evial9 писал(а): ↑2019-11-25 04:36:06
Возвращаясь в потребителям. Понятно, что для особой группы 1 категории надежности должны быть независимые источники питания.
Отключение целыми группами потребителей оправдано ещё и с точки зрения малой вероятности аварии, поэтому и идут на такой риск...
Однако пример, для наглядности когда ну ни как:
НГХК (север Тюмени), 89...95% 1-я категория (остальное типа: освещение, электротопление и прочая "бижутерия" и в основном на 0,4 кВ), собственная генерация более чем надо, даже 50 МВт может выдать в систему и вроде выдают.
Основная нагрузка 3 линии по производству крошки пропилена (в составе СД компрессоров высокого давления 6,25 МВт на СД на 10 кВ),
ОН выполнен по одной технологической линии - расчётно 25...30 МВт, так как по чуть чуть от каждой ну ни как не получится по технологии всё жёстко связано.
НО проблема заключается в том, что в технологии производства требуется много пара, для этого и стоят ГТУ, но отключая нагрузку, пар не куда девать и по идее нужно гасить ГТУ, получается выполнили ОН ликвидировали дефицит и тут же отключили генератор и получили ещё больший дефицит, естественно на НГХК когенерация ГТУ-общий контур пара-ПТУ, но хрен редьки не слаще отключил ПТУ, пар тем более не куда девать после отключения технлинии его и так завались, во как.
Однако, ОДУ всё согласовало типа ОН выполняется без последствий как если бы это была тупиковая подстанция и энергия с НГХК набирая скорость успешно ликвидирует аварию во всей Тюменской ЭС.
Еще раз, перед проведением рассчётов по устойчивости результатом которых будут и объёмы ОН, запрашиваю карту уставок АОСЧ (АЧР1, АЧР2, САЧР, ЧДА и пр. и пр.) т.к.согласно НТД под АЧР должно заводится не менее 60%, как правило объём загрубляют до 65 %, а с учётом эффекта уменьшения потребления получим все 70%. И это больше чем достаточно, более того это под ОН даже очень много, так ка если ОН выполняется от АПНУ типа АДВ, то это упреждающие или превентивные воздействия, а их объёма как правило на первой фазе аварийного процесса требуется гораздо меньше, чем когда уже произошёл развал ЭС и работает АОСЧ (уже произошло нарушение), но для минимизации его последствий и восстановления нормального после аварийного режима требуется всего 60%, так почему (ещё разок) для ОН в принципе может потребоваться больше!
В том отличие, что АОСЧ автономна и локальна, а УОН требует каналы-УПАСК-УОН... но объём то всё равно известен!
Добавлено: 2019-11-25 23:21:07
evial9 писал(а): ↑2019-11-25 12:28:59
А как на ваш взгляд правильнее?
Как показывают расчёты с учётом эффективности затрат.
Например, ЮБК южный берег Крыма - офигенно живописный транзит (Ялта, Дарсан, ...) питается по трём ВЛ 110 кВ, суммарное потребление зимой 150 МВт (летом 130), по проекту предложил поставить АОПО (причём как даже локальные) и хоть по чуть чуть каналы и УОН или просто делить транзит на середине, но на хр...на сказало любимое Богатиковым РДУ (извиняюсь, если наступил на "больной мозоль") в 2023 построят линии, поэтому получается пока при отключении одной связи (хуже всего в начале, т.е. вся нагрузка связи также ложится на транзит) с другой стороны транзита происходит перегруз линий и АОПО установленные по концам гасят весь транзит...