Форум режимщиков

Добрый всем день!

Разъясните, пожалуйста, п.3.5 МУ по устойчивости для моего простого примера.

Кусочек схемы прост: ПС 220 - две цепи 220 кВ (175 км) и тут потребители 150 МВт и станция на рабочей мощности 140 МВт.

При этом на ГТЭС 6 блоков в работе, каждый подключен через свой транформатор и пр, т.е. разом погаснуть могут только 2 генератора (КЗ на секции шин РУ 110). Потребители круглогодичные.

Переток по линиям в норм режиме 20 МВт (с запасом). По статике ограничения - 300 МВт, полная схема. 150 - ремонт одной цепи (это для примера).

п.3.5 требует обеспечивать динамическую устойчивость для макс допустимых перетоков в сечении, увеличенных еще на Рнк.

И как тут быть в моем случае? мне чтобы достичь МДП нужно почти всю ГТЭС отключить, а на оставшимся одном генераторе динамику проверять?

Это МСС? Контролируемое сечение? Да глупость это.

Сечение - 2 цепи ВЛ 220 кВ. Что есть МСС?

Погодите, необходимо разобраться.

Я предполагаю, что данный пункт более подходит для концентрированных ЭС, где много станций по обе стороны от сечения и утяжеленным режимом можно достичь МДП в сечении и уже тут считать динамику.

А вот в моем случае как-то затрудяюсь я понять, что от меня хотят.

Понятие МДП тут испльзовать бессмысленно. У вас сбалансированная ЭС с резервом. Фактически тут одна проблема - обеспечение ДУ в нормальных и ремонтных схемах и устойчивость потребителя особенно если он промышленный(а он видимо промышленный).

Я так и предполагал. Однажды видел в расчете динамики как проектировщики указали "Расчет динамики проводился в режиме загрузки транзита до МДП". Хотя там схема - не сложнее моей. Как они этот транзит так загрузили - остается тайной.

п.3.5. для сечений - межсистемных связей (МСС) между концентрированными ЭС, мощность которых - много выше пропускной способности сечения.

т.е. Это классическая задача для энергосистем со слабыми связями, которые значительно влияют на устойчивость энергообъединения. Тут у вас такого нет.

Да сдури то можно...

Спасибо, здесь все ясно. Скоро в этой ветке еще вопросы будут.

Ну вот и новая интересная ситуация, которая имеет место еще на одной станции (кроме интересующей меня). А ситуация вот в чем:

ГТЭС 6х25 МВт подключена к ЭС через протяженные линии 110 кВ (200 км). Мощность ГТЭС идет на покрытие нагрузки своего предприятия, остальное - от ЭС. При этом нагрузка от ЭС на первых этапах 5-10 МВт. Далее - 40-50 МВт. и вот что при расчетах динамики выходит:

1) Критическое время отключения 3ф кз на шинах 110 кВ ГТЭС при

100% загрузке - 0,06 с

70% - 0,09 с.

И здесь включается в проблему РЗА. При таком времени успеевает сработать только основная защита на ВЛ, от резервной толку нет - генераторы выпадут из синхронизма.

От УРОВа тоже толка нет, потому как ступень 0,3 - тут даже близко не пахнет.

ИТОГО:

1)Выполнить требования МУ по устойчивости не представляется возможным

2) Резервные защиты и УРОВ спасают линию, но не спасают от асинхронного хода

3) О дальнем резервировании тоже можно забыть (*жалуется РЗА*)

4) Устройства ФТКЗ тоже не помогут.

Что можно предпринять, кроме, разумеется, как заменить генераторы на построенной ГТЭС либо достройки еще цепи (двух?) до ГТЭС.

Отключайте ШСВ 110 кВ на ГТЭС без выдержки времени и без запрета АПВ. В худшем случае потеряете половину генерации.