Задайтр вопрос тем кто требует делилку на пс А, как они будут заново синхронизироваться с сетью.
В любом случае делилку желательно делать на отдельном реле.

1. В принципе ЧДА можно выполнить на любом устройстве, выполняющем функции АЧР. Другое дело, в одних режимах работы сети этот девайс может действовать на отключение одних выключателей, в других - на отключение других. Но это уже - оперативные вопросы, в проекте должна быть заложена возможность выполнения воздействия на отключение нужных выключателей (нужные должна указать соответствующая служба режимов).
2. Вроде бы каким-то документом указывается необходимость установки ЧДА только на электростанциях. Но у нас есть и подстанция 110/35/10 кВ, где ЧДА на РЧ-1 работала много лет. А вот сейчас между ТЭЦ и той подстанцией установлена опорная подстанция 220/110 кВ, куда с ТЭЦ приходит команда ЧДА по каналам противоаварийной автоматики.
3. АПВ в обычном понимании в данном случае абсолютно неуместно. На той же ТЭЦ восстановление нормальной работы идет при соблюдении ряда условий, с ходу и не вспомню. Так что на прилегающих подстанциях АПВ после работы ЧДА блокируется (на подстанцию 220/110 кВ не предусматривается даже передача команды АПВ после ЧДА), включение связей выполняется по команде диспетчера.
А вот для линии 35 кВ, питающей собственный завод от собственной генерации, решение может приниматься только по конкретным условиям: мощность электростанции, мощность собственного потребителя, характер нагрузки (одно дело - электрометаллургический завод, где мощность скачет от максимально заявленной до бытового минимума, другое - стеклотарный, где стабильность - залог успешности производственного процесса), мощность возможных прилегающих потребителей. В конце концов, характеристики генераторов: могут они сбросить мощность до минимально потребляемой?
Хотя, впрочем, о чем это я? Обычная блок-станция для обеспечения работы ответственного потребителя. При снижении частоты в сети отключается по частоинхронизация сте и выделяется на собственную нагрузку. Нагрузка есть - выделяемся на сбалансированную нагрузку. нет - риск сесть на ноль с потерей собственных нужд. Здесь уже речи не идет об АПВ. Синхронизация с сетью идет в особо оговоренном порядке.
По конкретной схеме, которую посмотрел в последний момент. Несоответствие мощности трансформаторов и генераторов явно говорит о том. что потребитель настроен в первую очередь на собственную генерацию, на черный день - подпитка от сети. В данном случае обычное деление по частоте - нормальное средство самосохранения. А синхронизация с системой - проблема диспетчера.

Добрый день.
Существует кабельная связь между ЭС и шинами генераторного напряжения. Поток мощности идет от ЭС к шинам генераторного напряжения, где расположена нагрузка. Обратное направление не допустимо. Для этого нужно контролировать направление. В ячейке ввода шин ген. напряжения установлен REF 542+, по описанию у него есть функция (32) "Направленная мощность". Будет ли этой функции достаточным для деления систем? Или есть другие подводные камни?

меня убивает...то ли в энергосистемах специалисты вывелись то ли хз что происходит....
уже не первое ТЗ где требуют чтобы ни-ни туда не шло, а если пойдет МГНОВЕННО отключать))))))))))
типа внешнее КЗ любое и ток куда-то в рамках электростанции денется и в энергосистему не пойдет)))

а еще шикарная вещь была))) тюмень отожгла....подключается электростанция суммарной мощностью генераторов 5МВт с лишним реально в работе максимум 1,5-2 МВт генерации с энергосистемой связана через ТП и вл 110 кВ
в техусловиях электростанция должна участвовать в регулировании частоты энергосистемы)))))))))))))))пипец))))))))
прочитали пункт пуэ и все мозгов нет))) сидят спецы...я честно спросил как они себе этот процесс представляют, ответ - мы написали, значит исполняйте, а то не подключим и весь разговор от технического переходит к угрозам

Добавлено: 2013-01-31 11:01:40

ну и будет ввод рубить при любом внешнем кз в сети

Смешно. Это какая-то "потеря потерь"

Ну конечно, без участия этой станции система развалится, однако.
Как это смешно не звучит, требование об участии прописано в НТД.
Увы, в требованиях СО к системам регулирования частоты нет ограничения по минимальной мощности агрегатов.
Пару раз, я этот вопрос поднимал в обсуждениях, но тема не нашла дальнейшего продолжения.
См. обсуждения:
http://rzia.ru/topic218-reglament-vklyu … -s-es.html
http://rza.communityhost.ru/thread/?thr … =806435874
http://regimov.net/showthread.php/737-% … 1%8C/page2
В данном случае, требование об участие в регулировании это как раз тот случай, когда нормативный документ превратился в догму.
При этом часто забываются более важные требования, направленные на то, чтобы малая станция не превратилась в "свинью в сети", такие как:
- требования к делительным защитам с обязательной установкой второго комплекта делительной защиты на втором конце линии связи с энергосистемой;
- требования к реконструкции РЗА прилегающей сети;
- требования к телемеханике и СПИ на ДП электросетей и т.д.
Уже не раз говорили, что не отделившаяся малая станция может привести к отказу АПВ линий 110 кВ и выше, ложной работе АЧР и даже ложному формированию команд САОН и т.д.
См. обсуждения:
http://rzia.ru/topic1369-malaya-energet … varii.html
http://rzia.ru/post11652.html#p11652
http://rzia.ru/topic801-lozhnaya-rabota-rch1.html
Возникает вопрос о разработке технического регламента включения малых станций на параллельную работу с системой. Требования этого регламента с одной стороны должны защитить потребителя от необоснованных требований, о которых говорил коллега fll, с одной стороны и с другой стороны защитить сети энергосистемы от безграмотных или слишком экономных решений по выдаче мощности таких станций.

мы собирались вносить предложение о корректировке этого пункта пуэ с позиции малой энергетики
да что-то....забили)))