.

Т.е. во всех случаях имеем снижение T-OE-I от плановых в масшатабе миллиона-двух евро в год. Поэтому сейчас я пытаюсь найти решение, которое бы позволило уйти от потерь в T с меньшим ростом OE и I.

Анализ статистики, зарубежные практики я изучаю - сюда я написал как раз для того, чтобы к моменту окончания анализа был какой-то набор идей по решению. Понятно, что мало кто будет делиться готовыми решениями, но лучше пожалеть о том, что сделал, чем о том, чего не сделал.

Виктор Васильевич, Михаил, я ответил на Ваши вопросы?

PS. А, да. Касательно вопроса связи "внезапности" и объёма не оплаты. Чем позднее системному оператору подается уведомление об изменении нагрузки, тем выше номер дельты и, соответственно, выше штрафной коэффициент. Т.е. если вы снижаете нагрузку на 10 МВт и уведомляете за неделю, то вам не оплатят 10 МВт, а то и меньше, а если уведомляете часа за два до разгрузки - то не оплатят все 20.

Ваши мощности только в одном регионе или есть в разных? В каких (примерно)?

вообще, в трех, но львиная доля потерь - в одном.

Регион назову в личку.

Александр Сергеевич пишет: Таким образом, фактическое T-OE-I ниже планового на величину Tм+(Tэ+Tт-F), где T - соответствующие выручки, а F - стоимость топлива.

Есть плановое Т-OE-I (высокое значение)
Есть фактическое Т-OE-I (низкое значение)

Исторически есть T-OE-I оптимальное (среднее значение) по месяцам, кварталам, за год, за два, за три...

Это как 90 км/час - наиболее экономичная и безопасная скорость.

Что мешает планировать для величины (T-OE-I оптимальное), т.е. делать план чуть ниже, а не пытаться ехать все время с максимальной скоростью, что все равно пережжешь топливо, заплатишь штрафы, а приедешь на 5 минут раньше?

Александр Филонов пишет: Что мешает планировать для величины (T-OE-I оптимальное), т.е. делать план чуть ниже, а не пытаться ехать все время с максимальной скоростью, что все равно пережжешь топливо, заплатишь штрафы, а приедешь на 5 минут раньше?

Очевидно, регламенты, приведенные по ссылке в посте 25789

Александр Сергеевич пишет: Очевидно, регламенты, приведенные по ссылке в посте 25789

А страховаться не пробовали? Вас штрафуют - вы в страховую.
Страховая найдет способ как лучше прогнозировать, чтобы не пролететь.

Логично. Спасибо за совет

В верхнем посте резюмировал промежуточные итоги и свое видение дальнейшей работы.