частоту регулируют "вручную" по командам диспетчера, так как регуляторы скорости на крупнейшей ГЭС (другие ГЭС не в счет, они почти не влияют) в практически нерабочем состоянии.

Так какую ЧДА или ещё что вы хотите сварганить на ГЭС? В данном случае самый действенный совет  - четкие инструкции диспетчеру при различных ситуациях. Пускай не в шапку спит, а выполняет должностные обязанности. В вашем случае никакая автоматика не способна на 100% (да же на 50%) предотвратить выход на нуль.

А о какой аварии речь идет?

Бармалеич, спасибо за ссылку (в личку), но больно уж тяжелый архив с малозначащими картинками. Те объекты, о которых идет речь в сообщении #17, могут выделиться на изолированную работу в пределах нескольких прилегающих республик. Гиганты, но не монстры.

Прошу прощения за битие головой о стену. Пытался отправить посредством гостиничного вайфая в процессе скачивания ну очень тяжелого архива.

а эта ЭС работает от нее изолировано

Вы на все 100 процентов в этом уверены ???
Параллельная работа может осуществляться и через сети других энергосистем/государственных образований. И  не только с ЕЭС России. Это может быть Казахстан, Китай, Иран - да кто угодно. Мало ли у маленьких гордых республик соседей.
Выжить при дефиците в 70 процентов практически нереально.
Если даже частота и стабилизируется где-нибудь на 40 герцах, то систему убьет напряжение - просядет до полуноминала.
если у них  все так плохо, то кто им частоту в нормальном режиме держит ? Какая станция ведет частоту ?

Если говорить об АОСН, то в целом я соглашусь, что большое зерно рациональности в Вашем предложении есть, однозначно я взял это на заметку и уже думаю об изменении формулировок ТЗ.

Добавлено: 2017-03-22 13:44:38

doro, в личку кинул ссылку на обменник.

но на осциллограммах мне не удалось увидеть свидетельство работы АЧР

и вряд ли удастся.
или, быть может, энергосистема ваших друзей работает изолированно ?
есть у меня в этом большие сомнения.
скорее всего она крутиться параллельно с ЕЭС, поэтому ждать  снижения частоты попросту бессмысленно.

Добавлено: 2017-03-21 14:26:47

начнем с фидеров.
про них забудьте.
когда речь идет о таких объемах нагрузки отключают целыми секциями, желательно с  запретом АВР, а еще лучше питающими линиями 110 кВ.
не забывайте длительность отключения в вашем случае определяется только временем ввода резервных гидроагрегатов, а это минуты.
кстати по факту пуска генераторов очень просто сделать и включение отключенной нагрузки.

что касается  уставок. для их выбора строится куча зависимостей напряжения в узлах от величины возникающего дефицита, для разных вариантов возмущений и характерных режимов системы. все остальное из их анализа. как правило уставка такого АОСН далека от величины критического напряжения.

Лирическое отступление...

А о какой аварии речь идет? Если событие - не на Ростовской АЭС, поделитесь осциллограммами (да, собственно, если информация с других объектов, попавших под АЧР, будет тоже интересно). Можно в личку, при этом конфиденциальность информации в части конкретизации объектов гарантирую (в том и вся прелесть COMTRADE, что можно всю информацию откорректировать до неузнаваемости). Попробую частоту вычислить разными программами.

Лирическое отступление:
Кстати, при разборе описанной аварии (до сих пор генпрокуратура ищет крайних) представители энергосистемы только раз обмолвились, что работала АЧР и отключила 900 МВт нагрузки, но на осциллограммах мне не удалось увидеть свидетельство работы АЧР (но замеры были на стороне 500 кВ и частота явно не вычислялась устройством, а вычислялась анализатором осциллограмм по данным замеров тока и напряжения, поэтому дело может быть именно в этом). И нигде больше я не видел ни одного упоминания, что АЧР вообще работала, что провоцирует на предположения, что ее действие было неэффективным в силу недостатков (которые умалчиваются). Также в отчет не попало, что отключение одного из гидроагрегатов сопровождалось отказом выключателя и возникновением КЗ.

В РФ для ГЭС нет требования выделяться от ЧДА, но я связываю это с преобладанием ТЭС и АЭС и специальной ролью ГЭС именно у нас в стране. Поделитесь информацией, если она есть.

дело в том, что у ГЭС отсутствует зависимость между вырабатываемой мощность и частотой питающей сети, в отличие от тепловых станций. А это значит, что в системе с большой долей ГЭС отсутствует такое физическое явление, как лавина частоты. Это, в свою очередь, означает,  что ни АЧР,  ни ЧДА в такой системе попросту не нужны.
Если же рассматривать живучесть данной системы, то выполнение "последнего рубежа обороны"  на базе ЧДА является не лучшим решением. Такая система будет работоспособна и при 50 и при 45 и при 30 герцах. Частота, в данном случае будет слабоселективным параметром по отношению к месту возмущения.
Вы же сами привели пример  с потерей 1000 МВт и дальнейшим отключением генераторов от перегрузки по току ротора.
В такой ситуации "размазывание" противоаварийного управления равномерно по всей системе не способно предотвратить развитие аварии.
Равно как и преднамеренное "деконфигурирование" системы от ЧДА, как предлагают ваши заказчики.
Вам  показано лечение в виде установки АОСН в узлах нагрузки.
Да и с точки зрения минимизации отключенных потребителей это будет оптимальный вариант.

Насчет 47 сразу не знаю))), но КЗ вообще может быть не  причем. Например отказ системы задвижек на газовой магистрали электростанции ведущий к останову всех турбин на станции. Или другой пример.  Вспомните Рефтинскую ГРЭС, когда произошел отказ автоматики и СШ ГЭС вместо загрузки начала разгружаться. Без всяких повреждений в сети.

Кстати для тех же ГЭС помимо неприятностей с турбиной при малых расходах воды, также могут быть неприятности с направляющим аппаратом, который, который при малых углах открытия лопаток может вести себя нестабильно.

Опять же тихоходная задвижка со скрипом туда-сюда, а частота через 1мс бац и 46 ГЦ, так что ли? Бывают и другие технологические повреждения, а сколько их новых будет у ГТУ, у солнечных батарей, ветряков ...
Если даже просто по головотяпству оперативно отключить генераторный включатель, и окажется дефицит в районе, то частота будет падать но всё же до узаконенных 47 Гц будет в худшем варианте не менее 1,5...3 с, АПНУ сработает буквально через 0,1...0,15с, а ЧДА соответственно через 2...3,5 с и уже тогда когда оставшиеся генераторы затянут за собой все остальные.... и действительно "спасайся кто может"

Интересно, а о чём это собственно: ни с того ни с сего и сразу бац частота 47 Гц и через 0,5 с ЧДА должна сработать!!!
.

Насчет 47 сразу не знаю))), но КЗ вообще может быть не  причем. Например отказ системы задвижек на газовой магистрали электростанции ведущий к останову всех турбин на станции. Или другой пример.  Вспомните Рефтинскую ГРЭС, когда произошел отказ автоматики и СШ ГЭС вместо загрузки начала разгружаться. Без всяких повреждений в сети.

Кстати для тех же ГЭС помимо неприятностей с турбиной при малых расходах воды, также могут быть неприятности с направляющим аппаратом, который, который при малых углах открытия лопаток может вести себя нестабильно.

Мы по-моему об устойчивости не говорили. Снижение частоты может произойти просто при дефиците мощности. Второй момент - это сохранение СН ГЭС без посторонних источников , как правило ПС, находящихся в энергосистеме.

Интересно, а о чём это собственно: ни с того ни с сего и сразу бац частота 47 Гц и через 0,5 с ЧДА должна сработать!!!
Любое снижение частоты связано с нарушением баланса мощности, а любое нарушение баланса мощности вызывается отключением связи, а отключение связей происходит в лучшем случае от КЗ, так вот может с первопричины и нужно начинать, по тому как время есть, от начала КЗ до снижения частоты проходит как минимум 2-3 с и как говорится "промедление смерти подобно..." Одними из критериев сохранения устойчивости считается выход за допустимые границы режимных параметров, а Вы говорите только о синхронной апериодической....

Вы не ошиблись? Режим холостого хода ГА вроде бы происходит при открытом направляющем аппарате, иначе как вы ГА раскрутите для синхронизации с сетью?

Через направляющий аппарат течет вода. Если вода совершает работу, т.е. передает энергию кому-то, то эта энергия должна далее куда-то деваться. Либо по проводам потребителю , либо в тепло вокруг генератора. Как я понимаю раскрутите вы генератор водой и на это он рассчитан, а вот сколько времени он может работать в таком режиме это должны показать тепловые испытания и механические испытания.
Далее как я понимаю либо режим СК, с закрытием НА (направляющего аппарата), либо отключение от сети. Неточно я выразился. Конечно режим ХХ с момента подачи воды до момента набора нагрузки с открытым НА. Как правило это длится не долго (несколько секунд), частота в системе может сутками подвисать. Я имел ввиду ХХ в режиме СК, когда выдачи мощности никакой, а только потребление из сети на вращение самой турбины.

гарантии регулирования можете не сомневаться Вам обеспечат после капитального и среднего ремонтов все покажут. Вопрос в длительности работы ГГ на собственные нужды с малыми нагрузками.

Добавлено: 2017-03-09 19:17:53

Это Вам обеспечит система регулирования. Дальше то что?