Коллеги!
Что-то совсем в другую сторону ушли: ВПТ, какие-то мосты и проч. сравнили Выборгскую вставку 400 кВ, каково отношения к ней со стороны государства, особенно после того как включились на обмен мощностями с Европой , да на неё только один НИИПТ уже пол века работает. Уже в 80-х годах так было управление тиристорными модулями на оптоволокне!
По поводу ЭДТ, так ведь одно и тоже: если критическое время отключения КЗ мало 0,03 ... 0,04 с, то и выключатели для ЭДТ должны быть такие же с не большим включения: действия должны перекрываться. Торможение должно начинаться, то того как агрегат разгонится, иначе такая неимоверная встряска для него - это будет последнее движение... а вообще ГТУ по мощности от 0,5 МВт и до 160 МВт, можно и попробовать ЭДТ, тем более, что для них существуют явные проблемы с регулированием топливоподачи для аварийного регулирования по сравнению простыми тепловыми.
По моему мнению, можно предложить следующие основные принципы построения малых ЭС.
1. Отношение и требования к системообразующим связям должно быть везде одинаковым не зависимо от уровней напряжения, то есть ДУ должна задавать требования по быстродействию РЗА и скорости отключения выключателей всех ВЛ. Пример, если расчёты по ДУ показали, что для селективности и быстродействия на КЛ 6-10 кВ нужна ДЗЛ, так нужно её и ставить.
2. Должны быть приняты все меры для уменьшения уровней токов КЗ и вероятность возникновения многофазных КЗ должна быть сведена до минимума. Уменьшение токов КЗ должно быть не столько с точки зрения отключающей способности выключателей, сколько с сточки зрения ДУ. Например, выполнение сети малых ЭС только однофазными кабелями.
3. Исследован и определён режим нейтрали сети: изолированная, эффективно заземлённая или глухозаземлённая. Пример, обычно в сетях 6...35 кВ нейтраль изолированная, но при глухозаземлённой будут большие ОКЗ и РЗ будет всегда надёжно (селективно) отключать повреждённую КЛ - это тоже хорошо. Другой пример на о. Итуруп, тоже две станции (практически) и КЛ 35 кВ 27 км между ними и так же трёх фазный кабель, так для этой ЭС генераторы не могут "продавить" ёмкость кабеля, станцию не то что синхронизировать, просто не могут включить, при этом установлены реакторы для компенсации емкости КЛ и реактор компенсации токов ОКЗ.
Для этого объекта до ДУ станций просто в смелых мыслях дело даже не доходит.
4. Выбрать и обосновать в каком режиме будет работать станция: ведомая или как традиционная.
И ещё 2 нюанса для малых ЭС.
1. Коль сеть выполнена кабельными линиями (уточнение - шитый полиэтилен) вообще можно применять АПВ для восстановления связей с целью предотвращения нарушения устойчивости?
2. В сетях с малыми станциями (о. Русский ГТЭС - Приморская ЭС) или как в Анадыре с равновеликими (ГМТЭС - Анадырская ТЭЦ) станция с меньшей мощностью при параллельной работе работает как ведомая, то есть сопровождает значения частоты и напряжения ЭС. Получается, при авариях в ЭС она в принципе не может потерять устойчивость. При отсоединении от ЭС она должна переходить в, так называемый, островной режим, и работать как любая станция - с самостабилизацией частоты и напряжения. Но если КЗ вблизи её шин (это наш случай), положение усугубляется тем, что она на время действия КЗ ещё работает в ведомом режиме - регуляторы АРС работают только на поддержание значения заданной мощности, но по текущим значениям частоты и напряжения на собственных шинах, которые по сути точкой КЗ отсечены от ЭС. Вот это проблема - так проблема!