დენი წავიდა, დროებითი თემა (იმედია)

შევარდნაძე, შენი დედა #####ან, შუქი სად წაიღე

მეგობრებო, სანამ ემოციებით დაწერთ ვისი ბრალია, ჯერ 500-კილოვოლტიანი ქსელის ტოპოლოგია, გეგუთის ენერგოკვანძის რეჟიმი იმერეთის ბალანსი თურქეთის მიმართულებით სიმძლავრის ნაკადები რუსეთთან პარალელური მუშაობა ,ვალდის პელში და სისტემური ინერცია გააანალიზეთ და მერე დადეთ დასკვნა..........

გორთან დამატებით 20 თუ 30 ქარის გენერატორი დაამონტაჟეს, აშკარად არ ჰყოფნის დენი ფერმებს

აბა ახლა რა ხდება? ეს რა უბედურებაა მთელი ქალაქი და ქვეყანა ერთ კაბელზეააა მიერთებული?

რა მოწყვლადი არარაობები ვართ

სწორია, მაგრამ ამ ყველაფრის ანალიზისთვის საჭიროა ტელემეტრია, დაცვის ამოქმედების ჩანაწერები და დისპეტჩერული ლოგები. დანარჩენი მხოლოდ ვარაუდია

ავიყვანოთ ეს თემა 41 გვერდამდე .

შუშა არ ვიცი და შეშა გვაქვს?? რთული ზამთარი იქნება...

ვისაც ევალებოდა გაანალიზება იმას რო დაედო დასკვნები ეხლა ესე არ ვიჯდებოდით, ხო ეგრეა?!

არავინ არაფერი არ იცის 41



This post has been edited by გიო88 on 5 Aug 2026, 21:02

რა პრობლემაა

ზუსტი MW/Mvar ნაკადებისთვის საჭიროა შესაბამისი მომენტის SCADA/EMS snapshot: გენერაცია, დატვირთვა, ხაზების სტატუსი, ძაბვები, რეაქტიული რეზერვები და მეზობელ სისტემებთან გაცვლის გრაფიკები.

1. საქართველოს 500 კვ ქსელის როლი და ტოპოლოგია

საქართველოს 500 კვ ქსელი ფუნქციურად სამი მიმართულების დამაკავშირებელი ხერხემალია:

დასავლეთი → ცენტრი/აღმოსავლეთი

* დასავლეთის ჰიდროგენერაციის მიღება;
* სიმძლავრის გადატანა იმერეთისა და აღმოსავლეთ საქართველოსკენ;
* კავშირი ენგურის აუზთან, ჯვრის, წყალტუბოს/ზესტაფონისა და ქსანი–გარდაბნის მიმართულებებთან.

სამხრეთი → თურქეთი

* ზესტაფონი–ახალციხისა და გარდაბანი–ახალციხის 500 კვ მიმართულებები;
* ახალციხეში 2×350 MW back-to-back HVDC გარდამქმნელი;
* თურქეთთან 400 კვ ახალციხე–ბორჩხის ხაზი;
* ჯამური საპროექტო გადაცემის შესაძლებლობა დაახლოებით 700 MW. თურქეთის სისტემა საქართველოსთან ასინქრონულადაა დაკავშირებული, ამიტომ ექსპორტის სიდიდე HVDC-ის მართვით განისაზღვრება და არა უშუალოდ ფაზური კუთხით.

ჩრდილოეთი → რუსეთი

* რუსეთთან ძირითადი 500 კვ კავშირი სინქრონული პარალელური მუშაობის ნაწილია;
* ამ კავშირზე აქტიური სიმძლავრის ნაკადი დამოკიდებულია არა მხოლოდ კონტრაქტულ გაცვლაზე, არამედ საქართველოს შიდა გენერაცია–მოხმარების უბალანსობაზე, სიხშირესა და ქსელის ფაზურ კუთხეებზე.

ამრიგად, 500 კვ ქსელი სრულად „რადიალური“ აღარ უნდა განვიხილოთ. ახალციხის კვანძმა შექმნა ალტერნატიული დასავლეთ–სამხრეთ–აღმოსავლეთის გზა, თუმცა ცალკეული ავარიისას ნაკადები მაინც შეიძლება ძლიერ კონცენტრირდეს ერთ ან ორ დერეფანში. ქსელის განვითარების მიზანი სწორედ N−1 კრიტერიუმის შესრულება, დასავლეთის გენერაციის გამოყვანა და საექსპორტო პოტენციალის ათვისებაა.

2. გეგუთის ენერგოკვანძის რეჟიმი

გეგუთის კვანძი უნდა განვიხილოთ არა როგორც დამოუკიდებელი 500 კვ „საზღვრის კვანძი“, არამედ როგორც იმერეთის 220/110 კვ დატვირთვისა და გენერაციის შემკრები კვანძი, რომელიც 500 კვ სისტემასთან ახლომდებარე ავტოტრანსფორმატორული კვანძების გავლით ურთიერთქმედებს.

მის რეჟიმზე ყველაზე მეტად მოქმედებს:

* ქუთაისისა და მიმდებარე სამრეწველო/საყოფაცხოვრებო დატვირთვა;
* რიონი–გუმათი–ვარციხის ჰესების გენერაცია;
* წყალტუბოსა და ზესტაფონის მიმართულებების დატვირთვა;
* ადგილობრივი 220 კვ ქსელის კონფიგურაცია;
* 500/220 კვ ავტოტრანსფორმატორებზე დატვირთვის განაწილება;
* იმერეთიდან ახალციხის ან აღმოსავლეთისკენ გასატანი სიმძლავრე.

გეგუთის სამი ტიპური რეჟიმი

1. ჰიდროლოგიურად მაღალი, მცირე ადგილობრივი მოხმარება

ადგილობრივი გენერაცია აჭარბებს იმერეთის დატვირთვას:

P_{\text{Imereti}}=
P_{\text{generation}}-
P_{\text{load}}-
P_{\text{losses}}>0

ამ დროს იმერეთი ექსპორტირებადი რეგიონია. სიმძლავრე გადის:

* ზესტაფონი–ახალციხის მიმართულებით თურქეთისკენ;
* ან ცენტრალური/აღმოსავლეთ საქართველოსკენ;
* ნაწილობრივ ჩრდილოეთის სინქრონულ სისტემასთან არსებული ბალანსის შესაბამისად.

2. ზამთრის პიკი, დაბალი ჰიდროგენერაცია

იმერეთის საკუთარი გამომუშავება შეიძლება ადგილობრივ დატვირთვას ჩამორჩეს. მაშინ კვანძი ხდება მიმღები და სიმძლავრე შემოდის:

* აღმოსავლეთიდან;
* რუსეთიდან სისტემური იმპორტის შემთხვევაში;
* სხვა დასავლური გენერაციის კვანძებიდან.

3. თურქეთის მაღალი ექსპორტი

HVDC-ის მაღალი დავალებისას ახალციხე საქართველოს AC ქსელში პრაქტიკულად დიდ კონტროლირებად აქტიურ დატვირთვად ჩანს. ეს ზრდის დასავლეთიდან ზესტაფონი–ახალციხისკენ ნაკადს და შეიძლება გაზარდოს გეგუთი–ზესტაფონისა და მიმდებარე 220 კვ ქსელის დატვირთვაც.

აქ კრიტიკულია, რომ თურქეთის ექსპორტისთვის საჭირო MW მხოლოდ ერთ დერეფანში არ კონცენტრირდეს.

3. იმერეთის ენერგეტიკული ბალანსი

იმერეთის რეჟიმი უმჯობესია შეფასდეს შემდეგი განტოლებით:

P_{\text{gen,Imereti}}+
P_{\text{import into region}}
=
P_{\text{load,Imereti}}+
P_{\text{export from region}}+
P_{\text{loss}}

რეგიონი ხშირად ახლოსაა გენერაციის დიდ წყაროებთან, მაგრამ ბალანსი მკვეთრად სეზონურია:

* გაზაფხული–ზაფხული: ჰიდროგენერაციის სიჭარბე და დასავლეთიდან აღმოსავლეთ/თურქეთის მიმართულებით ნაკადი;
* ზამთარი: მოხმარების ზრდა, ჰიდროლოგიური რესურსის შემცირება და ზოგჯერ ნაკადის მიმართულების შეცვლა;
* ღამის საათები: ადგილობრივი მოხმარების შემცირების გამო უფრო დიდი გასატანი ნამატი;
* საღამოს პიკი: ადგილობრივი ბალანსის გაუარესება და 220 კვ ქსელის ტრანსფორმატორული დატვირთვის ზრდა.

რისკი

იმერეთის დადებითი ბალანსი ყოველთვის არ ნიშნავს უსაფრთხო რეჟიმს. თუ ერთდროულად გვაქვს:

* დასავლეთის მაღალი ჰიდროგენერაცია;
* თურქეთის დიდი ექსპორტი;
* ერთ-ერთი 500 კვ ხაზის ან ავტოტრანსფორმატორის გათიშვა,

დარჩენილ ელემენტებზე შეიძლება წარმოიქმნას პოსტავარიული გადატვირთვა, ძაბვის დაწევა და რეაქტიული სიმძლავრის დეფიციტი.

4. თურქეთის მიმართულებით სიმძლავრის ნაკადები

თურქეთთან HVDC კავშირის მთავარი უპირატესობა არის ის, რომ გაცვლის MW შეიძლება დისპეტჩერულად განისაზღვროს და თურქეთის სისტემის სიხშირის რყევა პირდაპირ არ გადადის საქართველოში.

მაგრამ HVDC ფიზიკურად არ ხსნის საქართველოს შიდა ქსელის შეზღუდვებს. მაგალითად, 600–700 MW ექსპორტისას უნდა შემოწმდეს:

* ზესტაფონი–ახალციხის 500 კვ დერეფანი;
* გარდაბანი–ახალციხის დერეფანი;
* დასავლეთის გენერაციიდან ზესტაფონამდე მიმავალი ქსელი;
* ახალციხის კონვერტორების ხელმისაწვდომობა;
* 500 კვ ძაბვები და Mvar ბალანსი;
* N−1 ავარიის შემდეგ ნაკადის გადანაწილება.

HVDC-ის ერთი 350 MW ბლოკის გათიშვისას დაახლოებით შესაბამისი სიმძლავრე მყისიერად ქრება ქართული AC სისტემის დატვირთვიდან. თუ საქართველოდან თურქეთში ექსპორტი მიმდინარეობდა, ეს საქართველოში იწვევს გენერაციის მყისიერ სიჭარბეს და სიხშირის ზრდის ტენდენციას. საწინააღმდეგო რეჟიმში, თურქეთიდან იმპორტის დაკარგვა იწვევს დეფიციტსა და სიხშირის ვარდნას.

5. რუსეთთან პარალელური მუშაობის ეფექტი

რუსეთთან სინქრონული პარალელური მუშაობა საქართველოსთვის სამ ძირითად სარგებელს ქმნის:

1. სიხშირის მხარდაჭერა — საქართველო ელექტროდინამიკურად უკავშირდება ბევრად დიდ სინქრონულ სისტემას;
2. ავარიული სიმძლავრის მიღება ან გაცემა — დეფიციტისას პირველ წამებში სიმძლავრე შეიძლება ავტომატურად შემოვიდეს რუსეთიდან;
3. ეფექტური სისტემური ინერციის ზრდა — საქართველოს სიხშირე ნაკლებად სწრაფად იცვლება.

თუმცა არსებობს მნიშვნელოვანი მინუსიც: რუსეთთან ნაკადი სრულად კომერციული გრაფიკით არ განისაზღვრება. ფაქტობრივი გაცვლა შეიძლება გამოითვალოს დაახლოებით ასე:

P_{\text{Russia actual}}
=
P_{\text{schedule}}+
P_{\text{inadvertent exchange}}+
P_{\text{frequency response}}

თუ თურქეთში ექსპორტი იზრდება და ქართული გენერაცია იმავე ოდენობით არ იზრდება, დამატებითი სიმძლავრის ნაწილი შეიძლება სინქრონული კავშირიდან, მათ შორის რუსეთიდან, ავტომატურად შემოვიდეს. ამ შემთხვევაში საქართველო დე ფაქტო ხდება რუსეთი → საქართველო → თურქეთის ენერგეტიკული ტრანზიტის სივრცე, თუმცა თურქეთის საზღვარზე გადაცემა HVDC-ით ასინქრონულია.

რუსეთთან კავშირის დაკარგვა მაღალი თურქული ექსპორტისას ერთ-ერთი ყველაზე მძიმე კონტინგენციაა, განსაკუთრებით თუ საქართველო იმ მომენტში რუსეთიდან იმპორტზეა. საქართველოს სისტემა დაკარგავს ერთდროულად:

* აქტიური სიმძლავრის შემოდინებას;
* დიდი სისტემის სიხშირულ მხარდაჭერას;
* გარედან „მიღებულ“ ინერციულ ეფექტს.

6. სისტემური ინერცია

სისტემური ინერცია განისაზღვრება სინქრონულად მიერთებული მბრუნავი გენერატორებით:

E_k=\sum H_iS_i

სადაც:

* H_i — გენერატორის ინერციის მუდმივაა წამებში;
* S_i — გენერატორის ნომინალური სიმძლავრეა;
* E_k — სისტემაში დაგროვილი კინეტიკური ენერგიაა MW·s-ში.

ავარიის პირველ მომენტში სიხშირის ცვლილების სიჩქარე დაახლოებით უკუპროპორციულია ინერციისა:

\left|\frac{df}{dt}\right|
\propto
\frac{|\Delta P|}{E_k}

საქართველოსთვის მნიშვნელოვანი განსხვავება

რუსეთთან პარალელურ რეჟიმში:
საქართველო დიდი სინქრონული არეალის ნაწილია და ეფექტური RoCoF შედარებით მცირეა.

რუსეთისგან იზოლირებულ რეჟიმში:
ინერცია განისაზღვრება მხოლოდ საქართველოში ონლაინ დარჩენილი სინქრონული აგრეგატებით. ამ დროს:

* დიდი ბლოკის, ხაზის ან HVDC ნაკადის დაკარგვა უფრო სწრაფ RoCoF-ს იწვევს;
* ნაკლები დრო რჩება პირველადი რეგულირების ამოქმედებამდე;
* იზრდება დაბალი სიხშირის ავტომატიკის მოქმედების რისკი;
* საჭიროა მეტი მბრუნავი რეზერვი ან სწრაფი BESS/FCR.

GSE-ის 2025 წლის ენერგიის შენახვის პროექტის დოკუმენტაციაც პირდაპირ უკავშირებს საცავის საჭიროებას საქართველოს სისტემის უსაფრთხო და სტაბილურ მუშაობას გარე სიხშირული მხარდაჭერისგან დამოუკიდებლად.

7. ყველაზე სახიფათო კომბინირებული სცენარი

კრიტიკული რეჟიმი შეიძლება იყოს:

* იმერეთსა და დასავლეთში მაღალი ჰიდროგენერაცია;
* თურქეთში 600–700 MW ექსპორტი;
* რუსეთიდან მცირე იმპორტი ან თითქმის ნულოვანი გაცვლა;
* შედარებით მცირე რაოდენობის სინქრონული აგრეგატები ონლაინ;
* რომელიმე 500 კვ დერეფნის რემონტი.

ამ პირობებში 500 კვ ხაზის გათიშვამ შეიძლება გამოიწვიოს:

1. დარჩენილ ხაზებზე სიმძლავრის მკვეთრი გადანაწილება;
2. ზესტაფონი–ახალციხის ან დასავლეთ–აღმოსავლეთის დერეფნის გადატვირთვა;
3. იმერეთის 220 კვ ძაბვის დაქვეითება;
4. ავტოტრანსფორმატორებში MVA დატვირთვის ზრდა;
5. კუთხური მდგრადობის მარაგის შემცირება;
6. დაცვის კასკადური მოქმედების საფრთხე.

კიდევ უფრო მძიმეა რუსეთთან სინქრონული კავშირის გათიშვა მაშინ, როდესაც იქიდან მნიშვნელოვანი იმპორტი ხორციელდება. ასეთ დროს საჭიროა:

\text{Fast reserve}
+
\text{load shedding}
\geq
\text{lost import}

თორემ სიხშირე სწრაფად დაეცემა.

8. ოპერატიული შეფასების მთავარი ინდიკატორები

ამ რეჟიმის რეალური უსაფრთხოების დასადგენად უნდა კონტროლდებოდეს:

* ზესტაფონი–ახალციხისა და გარდაბანი–ახალციხის MW/Mvar;
* დასავლეთ–აღმოსავლეთის 500 კვ ხაზების დატვირთვა;
* გეგუთის, წყალტუბოსა და ზესტაფონის 220 კვ ძაბვები;
* 500/220 კვ ავტოტრანსფორმატორების MVA და ტემპერატურული მარაგი;
* რუსეთთან ფაქტობრივი და დაგეგმილი გაცვლის სხვაობა;
* თურქეთის HVDC თითოეული ბლოკის დავალება;
* ონლაინ სინქრონული გენერატორების ჯამური H\cdot S;
* უდიდესი დასაშვები ავარია — P_{\text{loss,max}};
* RoCoF, frequency nadir და პირველადი რეზერვი;
* N−1-ის შემდეგ ხაზების დატვირთვა და ძაბვის მინიმუმი.

დასკვნა

გეგუთისა და მთლიანად იმერეთის კვანძის უსაფრთხოება დამოკიდებულია არა მხოლოდ ადგილობრივ გენერაცია–მოხმარებაზე, არამედ სამმაგ ურთიერთქმედებაზე:

დასავლეთის ჰიდროგენერაცია → 500 კვ შიდა დერეფნები → თურქეთის HVDC ექსპორტი,
ხოლო რუსეთთან პარალელური მუშაობა ამ რეჟიმს სიხშირისა და ინერციის მხრივ ამაგრებს.

ყველაზე მნიშვნელოვანი ოპერატიული პრინციპებია:

* თურქეთის ექსპორტი არ უნდა აღემატებოდეს საქართველოს შიდა ქსელის N−1 შესაძლებლობას;
* რუსეთთან პარალელური მუშაობის სარგებელი არ უნდა ჩაითვალოს საქართველოს საკუთრივ სწრაფ რეზერვად;
* იზოლირებულ რეჟიმში საჭიროა ცალკე ინერციული და სიხშირული მდგრადობის შემოწმება;
* იმერეთის დადებითი ენერგობალანსისას მთავარი შეზღუდვა ხშირად გენერაციის დეფიციტი კი არა, სიმძლავრის უსაფრთხოდ გატანის შესაძლებლობაა.

GIORGI XXL

სტრატეგიული ობიექტების საკონტროლო პაკეტი რომ არ იყიდება, მაგი მაშინაც კარგად იცოდნენ და ეხლაც იციან.

მაგრამ ბრძანება იყო და ჯერ გააპრავა და მერე შეასრულა მაშინდელმა პრეზიდენტმა.


და ის როგორ იყო-ყველაფერი უნდა გავყიდოთ ნამუსის გარდაო?????

თქვენ იღლიცინეთ და ის კაცი კი წერს ბიტკოინებს

შუშა არ ვიცი და შეშა გვაქვს?? რთული ზამთარი იქნება...

შეშა არარი, ვერ ჩამოვიტანეთ

აჰა, დაიდო ვერსია

დავუჯეროთ?

ბეწვზე გადავრჩი.
ლიფტის ჩიპი დამრჩა სახლში, მობრუნება დამეზარა და კიბეზე რო ჩავდიოდი იმ მომენტში გაითიშა



This post has been edited by spider77 on 5 Aug 2026, 21:06