:dont_knov:
пока не знаю,у нас на 750 выключатели классически в зоне ДЗШ

А что КЗ само по себе каким-то волшебным образом исчезнет?!
На Таврической ТЭС (она же Симферопольская) один блок ГТУ+ПТУ на шинах 330 кВ, а другой, о котором идёт речь, на шинах 110 кВ, а как известно приводы на выключателях такого напряжения практически только трёхфазные.
... столько специалистов считало на разных программах и из разных организаций и у всех с инженерной точностью всё сходится, а Вы извиняюсь, несёте в этом вопросе полную чушь... Если не знаете, то выражение типа "но это вроде", не может быть главным аргументом. Почитайте буквари, кратенький состав уже приводил ранее.

С точки зрения системного оператора не так все было плохо))):
Пресс-релиз
Участие электростанций в нормированном первичном регулировании обеспечило гарантированное качество регулирования частоты в ЕЭС России при значительном небалансе мощности после отключения энергоблоков Калининской АЭС
23.07.2019    17:07
Участие генерирующего оборудования в нормированном первичном регулировании частоты (НПРЧ) обеспечило максимально быструю гарантированную реакцию на резкое отклонение частоты при возникшем 18 июля небалансе в ЕЭС России. Задействование систем НПРЧ с их последующей работой в следящем за частотой режиме в соответствии с установленными требованиями позволило обеспечить удержание частоты в ЕЭС России в допустимых пределах после небаланса до реализации резервов вторичного регулирования и восстановления нормального уровня частоты.

При возникновении аварийного небаланса мощности, связанного с отключением энергоблоков Калининской АЭС, нормированное первичное регулирование частоты в ЕЭС России осуществлялось 46 единицами генерирующего оборудования – 42 тепловыми энергоблоками и 4 гидроагрегатами, отобранными Системным оператором для оказания услуг по обеспечению системной надежности.

Установившееся значение частоты через 30 секунд после возникновения небаланса составило 49,85 Гц, что соответствует отклонению от нижней границы «мертвой полосы» (порога срабатывания) НПРЧ на 0,13 Гц. Такое отклонение частоты потребовало полной мобилизации размещенных Системным оператором первичных резервов. До возникновения небаланса суммарная фактическая мощность участвующих в НПРЧ генераторов составляла 10708 МВт, через 30 секунд после возникновения небаланса суммарная фактическая мощность составила 11510 МВт. Таким образом, выданная суммарная первичная мощность составила 802 МВт.

Суммарная величина крутизны статической частотной характеристики (СЧХ) энергообъединения в составе 1-й синхронной зоны ЕЭС России и параллельно работающих с ней энергосистем зарубежных государств при данном небалансе составила 28000 МВт/Гц, из них 20300 МВт/Гц (72 %) приходится на долю 1-й синхронной зоны ЕЭС России. При этом доля НПРЧ в формировании крутизны СЧХ 1-й синхронной зоны ЕЭС России составила 6200 МВТ/Гц или 30 % при суммарной мощности участвующих в НПРЧ энергоблоков и гидроагрегатов в размере 11,5 % от суммарной нагрузки 1-й синхронной зоны ЕЭС России. В формировании суммарной крутизны СЧХ ЕЭС доля НПРЧ ЕЭС России составила более 21% при суммарной мощности 8 % от суммарной нагрузки ЕЭС, что показывает значительную эффективность НПРЧ.

Ограничение отклонения частоты и ее удержание в допустимых пределах при возникновении таких нарушений баланса активной мощности обеспечивается действием общего и нормированного первичного регулирования частоты, являющегося важной составляющей обеспечения системной надежности ЕЭС России. В общем первичном регулировании частоты участвует практически все генерирующее оборудование в энергосистеме, но только при наличии на момент отклонения частоты резерва мощности и с характеристиками регулирования, существенно отличающимися для разного типа генерирующего оборудования и его систем автоматического регулирования. При этом в НПРЧ – гарантированной части первичного регулирования, участвует генерирующее оборудование с улучшенными характеристиками систем автоматического регулирования по чувствительности и скорости реакции на отклонения частоты (до 30 секунд) в пределах заданных резервов.

В случае отсутствия на момент рассматриваемого аварийного небаланса мощности гарантированного участия генерирующего оборудования в НПРЧ крутизна СЧХ ЕЭС составила бы менее 22000 МВт/Гц и отклонение частоты в ЕЭС в первый момент времени составило бы на 0,05 Гц больше с возможным последующим отклонением частоты за допустимые пределы из-за нестабильности общего первичного регулирования частоты.

Добавлено: 2019-07-25 10:59:54

может отказа не было, главный инженер станции же сказал, что все отработало по проекту)))

Почему это "волшебным"? На то есть РЗА же:)

Что считали, что сходится? Что за чушь? За 0,4 секунды при КЗ на линиях 110 кВ генераторы до сверхзвуковых скоростей раскручиваются или что? Чего они там курили, мне привезите, у нас такого не растет :ok:  Реально, я с этим вашим "крымнашим" не так долго знаком, но именно там меня реально удивляет наличие выключателей 110 кВ именно с пофазным приводом где не попадя. Причем без всяких ОАПВ (с ОАПВ еще было бы понятно). Обоснование про УРОВ и однофазное КЗ вместо трехфазного - это можно в уши министрам заливать, а не техническим специалистам. Впрочем, объяснение от Lekar вроде все ставит на свои места. :D

Добавлено: 2019-07-25 09:28:51

#82 и далее очень странные ответы про потерю устойчивости по этому поводу

Коллега, Вы не будьте столь категоричны в своих суждениях, при трехфазном КЗ, ГТУ со свободной силовой турбиной и постоянной времени инерции секунды  в 3-4 улетит легко за время УРОВ 0,4 сек.. Это же относится и к 80 % генераторов ТЭЦ, советских времен, где схема выдачи мощности на классах 110-220 кВ.

А что, на станциях всегда по одному генератору, или же генераторы всегда работают на одну секцию или СШ? Короткое на ошиновке блочного Т со стороны ВН и отказ выключателя со стороны ВН, пока действием УРОВ не отчекрыжена секция (или СШ), все генераторы РУ станции работают на это короткое и испытывают сброс мощности и тормозного момента практически до нуля, и по итогу их роторам сообщается такая энергия ускорения, которая приводит к АХ.

Да причем тут Крым ?? дело не в Крыму - эта ситуация по всей России. Дело в подходах СО, который трактует методические указания по устойчивости энергосистем, так как, по ее мнению, правильно. При этом субъекты электроэнергетики, не искушенные этими вопросами, соглашаются на эти смелые рационализаторские предложения.

АПВ тут вообще не причем, ни ТАПВ и ОАПВ, ПАУтина Вам пытался объяснить суть махинации с пофазным приводам, попытают теперь и я. В МУ-2003 3ф.КЗ с УРОВ было нормативным (III группа для нормальной схемы), при котором устойчивость должна была сохраняться. После того, как в проектной документации выявлялось нарушение устойчивости при 3ф.КЗ с УРОВ (а в 95 % случае именно это возмущение является триггером для проталкивания пофазного привода 110 кВ) СО всех участников процесса (заказчика, проектировщика) подводил к мысли что нужны мероприятия, обеспечивающие ДУ: и якобы если выключатель имеет пофазный привод (ЭМО на каждую фазу, раздельная механика и дугогасительные камеры), у выключателя не может быть отказа по общей причине во всех трех фазах одновременно. То есть после начала КЗ, работы защит, отключения двух фаз и отказа одной, короткое из 3ф. переходит в 1ф. с длительностью равной выдержке времени УРОВ и отключения смежных выключателей. Перерасчет переходного процесса, при таких условиях в большинстве случае дает сохранение ДУ, так как 1ф. КЗ условия значительно легче. После соответствующего опыления все участников процесса и появляютя пофазные привода вплоть до ПС 110 кВ.
НО: вероятность этого события, я напомню речь идет о трехфазном КЗ с отказом выключателя тремя фазами (при трехфазном приводе), примерно такая же, как и явление Христа народу.
Когда СО пересматривал МУ-2018, они убрали это возмущение из группы нормативных (то есть уже допустима работа АЛАР), потому что на всю Россиию за 15 лет было всего несколько случаев такого события, и то они не привели к фатальным последствиям.
Я согласен в одном, что применение пофазного привода, для обеспечения ДУ, это крайне расточительная тема, так как стоимость выключателя подскакивает процентов на 30 %, а геморрою прибавляется «умножить на три».

Меня очень удивила такая спокойная и деловая характеристика произошедшей аварии на АЭС от СО.
Тем ещё большее недоверие к такому заключению и что истинные причины её находятся гораздо глубже.

По крайней мере я остаюсь при своём мнении, что не должно было быть отключения такого числа блоков при ОКЗ, максимум 1, а тут 3! Ведь тогда для более тяжёлого возмущения III группы "Отключение от УРОВ при отказе одного выключателя после при отключении основными РЗ после двухфазного КЗ на землю" у ПА станции нет ресурсов для превентивных УВ по предотвращения нарушения ДУ. Более того, тогда возможно и нарушение ДУ на примыкающих станциях. Или ещё хуже, например, на ПС Грибово напряжение в ф. С тоже сильно снизилось U1 <0,5Uн значительно ниже критического 0,67, поэтому если бы на ПС Грибова была бы АРЗКЗ, то она бы тоже сработала, во как!!!

Если с АЛАР и у кочеграров все четко, то никаких. Вывалится станция всеми генераторами, в АХ отлючится от АЛАР линии связи, ресинхронизуются с системой и все.
А вот если асинхроннй на 1 цикле надежно не ликвидируется, и последующите провороты приводят к нарушению ДУ генераторов соседней ТЭЦ и возникает мночастотный АХ. Или к примеру кочегары не смогут котлы на параметах до ресинхронизации удержать, и это все зимой проиходит - тогда последствия будут показывать по федеральным телеканалам.

Крым, действительно не причём!
Занимаюсь расчётами уже очень долго и подтверждаю так во всей России, и везде подходы разные.
Нарушения ДУ могут быть и от самого малого возмущения, а могут быть только от самого тяжёлого, зависит от местных условий, но как говорят (надеюсь, что только шутят) специалисты  СО: "да не существует такой ЭС, что бы нельзя было найти такого режима, что не было нарушения ДУ".
Или так. В Анадыре зимой -50...-60 и им глубоко будет нас-ть на МУ от СО если авария будет зимой. В городе системаобразующая сеть 35 кВ  и построена на трёхфазном кабеле, всё спроектировано для городской распределительной сети, даже не удалось обосновать однофазные кабели и сразу исключить ТКЗ. Поэтому, какие там на хрен УРОВ 0,400 с, там критическое время КЗ 0,027 секунда, всё вылетает в пол-задрыга... это я к тому, что ДУ может нарушаться во всех мыслимых не мыслимых режимах, всё зависит от местных условий, нужно считать.
А то, что СО либо перестраховывается либо как Вы, справедливо отмечено трактуют, и самое поганое, что каждый раз по своему... 

При этом субъекты электроэнергетики, не искушенные этими вопросами, а так же и некоторые специалисты такие как MusterOfPuppets не хотят или не могут понять очевидные вещи и продолжают показывать свое невежество...

Для КРУЭ не более 10% или меньше, если сразу будет большой заказ. И ни какого геморроя, так как всё модульно (всё равно дырка-крышка есть) - на все фазные модули поставить приводы или только в один, а на два выполнить тяги, первое даже проще, так как не требует точности установки этих модулей, нужно правильно доводить до производителя свои требования. Если выключатели наружной установки, то на сколько точно нужно делать фундамент под них?