Форум режимщиков

а тут вопрос в том какая автоматика
да и в структуре защищаемого района могут быть тонкости.
Представьте, что у вас ведущая частот у станция расположена в дефицитном районе, в котором вы отключаете нагрузку, для сохранения статической устойчивости связи района с системой. Естественно в первый момент вы УВ почувствуете, но потом то станция этот эффект забьет.
И подождать, чтобы руками диспетчерского персонала отрегулировать нагрузку станций тоже не получиться. У вас резерв автоматического регулирования частоты будет исчерпан, а это не есть хорошо.
Тут уже надо разделы стандарта по ликвидации аварий смотреть посвященные регулированию частоты.
Плюсом надо смотреть координацию действия данной автоматики и других автоматик, а также перетоков в сечениях.
Ведь может же такое случиться, что реализуя УВ в одном месте, вы выйдете за МДП в другом ?
Вот для этого и нужна балансировка воздействий.
Кстати, вам на Востоке как раз легче, чем многим другим.
Несмотря на все сложности и навороты, в вашей ОЭС все очень рельефно проявляется, все особенности.
Это хорошая школа, поверьте моему опыту.

Vikus, ваш вопрос еще нуждается в ответе ?

Татьяна Андреевна!
По моему, возникла путаница в понимании "балансирующего".
Есть понятие "балансирующий узел" определяемый или задаваемый в рассчётах СУ и есть понятие "балансирующие УВ", которое появляется из-за необходимости учёта места размещения АПНУ.
Поэтому, если речь идёт о ЦПА Бурейской или Зейской ГЭС, то ОГ - это основные при отключении ВЛ 500 кВ, а УВ ОН в Приморской ЭС - балансирующие. У меня такое понимание, так как нельзя называть основноми УВ, с точки зрения гарантированного обеспечения сохранения устойчивости, будут реализованы "неизвестно" где и когда!
Если возьмём локальное РАДВ "ЮГ" установленную на ПримГРЭС, то для неё УВ ОН основные, но исключительно в некоторых самых тяжёлых авариях есть и УВ ОГ.
Поэтому, для вашего случая АПНУ установленное вблизи генератора 300 МВт будет его отключать только при выявлении нарушения именно его устойчивости и именно его устройством и это действие конечно будет сопровождаться баланисующим ОН в ЭС, но если локальное устройство установленное отдалённо от генератора выявит, что возникло аварийное ослабление связи, и пропускной способности линий или перетока будет недостаточно, то оно выполнит ОН, при чём возможно и без формирования УВ ОГ. Более того, как в песне поётся "отряд не заметил потери бойца" - полное аварийное отключение малой станции с нагрузкой может и не потребовать каких-либо действия вообще. Пример: Мини-ТЭЦ о. Русский, её установленная мощность менньше чем нерегулярное колебание перетока закладываемое в расчёты СУ ПримЭС.
Кроме того, на БГЭС есть такие УВ как ДРТ - длительная разгрузка турбин, которые призваны заменить ОГ, при "некритичном" отключении нагрузки на востоке и юге ЭС Востока.
Для тепловых гораздо проще (если речь идёт о СУ, а не о ДУ), ОГ выполняется, если требуется разгрузка ниже его технологического минимума (можно этим пользовать при определении УВ из расчётов).
За требуемые 20 мин. генератор выйде на нужную мощность.

Поэтому, для меня вопрос оценки эффективности ПА остаётся открытым - именно наглядных расчётов.
При реализации ОГ (практически мгновенно) на БГЭС, последние УВ ОН в ПримЭС реализуются спустя примерно 0,5 с
(для справки, в ОЭС Сибири некоторые ОН реализуются спустя 362 мс).
А вот многочисленные локальные АРОЛ свои УВ ОН исполняют недолее чем через 30-60 мс!

Речь не идет о ЦПА ГЭС, имела ввиду простую АОПО, защищающую оборудование в сечении. Все не так глобально: сечение связывает маленький райончик с одной ТЭЦ и ОЭС Востока (если так можно выразиться). АОПО отключает нагрузку в этом райончике.
И если Рпотр_эс2 несоизмеримо больше Рпотр_эс1, то по описанной выше формуле:
Кэф = Рпотр_эс2/(Рпотр_эс1+Рпотр_эс2) будет практически равен 1, что и фактически наблюдается в том сечении с АОПО.
где Рпотр_эс1 - потребление ЭС-1, в которой реализуются УВ,
Рпотр_эс2 - потребление ЭС-2, в которой не реализуются УВ.

Татьяна Андреевна!
Ухмыльнулся ..., так как понял о каком объекте идёт речь.
Дело в том, что УВ от АОПО это не обязательно ОН в дефицитном районе, это может быть перераспределение генерации между станциями таким образом, что бы уменьшить перегруз, что было выполнено, например для АОПО ВЛ 220 кВ Левобережная - ... переход через р. Амур.
У Вас же уникальный случай: что бы снять перегрузку нужно отключить потребителей, а можно генератор на БГРЭС, за счёт чего произойдёт перераспределение перетоков: линия, питающая нагрузку с запада разгрузится, так как возрастёт переток по линиям с востока. Если, бы ТГ имели бы какие-то средства управления, то конечно не нужно было бы этого делать. Тут ещё одно условие: если бы перегрузка была бы не значительной, то было бы время и можно было бы оперативно разгрузить генераторы...
Как считать эффективность ПА для такого случая подумаю...

WindTalker315 писал(а): а конкретно
1. что такое справедливое отключение нагрузки
2. каким образом оно связано с дефицитом или избытком энергосистемы.
3. какое отношение к объектовой ПА конкретного потребителя имеет генерация или потребление всей системы в целом.

Справедливое отключение нагрузки покажу на примере. Есть энергосистема. Технически энергосистема отсталая, т.е. нет каналов автоматики, АЧР на объектах у потребителя почти везде выведена - и об этом все знают, но делают вид, что не знают. Команды на ввод графиков отключений, выполнены не будут. Пусть энергосистема будет мощностью 1 ГВт. Приходит крупный инвестор и строит завод мощностью 200 МВт. Ему в технические условия вписывают ПА в объеме 20 %, с организацией каналов автоматики, имеющих контроль введенного/выведенного положения и реализацию отключения этого потребителя с объектов энергосистемы. Потребитель все условия выполняет и включается в работу энергосистемы с потреблением полной мощности. Дальше происходит следующее. Происходит технологическое нарушение, влекущее за собой разрыв внешних связей этой энергосистемы с ЕЭС и как следствие снижение частоты в нашей энергосистеме. Отрабатывает АЧР и по каналам автоматики отключает часть нагрузки потребителя. Но, так как потребитель у нас один, у которого отключилась нагрузка, а у всех остальных она не отключилась, то дальше идет лавина частоты и этот потребитель гаснет полностью с остальной частью энергосистемы.
Вопрос - кто будет виноват и зачем тогда вообще вводить такие УВ, если заблаговременно известно, что они не спасут? Я не говорю, что не надо автоматику делать. А вот ее ввод в работу и обоснованность этого ввода в работу автоматики как раз и является тем решением, которое я называю справедливым.

3. Отношение. Самое прямое. Все зависит от величины отключаемой нагрузки.

Vikus писал(а): По поводу типа "справедливого отношения к отключению потребителей (нагрузки)", не волнуйтесь "заботливые потребители" всегда загодя (заметьте так же как и в ПА УВ привентивно или упреждающе) проводят ревизию в исполнительных цепях УОН своих подстанций и умышленно разрывают или забывают подключать некоторые цепи.

Пример. В ЭС Сахалина мощность заведённая под АЧР превосходит установленную мощность всех станций!?! Так по уставкам получильсь, меня это очень позабавило..., ну на что не пойдёшь, лишь бы действие ПА было эффективным.

А Вы поговорите с потребителями, которые умышленно забывают или разрывают цепи, на том же Сахалине. Я не на Сахалине живу, но с энергетиками оттуда общаюсь иногда )))). Начнете разбираться в деталях - возможно на себя выйдете, как это ни странно. Я сторонник прогресса и применения автоматики, но не для галочки, а для дела. Зачастую применение автоматики можно заменить схемными решениями. Не говорю, что всегда, но иногда можно. И когда потребителя реализуют и схему и автоматику и в итоге еще и отключаются, то главные энергетики объектов и принимают указанные вами решения. А энергетики других объектов просто поступают аналогично.

Происходит технологическое нарушение, влекущее за собой разрыв внешних связей этой энергосистемы с ЕЭС и как следствие снижение частоты в нашей энергосистеме.

Это конечно красиво, но практически маловероятно.
Если гаснут все связи энергосистемы с ЕЭС то надо либо усиливать связи, либо не доводить до полного разрыва с помощью все той же автоматики.
Идея отказаться от АЧР-1(сработает при выделении только одной системы(условно говоря)) в 100% дефицитных системах не нова, но все равно оставлять АЧР2 при каких то глобальных снижениях частоты.

Кроме того ваш вопрос отдает легким душком.
Провокацией иначе говоря.
Я сам люблю попровоцировать поэтому этот запах чувствую без особого труда
Вы по сути предлагаете потребителю экономить на устройствах ПА, аргументируя ее неэффективностью при каком то одном варианте развития аварийного нарушения. Но при этом ничего не говорите о многократном увеличении рисков при всех других вероятных вариантах отключений.
А между тем проектировщикам как раз и надо оценить соотношение этих вероятностей и возможный ущерб.

WindTalker315 писал(а):

Происходит технологическое нарушение, влекущее за собой разрыв внешних связей этой энергосистемы с ЕЭС и как следствие снижение частоты в нашей энергосистеме.

Это конечно красиво, но практически маловероятно.
Если гаснут все связи энергосистемы с ЕЭС то надо либо усиливать связи, либо не доводить до полного разрыва с помощью все той же автоматики.
Идея отказаться от АЧР-1(сработает при выделении только одной системы(условно говоря)) в 100% дефицитных системах не нова, но все равно оставлять АЧР2 при каких то глобальных снижениях частоты.

Кроме того ваш вопрос отдает легким душком.
Провокацией иначе говоря.
Я сам люблю попровоцировать поэтому этот запах чувствую без особого труда
Вы по сути предлагаете потребителю экономить на устройствах ПА, аргументируя ее неэффективностью при каком то одном варианте развития аварийного нарушения. Но при этом ничего не говорите о многократном увеличении рисков при всех других вероятных вариантах отключений.
А между тем проектировщикам как раз и надо оценить соотношение этих вероятностей и возможный ущерб.

насчет вероятности, я бы так не сказал. Чтобы погасла вся территория, конечно не часто, но бывает, а чтобы значительная часть обесточилась, это очень частенько бывает. Более того, из личных наблюдений, если у нас любят бравировать , что на гнилом Западе и в недружественной Америке, гаснут миллионы, то у нас просто нет такой плотности населения, но по квадратным километрам, равных нам пожалуй нет.
А так примеров достаточно - таже Кировская система, часть Костромской системы, Чувашия, с уродливой схемой Чебоксарской ГЭС.
Если говорить про автоматику, то я и раньше был убежден, а сегодня просто окаменел в своем убеждении, что у потребителя не должно быть никаких устройств автоматики - кроме одного - за неуплату. Автоматику надо ставить только в энергосистеме. Да на сегодня АЧР нужна, но стоять она должна с питающих концов, а не со стороны потребителя. Это во всех случаях без исключения оправдано. В Советском Союзе мы уже давно не живем. Если потребителю нужна автоматика, то ее стоимость включать в тариф и ставить автоматику на объектах энергосистемы. И если эта автоматика неправильно или ошибочно отработает, то всего лишь будет спор хозяйствующих субъектов, в части выплат неустойки. И даже если правильно отработает, то тоже самое, кто-то же виноват, что автоматика работала. Когда выдавали технические условия никто не говорил, что "на всякий случай".
Про риски отключений можно много говорить, но отключений связанные с дефектами оборудования, да еще и ФСКашного оборудования, что-то редко слышу. Чаще всего виноват или эксплуатирующий или оперативный персонал, либо их руководители, написавшие технически безграмотные инструкции.
Я бы посоветовал, уходить от стереотипов годами сложившихся у энергетиков - которые заключаются, в том, чтобы руководству ЦДУ отрапортовать, что нагнули такого-то потребителя и он сделал и каналы связи и автоматикой обвязал все свои объекты, но всё это никому не нужно.
То что Вы говорите, это похвально, но почти все проектировщики зависимы от заказчика и какие-то ущербы они могут конечно насчитать, но это все от лукавого, что эти ущербы будет где-то фигурировать, если заказчик этого не хочет.
Касаясь АЧР, надо бы стремиться не объемы набрать, а уменьшать объемы подключенной к АЧР нагрузки и менять подходы к ее формированию.

Вопрос выполнения норм и правил заложенных в НТД определяется персональной ответственностью главного инженера проекта.

WindTalker315 писал(а):Вопрос выполнения норм и правил заложенных в НТД определяется персональной ответственностью главного инженера проекта.

Должен БЫ определяться. Это было бы правильно.
На деле все не так.