энергорайоне, при условии если нагрузка равна половине от номинала мощности единично работающей турбины?"

Это зависит от настройки автоматики скорости вращения турбины, а конкретнее от ширины зон нечувствительности. Точно могут сказать те люди, которые последний раз настраивали регуляторы - они видели своими глазами, как начинает реагировать механизм при изменении нагрузки. То, что половина нагрузки это в данном случае хорошо, но она всё равно меняется.

Ключевой вопрос здесь не баланс мощностей, понятно что если мощность нагрузки выделенного энергорайона превышает номинальную мощность турбины, то тут уже ничем район не  удержать (если нет БАЧР). Попробую переформулировать вопрос:
"Будет ли коэффициент статизма (при статическом регулировании), оказывать влияние на частоту установившемся выделенном энергорайоне, при условии если нагрузка равна половине от номинала мощности единично работающей турбины?"

Станция выдаёт через транзит с отпайкам нагрузки, с отсосами мощности, что примерно к концу транзита либо её уже нет либо она течёт от смежного источника. При этом отключение может быть произведено на любом участке, а сама станция имеет малую нагрузку либо вообще только СН.
В такой сехемно-режимной ситуации всё зависит от того, где произойдёт деление.  Если так, то:
1. При отключении со стороны смежного источника - самые благоприятные условия, т.к. примерно баланс мощности - первичное регулирование работает штатно, вообще проблем нет, причём какое бы не было первичное возмущение.
2. Отключение в середине с дефицитом, тоже нормальные условия, т.к. станция выходит с дефицитом и если он большой, то частота начинает падать и АЧР доведёт её до близкой к нормальной, т.о. первичное совместно с ПА выравняет режим в отделившемся районе. Уже большая зависимость от тяжести аварийного возмущения...
3. Если отключение у ворот станции, то она наверняка выйдет с большим избытком генерации - это самый тяжёлый режим! и дело не только в том, что генераторы нельзя отключать по частям ... только целиком, а в том, что этот избыток нужно ликвидировать как можно быстрее пока генераторы не разогнались и не отключились технологическими защитами... Огромная зависимость от первичного возмущения, например КЗ вблизи станции, агрегаты ускоряются, а после отключения КЗ дополнительно выходя с большим избытком ... я извиняюсь, какое нах р е н первичное ..., тут бы лишь бы не погасить станцию в ноль!

Что бы деление произошло так,  что бы была возможна полноценная работа первичного регулирования, оно должно быть выполнено (а не произойти само собой) в точке примерного баланса мощностей между двумя частями ЭС (или точки потокораздела) ...
Что для этого нужно, а собственно всё как и всегда:
сбор информации о перетоках мощности, выявление и фиксация аварийных возмущений и выдача соответствующих УВ ...
Дело, главным образом, упирается не столько в расстановку аппаратуры, сколько и в каналы связи ...
Поэтому, будет всё как всегда установка только локальной ПА  - АЧР - от понижения частоты, АОПЧ  - от повышения частоты и ЧДА - типа от погасания станции с переводм её на СН....

Так как, система регулирования агрегатов непрерывного действия, то она обязательно и всегда "будет оказывать влияние на частоту" .... а вот как, будет зависеть от описанного режима:
в 1. как положено,
во 2. в большей степени адекватно и благоприятно, т.к. дефицит мощности не так велик и временный (работа АЧР максимум может длиться dt*Nоч = (0,15 ... 0,45)*3...6 =  3с) и  действия средств ПА имеет тоже  направление что и действие САР агрегатов (скорость по управления агрегатов сравнима - 3...4 ...6 %/мин. - 0, 67 %/с, при переводе в именованные МВт -  достаточно много, например при 100МВт не менее 3 МВт/c), Возьмём КЗ вблизи смежного, происходит торможение с падением частоты, после отключения КЗ - поведение САР и ПА в одном направлении. Если КЗ вблизи шин станции и успешное АПВ, то вначале ускорение, а потом торможение, в этом режиме САР агрегатов может отработать не в том направлении, например из-за задержки или по инерции, но её не корректное действие может быть сглажено действием ПА, а может и нет, но опять же зависит от послеаварийного режима, создавшегося после АПВ (АПВ сработало очень быстро, АПВ задержалось и пр.).
    Вот тут и следует, как раз отметить саму суть! Управление от ПА происходит значительно быстрей - МВт-ы и десятки МВт (дискретное управление, а не плавное непрерывное), за секунды, и от САР МВт за секунды, но САР действует принципиально с задержкой, т.е. АЧР ликвидирует дефицит, а САР еще из предыдущего режима будет продолжать действовать в противоположном направлении... или отработает АПОЧ и отключит генератор и возникнет уже дефицит, но САР будет продолжать снижать мощность оставшихся. Конечно, я за правильность работы ПА, однако и ПА может загнать режим не туда куда надо и САР в этом случае бессильно, чем либо помочь в восстановлении нормального режима...
а если АПВ не успешно, то следующий вариант 
3-го. лучше бы САР агрегатов не было бы вообще, тк. её влияние, в лучшем случае, будет бес толку ... (например ГРАРМ на ГЭС, как правило, при действии ПА принудительно блокируется на время не менее 10 мин.), т.к. в этом режиме система не может гарантированно вести себя адекватно!

так в том то и дело, что этот перекос и является причиной невозможности произвести деление ЭС.

продолжу чуть=чуть с другой стороны ...
Классика: 2 ЭС связаны сечением из нескольких ВЛ разного напряжения, если одна отключилась и запас устойчивости был достаточный, т.е. вообще ни чего не надо и первичное регулирование производится, как говорится, в штатном режиме!
Однако, согласно расчёта коэфф. запаса

Кз = [Рпр.па - (Рда + dР)]/Рпр.па

видно, что запас Кз зависит от
предельной мощности послеаварийного режима - Рпр.па и
мощности доаварийного режима - Рда,
т.е. суммарный ресурс связей уменьшился, а текущее потребление то осталось. А теперь пусть Рда возрастает пусть и медленно и запас тоже по не многу падает и пусть при этом происходит ещё и отключение одной ВЛ.

С вами согласен во всём до слова "пусть" в конце. Почему пусть? Как раз вся работа энергетиков должна быть направлена, чтобы этого "пусть" не произошло. А уж если оно произошло, то в базу аварийности должно загрузиться два уголовных дела одно на главного диспетчера в чьей зоне это случилось, а второе на главного инженера сетей, который отвечает за эксплуатацию. Уверяю, что если изначально работа будет направлена. чтобы аварийного отключения второй линии не случилось, то оно и не случится.

Что "не важно" там  (в документах) такого нет. Вы сами понимаете почему станциям отдается приоритет - потому что это дорогостоящее оборудование, имеющее большую социальную значимость во многих случаях и замена которого происходит длительно. И существенный факт, что работа ПА в реалиях сегодняшних стандартов, вовсе не гарантирует ни сохранение баланса мощности ни сохранения оборудования станций.

так в том то и дело, что этот перекос и является причиной невозможности произвести деление ЭС.

продолжу чуть=чуть с другой стороны ...
Классика: 2 ЭС связаны сечением из нескольких ВЛ разного напряжения, если одна отключилась и запас устойчивости был достаточный, т.е. вообще ни чего не надо и первичное регулирование производится, как говорится, в штатном режиме!
Однако, согласно расчёта коэфф. запаса

Кз = [Рпр.па - (Рда + dР)]/Рпр.па

видно, что запас Кз зависит от
предельной мощности послеаварийного режима - Рпр.па и
мощности доаварийного режима - Рда,
т.е. суммарный ресурс связей уменьшился, а текущее потребление то осталось. А теперь пусть Рда возрастает пусть и медленно и запас тоже по не многу падает и пусть при этом происходит ещё и отключение одной ВЛ.
В этом режиме хоть зарегулируйся генерацией,  хоть переспасай это очень ценное и дорогостоящее оборудование, но без действия ПА с целью установления баланса мощности между генерацией и нагрузкой путём реализации своих УВ - отключение нагрузки и может генераторов в избыточной части ЭС  не удастся сохранить устойчивость, т.к. дело не в генеарции и тем более готовности и исправности станций просто требуемая мощность на может быть передана в дефицитный район, к котором происходит падение частоты и работа ЧДА (если не будет работы АПНУ) и произойдёт разделение ЭС на части.
Поэтому, всё должно действовать совместно и согласовано, без отдания чему либо каких-либо приоритетов...
Например, может показаться, что чем больше в дефицитной части ЭС  отключить нагрузки тем лучше для оборудования станции, да ни чего подобного, можно так отключить, что потребуется отключение генерации, т.к. возникнет избыток мощности (при ДС ЭС, так всё и происходит - работа АЛАР только и только на ДС).
Но если нагрузку можно дробить и рассредотачивать по ЭС, то генераторы отключаются только целиком и "концентрировано"... и представьте он бедняжка остался всего один и без нагрузки, а СН маловато ... т.е. погасание станции неизбежно уже срабатывания автоматов безопасности повышения частоты этого последнего генератора. Получается, если не просчитать, что и как отключать, то можно только навредить оборудованию станции, и тогда ясно, что их состояние на прямую зависит от сети и нагрузки, и особенно в аварийных режимах.

"для безопасной эксплуатации электростанций"  - т.е. главное в регулирование то, что приоритет отдаётся оборудованию станций, а что будет творится с остальным оборудованием ЭС не важно, .

Что "не важно" там  (в документах) такого нет. Вы сами понимаете почему станциям отдается приоритет - потому что это дорогостоящее оборудование, имеющее большую социальную значимость во многих случаях и замена которого происходит длительно. И существенный факт, что работа ПА в реалиях сегодняшних стандартов, вовсе не гарантирует ни сохранение баланса мощности ни сохранения оборудования станций.

п. 5.1.1. "Первичное регулирование должно осуществляться в целях ограничения отклонения частоты от номинального значения для безопасной эксплуатации электростанций и минимизации риска отклонения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии действием противоаварийной автоматики"

можно найти и другие подтверждения...
"для безопасной эксплуатации электростанций"  - т.е. главное в регулирование то, что приоритет отдаётся оборудованию станций, а что будет творится с остальным оборудованием ЭС не важно, и с этой точки зрения, действительно для всех абсолютно режимов не важно нормальный, аварийный, послеаварийный,  т.к. не важно и не должно приниматься во внимание, что там вообще творится с сетью и нагрузкой!!! Однако а оно так может быть вообще, если основа основ это баланс мощности, и если его нет и имеется большая разница между генерацией и потребление, то хоть зауправляйся, всё развалится и погаснет!
далее следует: "и минимизации риска отклонения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии действием противоаварийной автоматики"
не понятная формулировка "отклонение", наверно имеется в виду отклонения характеристик и/или параметров от номинальных", и так же не понятно куда относится связка "и"? если бы не было ".... действием противоаварийной автоматик", то "отклонения" следовало бы отнести к первому и тогда "полная гармония" и всё логично, т.к. приоритет станций в связки с сетью, т.е. учёт баланса мощности, но в данном случае второе имеет силу и смысл только совместно с действием ПА. А это получается не для послеаварийных режимов и тем более после действия ЧДА.

По требованиям устойчивости отключение одного сетевого элемента в нормальной схеме не должно приводить к действию ПА. ВОТ ОНО!!!, когда всё обеспечивается для первичного регулирования, ну ещё бы требуемый запас устойчивости должен быть не менее 20%,  т.е. аварийное возмущение таково, что регулировочные ресурсы станции способны обеспечить значения режимныз параметров генерирующего оборудования в требуемых диапазонах... В схеме же ремонта одного элемента и при отключении ещё одного, требуемый запас снижается до 8% (ой, что-то уже не так...), хотя авария по тяжести будет гораздо сильней чем для нормальной схеме, поэтому и самое главное для ремонтных схем ЭС, для сохранение устойчивости, допускается работа ПА! Но что такое сохранение устойчивости - это сохранение синхронной работы за счёт сохранения хоть каких-то связей всех частей ЭС! Т.о. при сохранении устойчивости требования к первичному регулированию сохраняются, т.к. их можно и обеспечить! 
А вот если произошло деление ЭС на части, то запас устойчивости ни как не нормируется, по причине отсутствия связей, поэтому сразу вопрос: а первичное регулирование оно как? его можно обеспечить? ясно что в каждой части индивидуально ... поэтому можно, но только в некоторых отделившихся частях ЭС, в которых сохраняется все основные виды сетевых элементов (генераторы, сети и нагрузка) и только для некоторых благоприятно сложившихся схемнорежимных ситуаций...

С паровыми турбинами теория. Видел результаты некоторых испытаний. Как должно быть правильно?

Правильно это когда система регулирования скорости вращения сама будет поддерживать частоту после выделения на изолированную работу. Но есть нюансы. Например, упомянутые вами турбины ПТ-60/75. имеют как производственные так и теплофикационные отборы пара, из этих турбин. И чем ниже давление отбора, тем больше хайло (выходное отверстие) в турбине, откуда этот пар отбирается. Задвижек эти отверстия не имеют, т.к. такой арматуры нет. И когда турбина выделяется, то задача турбинистов отрегулировать отборы, работу конденсатора и поступление пара в турбину, чтобы сохранить баланс мощности на машине в целом. А отрегулировать это значит открывать и закрывать задвижки. Хорошо, если все работает как часы, потому что если это не так, то надо идти и вручную их крутить.
Если машина выделилась с мощностью той, которая потреблялась до выделения, то задача сильно упрощается. Если же нагрузка снизилась или повысилась, то надо напрягаться и подгонять баланс по пару, проходящему через турбину в ее отборы и в конденсатор. Как только начинаешь менять баланс по пару, то начинаются температурные катаклизмы, в виде или слишком больших нагревов или наоборот неполучения вакуума. Все это устраняется, но требует времени, чтобы в установившийся режим работы войти. По наблюдениям, на главном щите станции,  не столько начальник смены станции в мыле бегает, во время выделения турбины, сколько котельщики и турбинисты.

Т.е. частота поднялась, автоматика, на турбине, что могла отрегулировала, а дальше турбинисты должны вступить в дело и путем прикрытия клапанов уменьшить частоту до номинальной по ГОСТУ ? Или что что вы имеете ввиду?

С паровыми турбинами теория. Видел результаты некоторых испытаний. Как должно быть правильно?

Я так понимаю что на станциях с паровыми турбинами, отключение части нагрузки и последующая работа на изолированный энергорайон приведет только к забросу по частоте. Восстановление частоты будет зависеть от времени последующей регулировки со стороны оперативного персонала.

Т.е. частота поднялась, автоматика, на турбине, что могла отрегулировала, а дальше турбинисты должны вступить в дело и путем прикрытия клапанов уменьшить частоту до номинальной по ГОСТУ ? Или что что вы имеете ввиду?

К какому режиму относится данное требование, в ГОСТе нет конкретики.

Это требование относится только и только к режиму в нормальной схеме или ремонтной с нормативным запасом устойчивости, т.е. даже не вынужденным...
в окончании требования именно об этом и сказано: "и минимизации риска отключения ..... ПА", т.е имеется ввиду ещё есть средства ПА и действие их должно быть минимально!
НО если произошла работа частотной делительной автоматики, которая является последним возможным действием ПАУ, то кокой-то ещё супер-пупер дополнительной ПА просто нет. Полный и необходимый состав ПА имеется только для выше указанных режимов, Напоминание, если сработает ЧДА, то все очереди АЧР уже отработали,  т.е. вся нагрузка, а по требованиям это 65%+5% нагрузки уже отключено... по всей ЭС и вопрос:  а сколько осталось в отделившемся районе?
Конечно можно пошутить, что риск будет более чем минимальным, т.к. собственно средств ПА уже не будет...

второе требование, по моему, тоже к нормальной ..., наверно имеется  в виду "непрерывное управление с обратной связью",  но по отношению к первичной и вопрос: а можно ли назвать текущую мощность первичной если её значение является итогом аварии?

По ГТУ.
у них кроме этого есть ещё недостатки
нельзя реализовать форсировку мощности турбины или ограничение мощности турбины, можно только ОГ, но опять же если ГТУ, то естественно и её ПТУ... ну не эффективно...
т.е. они не могут быть средствами противоаварийного управления. Если когенерация, то можно частично за счёт регулирования мощности ПТУ, но только ограничение, что выполнено на ТЭС Крыма...

с ГТУ всё хуже чем с паровыми, т.к. их текущая минимальная мощность, как правило, не может быть более 35% от номинальной (требуется поддержание оборотов и давление воздуха в компрессоре ГТУ), поэтому они отключатся по технологии при 40% от Рн, а мощность СН у них к тому же ещё и меньше чем у тепловых причём в 1,5...2 раза.
При этом, когенерация может помочь, если будет общий контур питаемый одной ГТУ и 3...4 ПТУ, т.е. СН уже будет составлять 25...30% , а ПТУ могут держать значительно меньшую минимальную мощность ... а если только одни ГТУ, то ... тут ещё нюанс кроме команд на отделение предварительно должны быть сформированы и выполнены команды коммутации в схемах СН станции, а эта процедура сейчас не выполняется в принципа, т.к. как говорится "в генах не заложена" - нет даже ни каких упоминаний в НД, посвящённых частотной делительной автоматике.

Да для для ГТУ есть некоторые ограничения, но все же они более гибкие. Во всяком случае мы успешно работали на СН, при испытаниях ЧДА, нагрузка СН в районе 15% мощности номинальной.
Возвращаясь к первоначальной теме. Изолированный энергорайон, с потребителями в виде производств, возник не вследствие действия противоаварийной автоматики, а по причине отключения одной из транзитных линий.

Коллеги хочу услышать трактовку с вашей точки зрения некоторых пунктов ГОСТ 55890-2013. Я так понимаю сторона с которой возникли прения, также читает эту тему (хорошо что по большей части вопросов мы все же пришли к консенсусу).
Сначала приведу свою точку зрения.

п. 5.1.1. "Первичное регулирование должно осуществляться в целях ограничения отклонения частоты от номинального значения для безопасной эксплуатации электростанций и минимизации риска отклонения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии действием противоаварийной автоматики"

К какому режиму относится данное требование, в ГОСТе нет конкретики. В случае если ТГ со статической характеристикой системы регулирования выделяется на изолированный энергорайон с нагрузкой, частота естественно будет снижаться, и чем ближе нагрузка будет к номиналу мощности турбины, тем большее отклонение от номинальной частоты будет. Как пример при статизме 5% нагрузке энергорайона равной номинальной мощности ТГ отклонение по частоте будет 2,5 Гц. Тут уже не только АЧР но и ЧДА отработает.  Как в этом случае выполнить требование ГОСТ? Внешнего сигнала (п. 6.4.2 ГОСТ) у нас нет.

п. 5.1.13. Реализация требуемой первичной мощности должна осуществляться в "следящем" режиме.
Опять же к какому режиму относиться утверждение. В случае работы в изолированном энергорайоне ТГ в режиме регулирования скорости с коррекцией по мощности, частота турбины и будет частотой сети. При этом номинальная (опорная) частота будет 50 Гц она заложена в логике как константа, а действительная будет зависеть от мощности (влияние канала коррекция по мощности). В данном случае как можно выполнить требование ГОСТ?

Sm@rt писал(а): ↑
2024-10-03 18:42:34

  Выходит для ГТУ тоже требование не может быть обеспечено? Тогда кто по вашему может обеспечить выполнение этих условий, наверное машина с астатической характеристикой,которая в автоматическом режиме обеспечит вторичное регулирование, а где ее взять в изолированном районе)?

с ГТУ всё хуже чем с паровыми, т.к. их текущая минимальная мощность, как правило, не может быть более 35% от номинальной (требуется поддержание оборотов и давление воздуха в компрессоре ГТУ), поэтому они отключатся по технологии при 40% от Рн, а мощность СН у них к тому же ещё и меньше чем у тепловых причём в 1,5...2 раза.
При этом, когенерация может помочь, если будет общий контур питаемый одной ГТУ и 3...4 ПТУ, т.е. СН уже будет составлять 25...30% , а ПТУ могут держать значительно меньшую минимальную мощность ... а если только одни ГТУ, то ... тут ещё нюанс кроме команд на отделение предварительно должны быть сформированы и выполнены команды коммутации в схемах СН станции, а эта процедура сейчас не выполняется в принципа, т.к. как говорится "в генах не заложена" - нет даже ни каких упоминаний в НД, посвящённых частотной делительной автоматике.

Данное требование выходит не выполняется?

Так об этом я и говорил сразу, дело не столько в дефиците активной мощности, сколько в её избытке и особенно при отделении станции на СН!
Когда считают делительную автоматику по частоте, то всегда проверяют послеаварийный режим на исключения задирания частоты в отделившейся части ЭС если не получается, то продумывают такие точки отделения, что бы состоялся ражим при котором наиболее вероятен баланс с дальнейшим переходом к режиму с нормативными параметрами для района, но зачастую это не возможно или число точек такое, что отказ в отключении в одной резко возрастает, и с этим резко падает эффективность делительной автоматики. В итоге получаем, что сама процедура с нормативными требованиями проработана, но из-за многообразия схемно-режимных ситуаций в ЭС на практике в большинстве случаев не выполнима. Если отделяется станция на СН, то так зачем вообще требовать соблюдение послеаварийных режимных параметров по НД, для какого потребителя?! для СН?? так они и так рассчитаны на свои аварийные параметры и режимы...
есть автоматика АОПЧ - при избытке активной мощности отключает часть генераторов, но это не тот случай, может так оказаться, что она вообще погасит станцию...