1

Тема: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Здравствуйте.
Новая ПС 110/10 кВ с совмещенным зданием ОПУ+ЗРУ 10 кВ.
Не ясен сакральный смысл, если он есть?

1. Проектировщики закладывают терминалы защит/управления вводов/СВ 10 кВ и устанавливают их в ОПУ в отдельных панелях? (почему не в ячейках ЗРУ-10 кВ, при том что отдельные панели с мнемосхемами/ключами/лампами так же устанавливаются)
2. Функции АЧР/ЧАПВ в отдельном терминале защит, который так же находится в панели ОПУ? (почему не в терминалах ТН секций ЗРУ-10 кВ, которые так же поставляются)

2 (2015-02-25 19:48:33 отредактировано doro)

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

А на какой аппаратуре выполняется проект? Может быть, в терминале ТН функция АЧР какая-то ущербная (а то и вообще нет).
А место размещения определяется многими факторами, в том числе и габаритными размерами терминалов, и сроками перевода на новые защиты. Заранее смонтировать на ОПУ терминал, пробросить кабели и проверить взаимодействие при хорошей организации - 2, максимум 3 дня вывода основного оборудования. А выдирать старую аппаратуру из ячейки КРУ, пилить дыры и выполнять полностью новый монтаж - неделя в лучшем случае.
Да, не исключен и откат Вашему руководству за дополнительный объем работ. В таком случае лучше молчать в тряпочку.

3

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

divastator пишет:

Здравствуйте.
Новая ПС 110/10 кВ с совмещенным зданием ОПУ+ЗРУ 10 кВ.
1. Проектировщики закладывают терминалы защит/управления вводов/СВ 10 кВ и устанавливают их в ОПУ в отдельных панелях? (почему не в ячейках ЗРУ-10 кВ, при том что отдельные панели с мнемосхемами/ключами/лампами так же устанавливаются)

Все правильно делаю проектировщики. Выключатели должны иметь дистанционное управление. Персонал вообще чем дальше будет от силового оборудования, находящегося под напряжением, тем лучше в плане безопасности.
Оптимально вообще убрать управление и блинкера защит из ЗРУ, перенеся их в ОПУ. На ячейках ЗРУ оставить только кнопку аварийного отключения.
Релейщики тоже проводят не мало времени в ЗРУ за проверкой зашит. Если есть возможность это надо исключать.
Требования по дистанционному управлению выключателей есть в Стандартах.
Сами можете подойти посмотреть к ячейке КРУ выпуска 80-х годов и сегодняшнюю. Обратите внимание на толщину металла. Токи короткого меньше не становятся, и когда сегодняшние ячейки повреждаются, их части просто испаряются.

4

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Lekarь пишет:

Все правильно делаю проектировщики.

Может быть не все... Если поставить терминал РЗ в ОПУ будут длиннее втор. цепи тока, напряжения, а так же оперативные цепи. Управление и сигнализация в ОПУ - да, но терминал РЗ, как-то не убедительно...

5 (2015-02-25 21:14:32 отредактировано doro)

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Lekarь пишет:

Обратите внимание на толщину металла.

Пожалуй, с этим соглашусь. Поскольку почти 30 лет с КРУ не общался (последние годы в наладке и 10 лет работы в эксплуатации моей специализацией были защиты ВЛ 220/110 кВ, а в РДУ - вообще офисный работнник), технические особенности конструктива КРУ как-то были вне поля моего зрения.
Попутно вспоминаю одну из легенд большой энергетики. На моей родной электростанции ЭСХАР (это - под Харьковом, где прошли мои детские годы и похоронены мои родители) не так давно было демонтировано БРУ (бронированное распредустройство). Строилась по плану ГОЭЛРО, оборудование закупалось за бугром, большей частью в США. И вот тогдашние менеджеры (не говорите, что тогда было больше порядка в энергетике) составили заказ на оборудование с измерением в тоннах. Ну и эти проклятые буржуины пожали плечами: в тоннах, так в тоннах. И пришли ячейки - предшественники КРУ с толщиной металлической перегородки 10, а то и 16 миллиметров. Да нафига там всякие ДуЗШ или ЛЗШ? Будет стоять крепко до отрабатывания самого дальнего резервирования.

stoyan пишет:

будут длиннее втор. цепи тока, напряжения, а так же оперативные цепи.

Да по цепям тока и напряжения МПЗ имеют потребление куда ниже электромеханики. А по оперативным цепям нужно еще посмотреть систему организации оперативного тока.
Да, кстати, где там наш топикстартер затерялся?

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

6

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Не мало объектов, где на одной секции 10кВ терминалы в ячейках, а на второй  - в ОПУ. Все плюсы расположения терминалов в ОПУ налицо.

7

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Lekarь пишет:

Сами можете подойти посмотреть к ячейке КРУ выпуска 80-х годов и сегодняшнюю. Обратите внимание на толщину металла. Токи короткого меньше не становятся, и когда сегодняшние ячейки повреждаются, их части просто испаряются.

Не видел новые ячейки отечественных производителей на 10кВ, но про КРУ АББ на 10кВ и ячейки IGEL (устройство плавного пуска на 10кВ) скажу: толщина стенок достаточная, чтобы держать ток КЗ (50кА в течение 1сек., в нашем случае) Более того, ячейки проходят испытания и сертификацию. Инженер из IGEL показывал мне записи видео этих тестов. Перед тестом рядом с ячейкой размещают материал, сходный с тканями человека, чтобы оценить воздействие. Насколько помню, в Европе только одна лаборатория этим занимается (PEHLA).

Post's attachments

Материал.pdf 1.27 Мб, 19 скачиваний с 2015-02-26 

Осциллограммы.pdf 395.27 Кб, 16 скачиваний с 2015-02-26 

Ячейка после теста.pdf 915.29 Кб, 26 скачиваний с 2015-02-26 

You don't have the permssions to download the attachments of this post.
Everything should be made as simple as possible, but not simpler.

8

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

flash74 пишет:

Насколько помню, в Европе только одна лаборатория этим занимается (PEHLA).

Это основа испытаний ячеек КРУ – проверка на локализацию. Проверяется работа устройств дуговой защиты без нагрузки: работа концевых выключателей, порог чувствительности фототиристоров и/или датчиков оптоволоконной дуговой защиты на воздействие фотовспышки. Затем проверяется локализация дуги в отсеках и срабатывание дуговой защиты при пошаговом повышении тока от 500 А до величины токов термической стойкости, заявленных производителем. Время горения дуги 1 секунда. Контролируется непопадание продуктов горения дуги дальше 30 сантиметров в зону обслуживания. В России это испытания КРУ по ГОСТ.

9 (2015-02-26 10:49:13 отредактировано Andrey_13)

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

РУ РЗА 13а:
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c919qghc911764fl1mem1.png http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c919qghc911764fl1mem1.png
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c98n414f617jc27p74k2.png http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c98n414f617jc27p74k2.png

10

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

doro пишет:

А на какой аппаратуре выполняется проект? Может быть, в терминале ТН функция АЧР какая-то ущербная (а то и вообще нет).
А место размещения определяется многими факторами, в том числе и габаритными размерами терминалов, и сроками перевода на новые защиты. Заранее смонтировать на ОПУ терминал, пробросить кабели и проверить взаимодействие при хорошей организации - 2, максимум 3 дня вывода основного оборудования. А выдирать старую аппаратуру из ячейки КРУ, пилить дыры и выполнять полностью новый монтаж - неделя в лучшем случае.
Да, не исключен и откат Вашему руководству за дополнительный объем работ. В таком случае лучше молчать в тряпочку.

ПС строится с нуля (писал выше) - соответственно аппаратура микропроцессорная и проблем с размещением вводом в эксплуатацию, еще быть не может (тем более на стадии П).
Про откат за допы маловероятно, уж очень длинная цепочка от заказчика до непосредственного исполнителя (хотя....).

11

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Спартак Молодцов пишет:

Вижу три ответа.
Что бы релейщикам и терминалам было тепле зимой.
Что бы релейщикам было удобнее проверять защиты трансформатора в комплексе.
Что бы терминалы не погорели при пожаре в ЗРУ.

1. ПС без постоянного присутствия обслуживающего персонала. ОПУ, ЗРУ совмещенное. Большая часть терминалов все равно в ЗРУ-10 кВ (порядка 50 шт.). Посему маловероятно (да и вообще когда у нас о людях заботились).
2. Да, действительно между терминалом ввода и защитой транса есть связи, которые бы при наладке удобнее было бы иметь в одной панели, но есть ещё больше связей с ячейкой КРУ (особенно меня волнует нагрузка проводов от ТТ, особенно при проверке на 10% погрешность)+команды на отключение выключателя, команды от дуговой защиты и пр.

12

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Преимущества размещения в  ОПУ:
1. удобство
2. температурный режим. Многие импортные МП устройства РЗА имеют ограничения по температуре (нижний предел). Значит нужен обогрев, если это КРУ, что ненадежно, нужен контроль и т.д...
Минус: часто в КРУ устанавливаются "слабенькие" по мощности ТТ. При установке в ОПУ могут получиться длинные токовые цепи, и придется "брать" или более мощные ТТ (а это размеры, может не хватить места), или увеличивать сечение, что тоже не "айс"....

13

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Lekarь пишет:

Все правильно делаю проектировщики. Выключатели должны иметь дистанционное управление. Персонал вообще чем дальше будет от силового оборудования, находящегося под напряжением, тем лучше в плане безопасности.
Оптимально вообще убрать управление и блинкера защит из ЗРУ, перенеся их в ОПУ. На ячейках ЗРУ оставить только кнопку аварийного отключения.
Релейщики тоже проводят не мало времени в ЗРУ за проверкой зашит. Если есть возможность это надо исключать.
Требования по дистанционному управлению выключателей есть в Стандартах.
Сами можете подойти посмотреть к ячейке КРУ выпуска 80-х годов и сегодняшнюю. Обратите внимание на толщину металла. Токи короткого меньше не становятся, и когда сегодняшние ячейки повреждаются, их части просто испаряются.

Для управления с ОПУ есть отдельные панели управления, данные терминалы для этих целей не используются. Для сигнализации есть помимо инфы на панелях управления - панель центральной сигнализации и регистраторы аварийных событий. Опять таки основная масса защит все равно в ЗРУ.

Про толщину металла и пр. давайте не будем уводить дискуссию в иное русло.

14

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

stoyan пишет:

Может быть не все... Если поставить терминал РЗ в ОПУ будут длиннее втор. цепи тока, напряжения, а так же оперативные цепи. Управление и сигнализация в ОПУ - да, но терминал РЗ, как-то не убедительно...

Это то и настораживает.

Напомню, что в ОПУ переносятся терминалы вводов, СВ, и ставится помимо тенрминала в ячейках ТН еще отдельная панель АЧР. По вводам ещё ладно, но СВ зачем? И почему АЧР не выполнить в терминалах ячеек ТН-ов?

15

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

doro пишет:

...
Да по цепям тока и напряжения МПЗ имеют потребление куда ниже электромеханики. А по оперативным цепям нужно еще посмотреть систему организации оперативного тока.
Да, кстати, где там наш топикстартер затерялся?

Извиняюсь за отсутствие.

Организация оперативного тока.

=220 В.
Устанавливается свинцово-кислотные АКБ+2 зарядно/подзарядных устройства. Шкафы распределения оперативного тока в ОПУ, помещении релейных панелей. (на стадии П пока не густо со схемами)
Основную нагрузку в данном случае составят соединительные провода от ТТ да терминалов. Особенно она возрастет при КЗ близком к шинам (эт я к теме проверки на 10% погрешность). Ну положим этот вопрос проверки и выбора ТТ был проработан проектировщиком.

16

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Andrey_13 пишет:

РУ РЗА 13а:
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c919qghc911764fl1mem1.png http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c919qghc911764fl1mem1.png
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c98n414f617jc27p74k2.png http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/80000/2000/82146/thumb/p19f2dr7c98n414f617jc27p74k2.png

Спб, это уже что то.

Питание оперативных цепей защит КРУ и защит трансформатора производится от разных автоматов (хотя в голове канеш стоит общий но он по идее должен отстраиваться по селективности).
Пуск напряжения в нашем случае производится от разных ТН-ов.

Ну ладно положим, что бы с этим не заморачиваться терминалы вводов мы поставим в ОПУ, но в чем смысл переноса терминалов СВ и отдельной панели АЧР?

17

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

divastator пишет:

хотя в голове канеш стоит общий но он по идее должен отстраиваться по селективности

Из опыта, в цепях постоянного тока с селективностью не все так просто, разница в 2-3 ступени по номиналу вполне может привести к неселективному отключению.

Everything should be made as simple as possible, but not simpler.

18

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

divastator пишет:

Здравствуйте.

1. Проектировщики закладывают терминалы защит/управления вводов/СВ 10 кВ и устанавливают их в ОПУ в отдельных панелях? (почему не в ячейках ЗРУ-10 кВ, при том что отдельные панели с мнемосхемами/ключами/лампами так же устанавливаются)

Есть еще вероятность, что проектировщики просто взяли какой-то подобный объект и сделали так же. Ну или "всегда так делали".
Нет возможности позвонить спросить у исполнителей конкретные причины, почему отказались от размещения в КРУ? Данное решение не удивительно, но, например, встречал такое только при реконструкциях. При  замене силового трансформатора ставили новый шкафчик на ввод 10 кВ, который на заводе собрать куда проще ,чем пилить и резать релейный отсек ячейки.

19 (2015-02-26 21:12:01 отредактировано Lekarь)

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

divastator пишет:

Для управления с ОПУ есть отдельные панели управления, данные терминалы для этих целей не используются. Для сигнализации есть помимо инфы на панелях управления - панель центральной сигнализации и регистраторы аварийных событий. Опять таки основная масса защит все равно в ЗРУ. Про толщину металла и пр. давайте не будем уводить дискуссию в иное русло.

Нет уж давайте будем. Вы не про те параметры нашего заграничного коллегу спрашивали. Что выключатель справится с током короткого, я не сомневаюсь. Их надежность очень хорошая.
Вы вот про что спросите вашего заграничного друга. Что будет с ячейкой, если опрессовка кабеля будет недостаточной и одна из жил коротнет в момент ремонта или отказа дуговой защиты. От ячейки вообще что-нибудь останется?
Теперь о выключателях. Поинтересуйтесь у нашего заграничного друга, сколько коротких замыканий отключает ихний выключатель в среднем за свой срок службы и сколько в целом операций он производит за срок эксплуатации.
После этого спросите у наших сетевиков сколько коротких в году на фидер приходится.
АВВ очень хорошая фирма. Только мы не в Швейцарии живем. Если выключатель АВВ за весь срок эксплуатации не отключит ни одного КЗ,  то в день окончания эксплуатации выключатель снимут и заменят на новый. У нас таких случаев пока нет. Регистраторы аварийных событий тоже чем дальше от потенциального опасного источника тем лучше. Это ваша защита в случае пожара.
У нас на объектах еще стоят импортные выключатели, выпуска 40-50 годов, насколько помню. Когда их ставили тоже думали, что ненадолго, пока своя промышленность не освоит выпуск выключателей. Так и работают. Но сегодня параметры безопасности иные, а когда разговор заходит о замене, ответ один - эти вроде часто не ломаются и относительно надежны, а у нас есть и более серьезные проблемы.
Если есть возможность, то надо заботиться о безопасности персонала. Тем более допускаться в ячейки будет не всегда квалифицированный персонал, и может оставить проблемы после работы.
Конечно, если в все смонтируете и закроете на замок, и за все время эксплуатации в кабельные отсеки не попадет персонал неквалифицированный, то устанавливайте, как знаете.

Вообще, если есть возможность сделать работу и эксплуатацию безопасной, и начинать на этом экономить, слов тогда нет. Обычно при ограниченном количестве финансов стараются сделать все безопасно и спрашивают как лучше.

20

Re: ПС 110/10 кВ пара вопросов по компоновке МПЗ

Внесу свою лепту. У нас в обслуживании, на одной из ТЭЦ ячейки фидеров установлены в отдельно стоящем здании ГРУ, отапливаемое электрическими радиаторами, и здание это прилично сифонит, освещения удовлетворительного нет, как общего, так и местного в ячейке. Работать не то что не удобно, а просто противно. Заметил ещё одну тенденцию, не смотря на развитие микропроцессорных технологий, вторичной коммутации в виде кабелей, клеммников и перемычек нисколько не убавилось. Бывает встречаешь реальные кучи проводов, жгутов и кабелей. Это всё ко всему, что терминалы защит 6-10 кВ фидеров должны преимущественно устанавливаться в отдельном помещении, а важнее в своем шкафу на один или два, а то и более терминалов. К сожалению по собственным нуждам электростанций большой вопрос, насколько это возможно реализовать, всё таки как бы не строят современные блоки, а места под ячейки собственных нужд, да и вообще под компановку КРУ кот наплакал. Вот реализовали бы производители УРЗА шкафы с односторонним обслуживанием, а то в ряду с 10-12 шкафов бегаешь вокруг них когда один работаешь. Кстати, по поводу ячеек КРУ, работы выполняем только вдвоём по правилам техники безопасности, а чего там второму делать? Только отвертки подавать, упз крутить. Конечно вдвоём работать приятнее, но бывают моменты, когда аврал, людей не хватает, и разделиться реально необходимо, а нельзя.