1

Тема: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

Добрый день, коллеги.
Вышел новый ГОСТ по ПА:
ГОСТ Р 55105-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования»
С 1 марта действует.
Нашел в инете только версию, где каждую страницу в отдельности можно смотреть (http://protect.gost.ru/v.aspx?control=8 … d2b4aa8238). Может кто-нибудь поделиться ГОСТом в удобном формате? (в идеале - чтобы поиск работал)

2 (2020-03-19 17:27:39 отредактировано Бармалеич)

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

"Ты меня не видела, я тебя не видел"
Скажете потом, поменялось ли хоть что-то. В последнее время я не в теме.
Upd: теперь с поиском

Post's attachments

ГОСТ Р 55105-2019_final.pdf 2.35 Мб, 71 скачиваний с 2020-03-19 

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

3 (2020-03-19 18:14:55 отредактировано doro)

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

Сенька, бери мяч! Русский вольный перевод английского термина. Изучаем.

4

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

doro писал(а):
2020-03-19 18:14:30

Русский вольный перевод английского термина. Изучаем.

не понял какой перевод?
он мало чем отличается от 2012 г.
просто абсолютно все абзацы пронумеровали, ну есть отличия, например

7.1.5  Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии должны передавать в ДЦ телеизмерения объемов ОН и ОГ, реализуемых устройствами и комплексами ПА. При отсутствии технической возможности передачи телеизмерения объемов ОН субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии передают информацию о величине нагрузки потребления электрической энергии, подключенной к ОН, с периодичностью, определенной ДЦ.
7.1.6 Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии два раза в год (в третью среду июня и третью среду декабря) при проведении контрольных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения выполняют измерения объемов ОН и предоставляют результаты указанных измерений в ДЦ.
7.1.6.1  При необходимости по заданиям ДЦ, но не чаще чем один раз в месяц субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии проводят внеочередные измерения объемов ОН и предоставляют результаты указанных измерений в ДЦ.
7.1.6.2  При этом сетевые организации при получении от ДЦ заданий на проведение контрольных (внеочередных) замеров наряду с проведением таких замеров на принадлежащих им объектах электросетевого хозяйства также организуют проведение контрольных (внеочередных) замеров собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, технологически присоединенных к электрическим сетям таких сетевых организаций, либо непосредственно осуществляют замеры на соответствующих объектах (установках) в случае, если договором об оказании услуг по передаче электрической энергии или договором энергоснабжения предусмотрено, что указанные действия выполняют сетевые организации.
7.1.6.3 Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии предоставляют результаты проведенных (организованных) ими контрольных (внеочередных) замеров в ДЦ непосредственно при получении задания на проведение замеров от ДЦ или через сетевую организацию, к электрическим сетям которой присоединены принадлежащие им объекты электроэнергетики и энергопринимающие установки, и в случаях, указанных в подпункте 7.1.6.2, в установленном ДЦ формате в течение 10 рабочих дней со дня проведения соответствующего замера.

во как расписали, раньше было гораздо меньше ....
схемочки-структурки появились,
больше сокращений, но ЭТ почему-то исчезло?!

а так всё также, как и прежде, чувствуется чей-то субъективный взгляд на ПАУ... например
6.2.4.3 ФТКЗ следует выполнять путем непосредственного и прямого измерения одного или нескольких из следующих параметров во время короткого замыкания:
-  величины сброса активной мощности электростанции (отдельных генераторов или групп генераторов электростанции);
-  величины напряжения на шинах электростанции (подстанции согласно 6.2.4.9);
-  величины угла между электродвижущей силой и напряжением на шинах генераторов электростанции,
-  с учетом длительности короткого замыкания.
Не допускается использование иных факторов для ФТКЗ.

последнее так категорично, а собственно почему?
не просто напряжения, а напряжения прямой составляющей, и каким это таким волшебным способом для быстрого ПП мерить угол, т.к. ЭДС генератора можно только моделировать!?

5

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

ПАУтина писал(а):
2020-03-20 02:28:20

он мало чем отличается от 2012 г.
просто абсолютно все абзацы пронумеровали, ну есть отличия, например

Спасибо за разбор документа.

ПАУтина писал(а):
2020-03-20 02:28:20

-  величины угла между электродвижущей силой и напряжением на шинах генераторов электростанции,

Мдя, действительно бред. Имхо, мне кажется тут имели в виду угол ротора генератора, т.к. угол ЭДС/напряжения измерять в режиме КЗ бесполезно.

ПАУтина писал(а):
2020-03-20 02:28:20

больше сокращений, но ЭТ почему-то исчезло?!

Видимо надежд на удачное применение всё меньше. Как по мне, действительно эффективная должна быть вещь... Никто не в курсе, почему признано неудачным (раз убрали) применение ЭТ на Волжской и Братской ГЭС?

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

6 (2020-03-21 03:29:37 отредактировано ПАУтина)

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

n00buK писал(а):
2020-03-20 15:16:20

применение ЭТ на Волжской и Братской ГЭС?

Как и там?!

в 2007...2008 г.г. лично как проектировщик участвовал в обосновании необходимости ЭТ на Зейской ГЭС.
Кто только не участвовал и НИИПТ и Московский ЭСП и ЛГП, все мялись и не решались закрыть сразу однозначно и на всегда, так как:
-по динамике необходимость однозначно подтверждалась как расчётами, так и работой в авариях, правда в ремонтных схемах, главная проблема как-будто исчезла - построили 2-ю ВЛ 500 кВ ЗГЭС - Амурская, но в ремонте то осталась!
- произвели перемаркировку и ремонт ГЭГ и естественно (ломать не строить) демонтировали датчики скорости роторов, а было адаптивное ЭТ с коррекцией выдержки времени по скольжению.
- и ещё прикол, в архиве нашёл записку ГИП-а расчёты стоимости ЭТ от 70-х г.г. (где-то скан валяется, дату точно не помню), так вот на современных бутэловских стоимость ЭТ прим. 42 мл.руб, а при переводе старой оказалась прим. 43 мл.руб.!!!

Объяснение одно, ну сложно им понять, что с этим делать, ЭТ - это как-будто инопланетное явление... лучше не мучится, на хер, лучше цифровые ПС, статкомы, фактцы и прочая ..., а с ЭТ денег не отмоешь...

Действительно, применение ЭТ и эффективность нужно проверять и доказывать, как собственно и эффективность других УВ от ПА, но то, что ЭТ на ГЭС для сохранения динамической устойчивости эффективны, если по расчётам обязательно должны быть ОГ - так  это точно, только оно должно быть  адаптивным.

7

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

п. 6.3.15 "Алгоритм функционирования устройств АЛАР установленных на связи с промежуточными подстанциями, должен обеспечивать возможность настройки, исключающей обесточивание нагрузки промежуточных подстанций."
Теперь законодательно нужно извернуться, что бы отключить ВЛ 110 кВ с двух сторон при наличии отпаечных/промежуточных ПС.

8 (2020-04-13 17:21:58 отредактировано n00buK)

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

talanovdg писал(а):
2020-04-13 16:32:55

Теперь законодательно нужно извернуться, что бы отключить ВЛ 110 кВ с двух сторон при наличии отпаечных/промежуточных ПС.

А зачем отключать ВЛ 110 кВ от АЛАР с двух сторон?

9

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

talanovdg писал(а):
2020-04-13 16:32:55

Теперь законодательно нужно извернуться, что бы отключить ВЛ 110 кВ с двух сторон при наличии отпаечных/промежуточных ПС.

НЕ нужно изощряться, всё очевидно, известно и не изменилось...
Просто когда создаёт типа "современный и насущный" стандарт, то каждый раз и каждый новый автор почему-то считает себя умнее всех предыдущих, почему-то считает, что именно так  как он понимает суть вопроса и является единственной формой изложения, которая будет понятна абсолютно всем..., но зачастую оказывается, что для наиболее противоречивых и сложных вопросов  он высказывает своё субъективное мнение понятное только некоторым, но проблема не в этом, а в том, что ещё больше возрастает неадекватность стандарта ...

А теперь сама суть ...
Во всех НД (приводить п. не буду их очень много) АЛАР должен производить селективное деление системы.
Селективное деление системы это деление с учётом баланса мощности в разделяемых частях системы, то есть в идеале должно образоваться 2 части ЭС каждая со своей частотой, но с минимально возможным не балансом активной мощности, таким образом что частота спустя некоторое время приблизится бы к номинальной за счёт регулировочных способностей своих станций.
А тут как раз обсуждаемый вариант.
В учебниках принципы АЛАР и АР приводятся на примере двух машинной системы, реально же совершенно не так - есть связи с промежуточными отборами. Так вот и получается, что АЛАР должна работать на таких связях строго селективно, а именно оставлять нагрузку (собственно всю ПС) с избыточной частью ЭС, а не с дефицитной.
Что бы выполнить это требование,  АЛАР должна контролировать расположение ЭЦК относительно места своей установки (контролировать знак скольжения). Проблем с реализацией в алгоритмах АЛАР этой функции нет, совершенно во всех АЛАР как зарубежных так и тем более наших это тем или иным образом выполнено.
А вот теперь сами проблемы.
1. ВЛ 500 кВ всегда отключаются с обоих сторон. Не наш случай, т.к. нет промеж. отборов.
2. ВЛ 220 кВ тоже должны иногда отключаться с обоих сторон, если большая длина - перенапряжения, но нет отборов. Относительно малые длины по концам элегазовые выключатели, а на ПС реакторы. Наш случай отборы могут быть.
3. ВЛ 110 кВ истинно наш случай, отборов "завались" как много. НО отключать такие линии по режимам можно только с одной стороны, проблем ни каких нет!
Проблема в том, что чем ниже напряжения тем просто сложнее выявить АР и селективно отделиться.
С одной стороны, для этих линий снимается требование селективно выявления АР.
Размещение АЛАР рассматривается по линиям, а нужно по разные стороны промежуточной ПС.
Дурацкое требование по числу циклов: распределение по напряжениям и не должно быть более 5. Например, для ЭС в сечении АЛАР линии 500 кВ, 220 кВ и 110 кВ. Получим, для резервной ступени АЛАР 500 -2 , резервная 220 - 3-4, получаем что для АЛАР 110 осаётся только 5-й цикл и не возможно настроить АЛАР-ы на транзите 110 кВ. А ещё АЛАР на блоках станций, для них какое число циклов?
Поэтому, как правило, ни кто не парится по этому поводу, как разделилось так и разделилось, при этом отключалась какая-то "сопля" на 110 кВ не стем или стем ну и .... ни  кого не волнует, если ЭС по 500 - 220 разделилась правильно!

10

Re: Новый ГОСТ 55105-2019 по ПА

Спасибо, ПАУтина!