1 (2020-01-27 08:59:46 отредактировано Simak8282)

Тема: Вопросы юного проектировщика

Доброго времени суток!
Не так давно подался в проектирование и сформировался пул вопросов. Надеюсь местные эксперты проектного класса помогут мне разобраться с ними:
1. Контроллеры присоединения(КП). У ФСК есть документ с требованиями к этому типу оборудования. На текущий момент не совсем понятно где проходит грань между КП и измерительными преобразователями (ИП) телемеханики. Являются ли они взаимозаменяемыми? Может ли какой-нибудь ЭНИП-2 использоваться как КП? Если на присоединениях ПС предусмотрены КП, следовательно ставить отдельные ИП в шкаф преобразователей не нужно? Кто должен закладывать в проект КП - релейщик или АСУшник? Почему некоторые релейные функции УРОВ, АПВ и др. реализуют на КП, а не на терминалах РЗА?
2. Распределение защит по терминалам. Существуют ли какие-нибудь документы, регламентирующие распределение защит присоединений по терминалам? К примеру: ячейка трансформатора, терминалы 7UT,7SA,6MD. Функции УРОВ, АПВ можно реализовать на 7SA и 6MD, но чаще выбирают последний.   
3. АПВ на вводе 6 кВ. В каких случаях применяют АПВ вводной ячейки типового КРУ 6 кВ? Учитывая что КРУ это статическая конструкция без проводов, вероятность самоустраняющегося КЗ там никакая, то следует вывод что АПВ делать не нужно. При этом неоднократно встречал в проектах приём ячейкой ввода сигнала "Отключение с запретом АВР и пуском АПВ" от защит вышестоящего трансформатора.
4. Проверка трансформаторов тока. Из проекта в проект наблюдаю следующую картину: проверку трансформаторов тока все проектировщики реализуют по разному. Кто-то делает по рекомендациям руководства на используемый терминал РЗА, кто-то по старым книжкам Шабада и Афанасьева, а кто-то вообще ПНСТ 283-2018. Есть ли какая-нибудь единая самая верная методика проверки ?
5. Проверка трансформаторов напряжения. То же что и п.4. Ситуация тут получше, но в целом разночтения также встречаются.
6. Логическая защита шин. Всё-таки правильно использовать параллельного или последовательного типа?
7. Автоматическое ускорение защит. В фидерах 6-35 кВ при активации ускорения защит после включения выключателя нужно ли ускорять ТЗНП?
8. Соединение трансформаторов тока нулевой последовательности. В случае установки ТТНП в ячейки фидеров с 2-3 силовыми кабелями ТТНП правильно соединять между собой последовательно или параллельно?
9. Реализация АЧР. В большинстве проанализированных мною проектов АЧР реализовано через поступенчатое подключение ячеек КРУ к общим шинкам, начинающимся с шкафа АЧР. При этом во многих терминалах РЗА отходящих линий есть встроенная функция АЧР, что позволяет фидеру самостоятельно измерять частоту и отключаться при необходимости, но так мало кто делает. Почему?
10. ОЗЗ и ОПН 35 кВ. При однофазных замыканиях на землю в сетях 35 кВ(изолир и компенс.) как реагируют на него ОПН?
11. Резервная защита трансформаторов 220 кВ и выше. В качестве резервной защиты трансформатора в этом диапазоне напряжений применяют дистанционную защиту. Литературы по такому применению ДЗ очень мало. Каким образом считаются уставки для данного вида защит? В чем специфика в отличии от ДЗ линии? Почему применение ДЗ начинается именно от 220 кВ, а не 35 или 110 кВ?
12. При осуществлении включения присоединения с контролем синхронизма имеет ли значение тип опорного напряжения с ТН линии(фазное или линейное)?
13. Если есть какие-нибудь комплекты важнейших актуальных документов для проектирования РЗА поделитесь, если не жалко. Заранее благодарю.

2

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

6. Логическая защита шин. Всё-таки правильно использовать параллельного или последовательного типа?

Обе схемы работоспособны
В последовательной схеме обрыв цепей ЛЗШ от терминалов отходящих линий приводит к отказу ЛЗШ.
В параллельной к излишней работе.

Добавлено: 2020-01-24 19:18:26

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

3. АПВ на вводе 6 кВ. В каких случаях применяют АПВ вводной ячейки типового КРУ 6 кВ? Учитывая что КРУ это статическая конструкция без проводов, вероятность самоустраняющегося КЗ там никакая, то следует вывод что АПВ делать не нужно. При этом неоднократно встречал в проектах приём ячейкой ввода сигнала "Отключение с запретом АВР и пуском АПВ" от защит вышестоящего трансформатора.

Делайте запрет АПВ от ЗДЗ, ЛЗШ и УРОВ.
Эксплуатация сама введет или выведет АПВ.

Добавлено: 2020-01-24 19:26:28

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Функции УРОВ, АПВ можно реализовать на 7SA и 6MD, но чаще выбирают последний.   

УРОВ и АПВ удобно в терминале АУВ выполнять.
Если проектируете для ФСК, то все уже шкафы типизированы

Long Live Rock'n'Roll

3

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Соединение трансформаторов тока нулевой последовательности. В случае установки ТТНП в ячейки фидеров с 2-3 силовыми кабелями ТТНП правильно соединять между собой последовательно или параллельно?

параллельно, т.к. надо просуммировать токи всех ниток кабелей

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Автоматическое ускорение защит. В фидерах 6-35 кВ при активации ускорения защит после включения выключателя нужно ли ускорять ТЗНП?

защиту от ОЗЗ? обычно она на сигнал. Там, где на отключение - хз, но токи там все равно небольшие, оборудование должно выдержать

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Резервная защита трансформаторов 330 кВ и выше. В качестве резервной защиты трансформатора в этом диапазоне напряжений применяют дистанционную защиту. Литературы по такому применению ДЗ очень мало. Каким образом считаются уставки для данного вида защит? В чем специфика в отличии от ДЗ линии? Почему применение ДЗ начинается именно от 330 кВ, а не 110 или 220 кВ?

Так же, как если бы это была линия.
Обычно что-то типа 1,2 ступени смотрят в Т,
ступень 1 отстроена от КЗ на стороне смежного напряжения (как ДЗ-1 линии), 2я согласована с защитами на вводе смежного напряжения (как ДЗ-2 линии), которые смотрят в сеть,
должна крыть весь АТ (т.е. надо согласовывать с такой ступенью, чтобы весь АТ закрывался).
и 3,4 (5)  ступени смотрят в сеть своего напряжения, т.е. как бы назад,  и согласуются с защитами линий

. Считайте, что АТ это линия, и вы считаете ей ДЗ-2 и ДЗ-3, вот так считаются эти ступени "назад".

Не знаю насчет 330 кВ и выше, чтобы было такое ограничение, на АТ 220 и 110 тоже могут такое поставить.

Для расчета защит на тупиковых ПС есть стандарт фск СТО 56947007-29.120.70.200-2015.

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

При осуществлении включения присоединения с контролем синхронизма имеет ли значение тип опорного напряжения с ТН линии(фазное или линейное)?

В терминале, во всяком случае у ЭКРЫ, это дело настраивается, можно любое использовать.

4

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

12. При осуществлении включения присоединения с контролем синхронизма имеет ли значение тип опорного напряжения с ТН линии(фазное или линейное)?

Тут все зависит от денег и требованиям к надежности... Самый "дешевый" вариант - ШОН (1фаза). Более надежный контроль - междуфазное напряжение, но лучше всего сравнивать все три фазы напряжений (могут появиться только две фазы, в третей -обрыв с питающей стороны, а со стороны, где осуществляется контроль - третья фаза лежит на земле....

Добавлено: 2020-01-24 15:34:13

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Распределение защит по терминалам. Существуют ли какие-нибудь документы, регламентирующие распределение защит присоединений по терминалам? К примеру: ячейка трансформатора, терминалы 7UT,7SA,6MD. Функции УРОВ, АПВ можно реализовать на 7SA и 6MD, но чаще выбирают последний.

Применяйте 5-й Сипротек, там все проще и дешевле, 4-я серия - устаревшая, новый проект лучше на ней не делать....

5

Re: Вопросы юного проектировщика

Шикарный комплекс вопросов, есть основания полагать. что дискуссия растянется надолго.

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

1. Контроллеры присоединения(КП). У ФСК есть документ с требованиями к этому типу оборудования. На текущий момент не совсем понятно где проходит грань между КП и измерительными преобразователями (ИП) телемеханики. Являются ли они взаимозаменяемыми?

Непонятна разница между КЛ и ИП. Поясните.

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

. Распределение защит по терминалам....

Да здесь или ПУЭ читайте, или пользуйтесь требованиями здравого смысла.
В прочем, продолжение темы - чуть подальше.

Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб.

6 (2020-01-24 16:26:44 отредактировано LikeSilverRain)

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Доброго времени суток!
Не так давно подался в проектирование и сформировался пул вопросов. Надеюсь местные эксперты проектного класса помогут мне разобраться с ними:

Столько вопросов у Вас. На некоторые из них тут на форуме и в жизни споры ведутся годами)) А вам сразу ответ нужен?)
Попробую поделиться конкретно своим мнением, не претендуя на истину в последней инстанции.


1. Контроллеры присоединения(КП). У ФСК есть документ с требованиями к этому типу оборудования. На текущий момент не совсем понятно где проходит грань между КП и измерительными преобразователями (ИП) телемеханики. Являются ли они взаимозаменяемыми? Может ли какой-нибудь ЭНИП-2 использоваться как КП? Если на присоединениях ПС предусмотрены КП, следовательно ставить отдельные ИП в шкаф преобразователей не нужно? Кто должен закладывать в проект КП - релейщик или АСУшник? Почему некоторые релейные функции УРОВ, АПВ и др. реализуют на КП, а не на терминалах РЗА?

1. Однозначного ответа нет, зависит от реализации функций РЗА на оборудовании конкретного производителя и разделения функционала внутри отделов в конкретной проектной организации.

2. Распределение защит по терминалам. Существуют ли какие-нибудь документы, регламентирующие распределение защит присоединений по терминалам? К примеру: ячейка трансформатора, терминалы 7UT,7SA,6MD. Функции УРОВ, АПВ можно реализовать на 7SA и 6MD, но чаще выбирают последний.   

2. Опять же, всегда по-разному. Есть, например, СТО 56947007-29.240.021-2009 Схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС). Типовые требования к оформлению  (с изменениями от 29.04.2016, 20.09.2019) - но он легитимен только для ФСК. Для каждого Заказчика требования к схеме ИТС могут быть абсолютно разные. Взять хотя бы Росатом или ТГК.

3. АПВ на вводе 6 кВ. В каких случаях применяют АПВ вводной ячейки типового КРУ 6 кВ? Учитывая что КРУ это статическая конструкция без проводов, вероятность самоустраняющегося КЗ там никакая, то следует вывод что АПВ делать не нужно. При этом неоднократно встречал в проектах приём ячейкой ввода сигнала "Отключение с запретом АВР и пуском АПВ" от защит вышестоящего трансформатора.

3. Да, АПВ на вводе нужно только при отключении от вышестоящих защит НН Т/АТ (МТЗ НН) с запретом АВР. МТЗ НН резервирует основную защиту Т/АТ на ошиновке до ввода и также МТЗ ввода.

4. Проверка трансформаторов тока. Из проекта в проект наблюдаю следующую картину: проверку трансформаторов тока все проектировщики реализуют по разному. Кто-то делает по рекомендациям руководства на используемый терминал РЗА, кто-то по старым книжкам Шабада и Афанасьева, а кто-то вообще ПНСТ 283-2018. Есть ли какая-нибудь единая самая верная методика проверки ?

4. Сейчас ведется дискуссия по этому вопросу. Однозначно ПНСТ 283-2018 предъявляет гораздо более жесткие требования к выбору ТТ для РЗА, но с оговоркой - только для быстродействующих защит (ДЗЛ, ДФЗ, ДЗО/ДЗШ, ДЗТ и первых ступеней ДЗ и ТНЗНП). Для остальных защит, время срабатывания которых превышает время существования переходного процесса (2-5 ступени ДЗ и ТНЗНП, МТЗ, ТО и прочее), по нашему разумению, достаточно применять классический расчет на 10% погрешность. У расчета по ПНСТ существует много дискуссионных пунктов, решаемых конкретно для объекта и даже для конкретного Заказчика. А также есть ГОСТ МУ с примерами расчетов - официально еще не принятый. Официальной методики для расчета на 10% погрешность ТТ нет, есть разные подходы на основе типовых работ разных проектных институтов и книг некоторых уважаемых людей.

5. Проверка трансформаторов напряжения. То же что и п.4. Ситуация тут получше, но в целом разночтения также встречаются.

5. С расчетами ТН аналогично ситуации по расчетам ТТ на 10% погрешность.

6. Логическая защита шин. Всё-таки правильно использовать параллельного или последовательного типа?

6. Обсуждение на эту тему ведется годами) Опять же зависит от конкретного заказчика, объекта и проектировщика. Чаще сейчас применяют параллельную схему ЛЗШ. Последовательных схем уже очень давно не видел.

7. Автоматическое ускорение защит. В фидерах 6-35 кВ при активации ускорения защит после включения выключателя нужно ли ускорять ТЗНП?

7. Функция SOTF обычно стандартно реализуется для МТЗ - использовать ее для ускорения других защит - опять же это должно обсуждаться. Существует куча нюансов - как выполнена сеть 6-35 кВ, какие требования у эксплуатации, реализуемо ли это на оборудовании конкретного производителя и тд.

8. Соединение трансформаторов тока нулевой последовательности. В случае установки ТТНП в ячейки фидеров с 2-3 силовыми кабелями ТТНП правильно соединять между собой последовательно или параллельно?

8. Каждый случай надо рассматривать индивидуально.

9. Реализация АЧР. В большинстве проанализированных мною проектов АЧР реализовано через поступенчатое подключение ячеек КРУ к общим шинкам, начинающимся с шкафа АЧР. При этом во многих терминалах РЗА отходящих линий есть встроенная функция АЧР, что позволяет фидеру самостоятельно измерять частоту и отключаться при необходимости, но так мало кто делает. Почему?

9. Потому что было такое требование от СО ЕЭС аппаратно разделять функции РЗА и ПА. Недавно вышла новая редакция СТО, год не помню, где теперь часть функций ПА можно совмещать с РЗА. Сейчас АЧР можно делать распределенного типа в терминалах ОЛ. Сейчас так и делают, если нет чьих-то "хотелок".

10. ОЗЗ и ОПН 35 кВ. При однофазных замыканиях на землю в сетях 35 кВ(изолир и компенс.) как реагируют на него ОПН?

10. Мне кажется, это вне компетенции проектировщика РЗА, больше комментариев по этому вопросу могут дать первичники или эксплуатация.

11. Резервная защита трансформаторов 330 кВ и выше. В качестве резервной защиты трансформатора в этом диапазоне напряжений применяют дистанционную защиту. Литературы по такому применению ДЗ очень мало. Каким образом считаются уставки для данного вида защит? В чем специфика в отличии от ДЗ линии? Почему применение ДЗ начинается именно от 330 кВ, а не 110 или 220 кВ?

11. Не понимаю о чем речь - См. СТО 56947007-29.240.10.248-2017 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). ДЗ и ТЗНП повсеместно применяют и для АТ 220 кВ и выше в составе КСЗ ВН и СН. Другое дело, требования к количеству применяемых ступеней до сих пор отсылаются к Руководящим указаниям, изданным еще более 30 лет назад. Специфика заключается в резервировании ДЗ и ТЗНП ЛЭП - расчет достаточно трудоемкий, требует большого количества согласований с уставками защит отходящих ЛЭП.

12. При осуществлении включения присоединения с контролем синхронизма имеет ли значение тип опорного напряжения с ТН линии(фазное или линейное)?

12. Выбор опорного напряжения для КС - задача специалиста расчетчика уставок РЗА. При подведении цепи ТН к терминалу - это чаще всего неважно, т.к. обычно есть возможность программно выбрать нужный тип измеряемого напряжения.

13. Если есть какие-нибудь комплекты важнейших актуальных документов для проектирования РЗА поделитесь, если не жалко. Заранее благодарю.

13. Как такового готового комплекта нет, но вот НТП ПС 2017, ПУЭ, 101 приказ Минэнерго, ГОСТ 2111.01 - первое, что приходит на ум из всего океана сопутствующей НТД.

7

Re: Вопросы юного проектировщика

LikeSilverRain писал(а):
2020-01-24 16:11:32

Столько вопросов у Вас. На некоторые из них тут на форуме и в жизни споры ведутся годами)) А вам сразу ответ нужен?)
Попробую поделиться конкретно своим мнением, не претендуя на истину в последней инстанции.




1. Однозначного ответа нет, зависит от реализации функций РЗА на оборудовании конкретного производителя и разделения функционала внутри отделов в конкретной проектной организации.



2. Опять же, всегда по-разному. Есть, например, СТО 56947007-29.240.021-2009 Схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС). Типовые требования к оформлению  (с изменениями от 29.04.2016, 20.09.2019) - но он легитимен только для ФСК. Для каждого Заказчика требования к схеме ИТС могут быть абсолютно разные. Взять хотя бы Росатом или ТГК.



3. Да, АПВ на вводе нужно только при отключении от вышестоящих защит НН Т/АТ (МТЗ НН) с запретом АВР. МТЗ НН резервирует основную защиту Т/АТ на ошиновке до ввода и также МТЗ ввода.



4. Сейчас ведется дискуссия по этому вопросу. Однозначно ПНСТ 283-2018 предъявляет гораздо более жесткие требования к выбору ТТ для РЗА, но с оговоркой - только для быстродействующих защит (ДЗЛ, ДФЗ, ДЗО/ДЗШ, ДЗТ и первых ступеней ДЗ и ТНЗНП). Для остальных защит, время срабатывания которых превышает время существования переходного процесса (2-5 ступени ДЗ и ТНЗНП, МТЗ, ТО и прочее), по нашему разумению, достаточно применять классический расчет на 10% погрешность. У расчета по ПНСТ существует много дискуссионных пунктов, решаемых конкретно для объекта и даже для конкретного Заказчика. А также есть ГОСТ МУ с примерами расчетов - официально еще не принятый. Официальной методики для расчета на 10% погрешность ТТ нет, есть разные подходы на основе типовых работ разных проектных институтов и книг некоторых уважаемых людей.



5. С расчетами ТН аналогично ситуации по расчетам ТТ на 10% погрешность.



6. Обсуждение на эту тему ведется годами) Опять же зависит от конкретного заказчика, объекта и проектировщика. Чаще сейчас применяют параллельную схему ЛЗШ. Последовательных схем уже очень давно не видел.



7. Функция SOTF обычно стандартно реализуется для МТЗ - использовать ее для ускорения других защит - опять же это должно обсуждаться. Существует куча нюансов - как выполнена сеть 6-35 кВ, какие требования у эксплуатации, реализуемо ли это на оборудовании конкретного производителя и тд.



8. Каждый случай надо рассматривать индивидуально.



9. Потому что было такое требование от СО ЕЭС аппаратно разделять функции РЗА и ПА. Недавно вышла новая редакция СТО, год не помню, где теперь часть функций ПА можно совмещать с РЗА. Сейчас АЧР можно делать распределенного типа в терминалах ОЛ. Сейчас так и делают, если нет чьих-то "хотелок".



10. Мне кажется, это вне компетенции проектировщика РЗА, больше комментариев по этому вопросу могут дать первичники или эксплуатация.



11. Не понимаю о чем речь - См. СТО 56947007-29.240.10.248-2017 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). ДЗ и ТЗНП повсеместно применяют и для АТ 220 кВ и выше в составе КСЗ ВН и СН. Другое дело, требования к количеству применяемых ступеней до сих пор отсылаются к Руководящим указаниям, изданным еще более 30 лет назад. Специфика заключается в резервировании ДЗ и ТЗНП ЛЭП - расчет достаточно трудоемкий, требует большого количества согласований с уставками защит отходящих ЛЭП.



12. Выбор опорного напряжения для КС - задача специалиста расчетчика уставок РЗА. При подведении цепи ТН к терминалу - это чаще всего неважно, т.к. обычно есть возможность программно выбрать нужный тип измеряемого напряжения.



13. Как такового готового комплекта нет, но вот НТП ПС 2017, ПУЭ, 101 приказ Минэнерго, ГОСТ 2111.01 - первое, что приходит на ум из всего океана сопутствующей НТД.

1. Очень интересно. Неужели никто раньше не задавался этим вопросом?
2. Насколько мне известно Росатом активно внедряет у себя нормативы аля ФСК. Думаю у ТГК также.
3. Понятно. Является ли МТЗ НН на устройствах РЗА трансформатора обязательной защитой? МТЗ на терминале ячейки ввода недостаточно?
4,5 то есть на сегодняшний день нужно объяснять заказчику что единой методики нет, выберите ваш вариант?
6. Параллельную блокирующую, или увеличивающую выдержу времени МТЗ вышестоящего терминала?
7. Понятно.
8. Этого я и боялся. Видел старый документик от 30-го года, где указано что соединять нужно последовательно. В то же время попадалась на глаза статья ученого релейных дел Шалина, в которой приоритет отдается параллельному соединению.
9. Любопытно. В львиной доле просмотренных мною проектов АЧР реализовывался на терминалах ТН параллельно с защитой по 3U0 и ЗМН. Требования разделения РЗА и ПА в таком случае нарушено. Сейчас еще системный оператор "добровольную сертификацию АЧР" ввёл... это будет препятствовать реализации АЧР на терминалах фидеров?
10. Возможно, но всё же хочется знать.
11. Опечатался. Имелся ввиду класс напряжения 35-110 кВ, где повсеместно используется МТЗ вместо ДЗ. Вопрос скорректирован. Вопрос по методике расчёта уставок ДЗ для трансформатора актуален.
12. Понятно. Но все же вопрос остается открытым. Стоит ли устанавливать лишний ТН для получения фазного U, какие это даст преимущества?
13. Благодарю.

8 (2020-01-27 10:03:52 отредактировано retriever)

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

8. Соединение трансформаторов тока нулевой последовательности. В случае установки ТТНП в ячейки фидеров с 2-3 силовыми кабелями ТТНП правильно соединять между собой последовательно или параллельно?

LikeSilverRain писал(а):
2020-01-24 16:11:32

8. Каждый случай надо рассматривать индивидуально.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

8. Этого я и боялся. Видел старый документик от 30-го года, где указано что соединять нужно последовательно. В то же время попадалась на глаза статья ученого релейных дел Шалина, в которой приоритет отдается параллельному соединению.

Что-то не то в этих рассуждениях. Параллельно надо соединять. С точки зрения защиты эти токи в нитках кабеля надо сложить, чтобы получить суммарный 3I0 через присоединение, электрическое сложение делается запараллеливанием.

Если вы соедините бублики последовательно, то  токи в разных нитках кабеля будут разные, а ток на все бублики будет какой-то один. Если в одном бублике будет небаланс, этот небалансовый ток начнет насыщать другие бублики. На форуме где-то уже была такая тема.

Либо тогда свой бублик и свое реле/терминал защиты на каждую нитку кабеля....

9

Re: Вопросы юного проектировщика

doro писал(а):
2020-01-24 15:47:19

Шикарный комплекс вопросов, есть основания полагать. что дискуссия растянется надолго.
Непонятна разница между КЛ и ИП. Поясните. Да здесь или ПУЭ читайте, или пользуйтесь требованиями здравого смысла.
В прочем, продолжение темы - чуть подальше.

КП помимо сбора/передачи данных для ТМ/ТИ (токи, напряжения, мнемосхема) может выполнять функцию устройства приема команд АСУ по стандартизированным протоколам (МЭК-104 или 61850), реализовывать логику местной оперативной блокировки, раздавать точное время и еще много-много-много чего.
Вот пример КП для ячеек КРУ: https://enip2.ru/production/metering/

Только спалив 3 мультиметра начинаешь понимать, что читать схемы все же нужно.

10 (2020-01-27 12:00:04 отредактировано dominator)

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

1. Контроллеры присоединения(КП). У ФСК есть документ с требованиями к этому типу оборудования. На текущий момент не совсем понятно где проходит грань между КП и измерительными преобразователями (ИП) телемеханики. Являются ли они взаимозаменяемыми? Может ли какой-нибудь ЭНИП-2 использоваться как КП? Если на присоединениях ПС предусмотрены КП, следовательно ставить отдельные ИП в шкаф преобразователей не нужно? Кто должен закладывать в проект КП - релейщик или АСУшник? Почему некоторые релейные функции УРОВ, АПВ и др. реализуют на КП, а не на терминалах РЗА?

В части ЭНИП-2 есть заключение аттестационной комиссии Россетей. Там указано, в каких случаях ЭНИП-2 может использоваться как контроллер: https://enip2.ru/certificates/FSKatENIP2_2017.pdf
В целом, КП должен соответствовать требованиям СТО 56947007-29.200.80.210-2015 "Контроллеры присоединения. Типовые технические требования". Если железка не соответствует СТО и не аттестована как КП, то не может использоваться как КП.

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Если на присоединениях ПС предусмотрены КП, следовательно ставить отдельные ИП в шкаф преобразователей не нужно?

КП дороже ИП, поэтому чаще всего целесообразно предусматривать отдельные ИП. Но надо смотреть конкретную ситуацию.

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

Кто должен закладывать в проект КП - релейщик или АСУшник? Почему некоторые релейные функции УРОВ, АПВ и др. реализуют на КП, а не на терминалах РЗА?

Это зависит от выбранного поставщика РЗА и АСУ ТП. Если, например, АББ и Сименс, то можно предусмотреть совмещенные АУВ+КП. Функция АУВ в этих устройствах основная, поэтому делают релейщики.

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

13. Если есть какие-нибудь комплекты важнейших актуальных документов для проектирования РЗА поделитесь, если не жалко. Заранее благодарю.

https://www.fsk-ees.ru/about/standards_organization/

11

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

3. Понятно. Является ли МТЗ НН на устройствах РЗА трансформатора обязательной защитой? МТЗ на терминале ячейки ввода недостаточно?

Имеется ввиду наличие МТЗ НН (СН) в терминале ДЗТ? Это не обязательно, идет бонусом к ДЗТ.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

4,5 то есть на сегодняшний день нужно объяснять заказчику что единой методики нет, выберите ваш вариант?

Надо учитывать то, что у забугорских терминалов есть свои методики расчета ТТ. Встречал проекты в которых выполнены несколько расчетов ТТ: один по типовому, другой по методике производителя терминалов.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

6. Параллельную блокирующую, или увеличивающую выдержу времени МТЗ вышестоящего терминала?

Отдельная ступень МТЗ на ЛЗШ, которая блокируется. МТЗ НН выполняется отдельной ступенью не связанной с ЛЗШ.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

8. Этого я и боялся. Видел старый документик от 30-го года, где указано что соединять нужно последовательно. В то же время попадалась на глаза статья ученого релейных дел Шалина, в которой приоритет отдается параллельному соединению.

Можно и параллельно и последовательно, более подробно написано в литературе, например "В.А. Шуин, А.В. Гусенков. Защиты от замыканий на землю в электрических сетях 6-10кВ."

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

9. Любопытно. В львиной доле просмотренных мною проектов АЧР реализовывался на терминалах ТН параллельно с защитой по 3U0 и ЗМН. Требования разделения РЗА и ПА в таком случае нарушено. Сейчас еще системный оператор "добровольную сертификацию АЧР" ввёл... это будет препятствовать реализации АЧР на терминалах фидеров?

В последнее время РДУ указывает на то что терминал АЧР должен соответствовать СТО 59012820.29.020.003-2016 и сейчас мало фидерных терминалов и терминалов ТН соответствуют этим требованиям (количество ступеней, диапазоны ступеней, блокировка по df/dt), приходиться ставить отдельно шкаф со специализированным терминалом АЧР.

12

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

1. Очень интересно. Неужели никто раньше не задавался этим вопросом?

Более того с появлением архитектур ЦПС сейчас размывается грань между РЗА и АСУ ТП.
Также надо понимать разницу в подходах между реконструкцией в рамках уже построенного объекта и комплексным техперевооружением (строительство с нуля).
Одно дело - расширить существующее, а другое - выполнить по-новому. Если мы говорим про новое строительство в рамках ФСК, то нужно руководствоваться СТО ФСК и НТП ПС. В них указывается какие функции должны быть использованы в оборудовании РЗА, а какие в АСУ ТП.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

3. Понятно. Является ли МТЗ НН на устройствах РЗА трансформатора обязательной защитой? МТЗ на терминале ячейки ввода недостаточно?

Для АТ 220 и выше - обязательно. См. НТП ПС 2017 п.12.3.5 и п.12.6.7

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

4,5 то есть на сегодняшний день нужно объяснять заказчику что единой методики нет, выберите ваш вариант?

Не совсем так.
Сейчас практически во все новые задания на проектирование вставляют требования по расчету ТТ по ПНСТ, и к старым проектам пишут замечания - досчитать.
Что не снимает необходимости разграничения, какие именно защиты считать по ПНСТ, а какие по 10%.
По моему мнению, если обмотка ТТ посчитана по ПНСТ, то с практически со 100% вероятностью она пройдет и по расчету на 10% погрешность.
Однако применять ПНСТ для всех защит - неправильно, это может повлечь завышение сметной стоимости.
Таким образом, нужно аккуратно применять оба расчета.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

6. Параллельную блокирующую, или увеличивающую выдержу времени МТЗ вышестоящего терминала?

Схема параллельная.
Думаю, блокировать полностью МТЗ ВВ и СВ нельзя, т.к. остается риск затянувшегося КЗ на ОЛ.
Например, из РЭ на БМРЗ:
"При получении сигнала от датчиков ЛЗШ (пуск МТЗ присоединений, питающих нагрузку) первая ступень МТЗ действует с выдержкой времени, выбранной по условию
селективности. При отсутствии сигнала от датчиков ЛЗШ и пуске первой ступени МТЗ, срабатывание МТЗ происходит с уставкой по времени "ЛЗШ Т". "

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

9. Любопытно. В львиной доле просмотренных мною проектов АЧР реализовывался на терминалах ТН параллельно с защитой по 3U0 и ЗМН. Требования разделения РЗА и ПА в таком случае нарушено. Сейчас еще системный оператор "добровольную сертификацию АЧР" ввёл... это будет препятствовать реализации АЧР на терминалах фидеров?

Ну, скажем так, раньше, то что происходило в 6-35 не сильно волновало СО ЕЭС. Наверно есть нюансы "местной" экплуатации. То что вы перечислили, защита по 3U0 и ЗМН в терминале ТН - это скорее всего индивидуально выполнено в в рамках конкретного объекта. Вариантов где сделать эти функции в защитах 6-35 - полно, видимо на отдельный АЧР не хватило денег или кто-то попросил сделать именно так.
Про добровольную сертификацию АЧР не могу ничего прокомментировать, слышал только о тенденции подключать напряжение для АЧР со стороны ВН вместо НН.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

11. Опечатался. Имелся ввиду класс напряжения 35-110 кВ, где повсеместно используется МТЗ вместо ДЗ. Вопрос скорректирован. Вопрос по методике расчёта уставок ДЗ для трансформатора актуален.

Нормы про ДЗ для защит трансформаторов 35-110 кВ молчат, не сталкивался с таким решением.

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

12. Понятно. Но все же вопрос остается открытым. Стоит ли устанавливать лишний ТН для получения фазного U, какие это даст преимущества?

Если есть деньги - ТН всегда лучше.

13

Re: Вопросы юного проектировщика

По ТТ: Мое мнение - стандарт ПНСТ.... подходит только для отечественных защит.... Во вложении - моя точка зрения на эту тему

Post's attachments

О времени до насыщения ТТ_.docx 915.69 Кб, 66 скачиваний с 2020-01-27 

You don't have the permssions to download the attachments of this post.

14 (2020-01-27 13:29:47 отредактировано n00buK)

Re: Вопросы юного проектировщика

Simak8282 писал(а):
2020-01-24 14:47:00

9. Реализация АЧР. В большинстве проанализированных мною проектов АЧР реализовано через поступенчатое подключение ячеек КРУ к общим шинкам, начинающимся с шкафа АЧР. При этом во многих терминалах РЗА отходящих линий есть встроенная функция АЧР, что позволяет фидеру самостоятельно измерять частоту и отключаться при необходимости, но так мало кто делает. Почему?

Выскажу свое ИМХО:
Раньше в ячейках предусматривались преимущественно токовые защиты и цепи ТН по ячейкам не протягивали. Поэтому раньше реализовывали централизованный АЧР. При переходе на МП данный принцип перенесли "как есть".
В этом подходе есть определенный плюс (в части эксплуатации): выбор подключения фидера на определенную шинку АЧР осуществлялся накладкой/ключом, что есть удобно. С микропроцессорными так изящно сделать сложно (например, представьте, что фидер переехал с АЧР-1 на АЧР-2).

K_Eugene писал(а):
2020-01-27 12:33:53

В последнее время РДУ указывает на то что терминал АЧР должен соответствовать СТО 59012820.29.020.003-2016 и сейчас мало фидерных терминалов и терминалов ТН соответствуют этим требованиям (количество ступеней, диапазоны ступеней, блокировка по df/dt), приходиться ставить отдельно шкаф со специализированным терминалом АЧР.

Вот уже как год живем с ГОСТ Р 58335-2018.
В данном ГОСТе не содержится обязательного требования по блокировке  по df/dt.

15

Re: Вопросы юного проектировщика

Conspirator писал(а):
2020-01-27 13:03:26

По ТТ: Мое мнение - стандарт ПНСТ.... подходит только для отечественных защит.... Во вложении - моя точка зрения на эту тему

Это когда известен производитель РЗА (то есть на стадии РД) можно применить методику производителя, вопросов нет.
А что делать, если заказчик требует расчет по ПНСТ уже на стадии ПД, когда все оборудование РЗА не привязано к конкретному производителю? С одинаковой вероятностью может рассматриваться подключение к ТТ РЗА оборудования Сименс, Экра, Релематика и других.

16

Re: Вопросы юного проектировщика

LikeSilverRain писал(а):
2020-01-27 13:41:20

А что делать, если заказчик требует расчет по ПНСТ уже на стадии ПД

Делать расчет и оговаривать, что при применении "импортных" защит нужно делать уточняющие расчеты. На самом деле, это все "от лукавого".... При применении ТТ 5Р и 10Р нельзя гарантировать 100% правильную работу защит. Стандарт ПНСТ - это просто попытка СО "подстраховаться" до (при) нового крупного погашения, после которого окажется, что соблюдение требований этого стандарта - не есть панацея.... Хоть отечественные производители и дают гарантированное время работы алгоритма (пусть, к примеру 20мс), все равно будет режим, когда это время окажется больше и получим очередную системную аварию....

17

Re: Вопросы юного проектировщика

n00buK писал(а):
2020-01-27 13:28:31

Вот уже как год живем с ГОСТ Р 58335-2018.
В данном ГОСТе не содержится обязательного требования по блокировке  по df/dt.

ГОСТ Р 58335-2018 не устанавливает требований к терминалам АЧР.
СТО 59012820.29.020.003-2016 действующий, устанавливает технические требования и РДУ требует наличия у терминала АЧР "добровольного" сертификата о соответствии данному СТО. Список терминалов имеющих такой сертификат есть на сайте СО ЕЭС.

18 (2020-01-29 14:01:37 отредактировано GRadFar)

Re: Вопросы юного проектировщика

retriever писал(а):
2020-01-24 15:29:47

параллельно, т.к. надо просуммировать токи всех ниток кабелей.

Ну уж если речь идет о проектировании - нужно закладывать один кабель соответствующего сечения и один бублик (Если мы говорим об ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью, ессно)

Добавлено: 2020-01-29 16:46:26

retriever писал(а):
2020-01-27 10:03:10

Либо тогда свой бублик и свое реле/терминал защиты на каждую нитку кабеля....

Ну не поделится ток идеально равномерно между нитками! В одной нитке контакт чуть хуже в фазе А, в других нитках - на других фазах... В итоге будем иметь срабатывания при общем приемлемом балансе.

Добавлено: 2020-01-29 16:52:33

Simak8282 писал(а):
2020-01-27 09:39:00

8. Этого я и боялся. Видел старый документик от 30-го года, где указано что соединять нужно последовательно. В то же время попадалась на глаза статья ученого релейных дел Шалина, в которой приоритет отдается параллельному соединению.

Последовательно можно соединять вторичку ТТ (для увеличения мощности, когда по нагрузке не проходим), только когда ТТ сидят на одной фазе (или на одном кабеле, если это бублик). Тогда фазы токов будут совпадать, нагрузка поделится между кернами. В случае "разнобоя" первичных токов и последовательном соединении результат будет совсем неожиданным.
ЗЫ: Если ретрофит защит и кабели смонтированы - тогда вынужденно параллельно, надеясь, что небаланс бублики в насыщение не загонит.

19 (2020-01-29 14:29:31 отредактировано doro)

Re: Вопросы юного проектировщика

GRadFar писал(а):
2020-01-29 13:52:33

retriever писал(а): ↑
24-01-2020 15:29:47

    параллельно, т.к. надо просуммировать токи всех ниток кабелей.

Ну уж если речь идет о проектировании - нужно закладывать один кабель соответствующего сечения и один бублик (Если мы говорим об ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью, ессно)

Сам влез в тему - сам дурак.
Немного углупился в проблему, есть некоторые наблюдения.
1. Последовательное соединение вторичных обмоток ТТ никак не ведет к суммированию токов. Если мы берем 2 ТТ с составе одного выключателя МКП-110, это - усиление нагрузочной способности. В рассматриваемом случае (два бублика на двух кабелях, отходящих от одной ячейки) - полный нонсенс. ОЗЗ на одном кабеле (фидере), подпитка среди прочих - от соседа. Действуем навстречу друг другу. Ничего хорошего не будет.
2. Параллельное соединение действительно позволяет суммировать токи, наиболее разумное решение.
3. Терминал на каждый фидер - пожалуй, избыток. Вполне решаемый вариант. Но если деньги есть - почему бы и нет? Впрочем, придется ставить еще один терминал. Первый отвечает за междуфазные КЗ, второй - за ОЗЗ на одном кабеле, третий (ой, подзабыл) - за ОЗЗ на втором.
А если кабелей в одной ячейке куда больше? Знакомы от 4 до 8.
4. Есть и другие решения, но на этом этапе моя фантазия пока истощилась.

20

Re: Вопросы юного проектировщика

Conspirator писал(а):
2020-01-27 13:03:26

По ТТ: Мое мнение - стандарт ПНСТ.... подходит только для отечественных защит.... Во вложении - моя точка зрения на эту тему

Упоминаемые в письме упрощенные методики проверки трансформаторов тока из технических описаний Сименс, как пишет Г.Циглер, составлены для среднестатистических случаев с учётом, как вы уже сказали, экономической составляющей. Боюсь, что и по отношению к их реле они тоже не являются панацеей.
Второе. Нормирование остаточной намагниченности у ТТ не нашло развития у российских производителей самих ТТ. Но видимо зря, раз в некоторых случаях Сименс не может обойтись без TPZ?
Третье. Не понял, на что в письме отвечаете, но понял, что на курсах академии у слушателей будет возможность всё услышать)))