Возникают вопросы о секционировании этих трансформаторов по ВН и НН.

1. При секционировании по НН ступени РПН выравниваются и включается секционный выключатель 10кВ. Вопрос возникает о возможных перетоках, могут ли они быть при разной нагрузке. Как я понимаю трансформаторы являются гальванической развязкой и перетоки из сети 110кВ никак не пройдут через трансформаторы и через секционник 10кВ будут идти только уравнительные токи ввиду различия нагрузок по секциям 10кВ. В интернете уже ознакомился с мнениями, что такое действие нужно согласовывать с вышестоящим ДЦ, поскольку включение секционника 10кВ может вызвать большие перетоки. Так повлияет ли секционирование трансформаторов по 10кВ на сеть 110кВ если транзит далеко? В описанном случае по идее повлиять не должен, поскольку в вышестоящей ПС110кВ со схемой полуторной все выключатели включены и секции работают в параллели.
2. Вопрос напишу сюда же, дабы не засорять форум дилетантскими вопросами. Можно ли включить на параллельную работу два трансформатора 10\0,4 по стороне НН путем включения секционного выключателя со следующими условиями: 1) на одном из них на стороне ВН 10кВ "Земля в сети"  2) Нагрузка на обоих трансформаторах одинаковая и включение секционного выключателя 0.4кВ происходит без проблем в нормальном режиме. 3) схема трансформаторов Треугольник во ВН и Звезда с нулем по НН. Насколько я могу судить трансформатор представляет собой гальваническую развязку, к тому же линейные напряжения в норме, а следовательно на схему треугольника по ВН это никак не повлияет. Не могу понять почему у людей мнения разделяются по этим вопросам.
Вопросы от оперативного персонала, поэтому готов к критике.
Буду особенно благодарен если будет посоветована литература, в которой затронуты вопросы секционирования сетей и трансформаторов.
Спасибо.

Ну и несколько вопросов:
1) Критерии определения оборудования, подходящего под категорию «технологической брони»?
На текущий момент в Постановлении № 861 правительства РФ определение указано достаточно размыто.
2) Учитывается ли мощность вспомогательного оборудования, которое необходимо для работы токоприемников, участвующих в непрерывном технологическом процессе? Так понимаю что да и это приведет к тому что будет учитываться практически номинальная мощность объекта производства.
3) Если оборудование имеет технологический резерв в виде второй идентичной позиции (запитанной с другого источника),  технологическая броня рассчитывается для одной или двух позиций?
4) Подходит ли под определение токоприемники, работающие периодически.
5) Мощность токоприемников, подходящих под определение «Аварийной брони», учитывается не зависимо от наличия ИБП для них?
6) В каких разделах ПД обычно указывается мощность «Технологической брони» и «Аварийной брони».

Вообще вопрос для режимщиков, но форум режимщиков последнее время совсем не активный, да и видно глючит - выдает ошибку при попытке задать вопрос. Так что понадеюсь, что и здесь найдутся люди, которые могут мне помочь.

Вопрос касается подключения ВЭС к ЭС и расчетах её динамической устойчивости.
Ранее с ветряками не сталкивался, полагал, что ветряки всегда подключаются к ЕЭС через конвертеры и учитывать их при расчетах динамики не нужно. Но оказалось, что это не единственный вариант подключения. Интересующие меня ветряки реализованы на основе "асинхронных генераторов двойного питания, с двунаправленным инвертором в цепи ротора". Более подробно про такое подключение расписано в докладе во вложении (с 13 стр, III тип).
Может кто-нибудь сталкивался с моделированием подобных ВЭС? Правильно ли будет такие ВЭС смоделировать обычным генератором с системой возбуждения и АРВ, или инвертор тоже как то надо учитывать в модели?

Есть ПС 110 кВ крупного собственника, питается по тупиковой схеме от узловой ПС 110 кВ, 4 тр-ра, каждый запитан своей ВЛ 110 кВ. В проекте 2 из ВЛ 110 кВ перезарядятся на питание от станции этого же собственника (от ОРУ 110 кВ). Станция подключена к ЕЭС 2мя линиями 110 кВ. Все бы ничего, но выяснилось, что тр-ры которые перезаводятся на питание от станции по сети НН работают в параллель с  тр-рами которые остаются подключенными к прежней ПС 110 кВ. Получается связь по сети 10 кВ, шунтирующая сеть 110 кВ. Сеть 10 кВ напичкана реакторами и на нормальный режим выдачи мощности станции не оказывает влияния. Но у станции есть ЧДА и теперь в результате отделения от ЕЭС сохраняется связь станции с ЕЭС через сеть 10 кВ. При этом после действия ЧДА по связи 10 кВ происходит нарушение устойчивости по статике и, как следствие, асинхронный режим. Аналогичная картина может быть и без действия ЧДА, в случае, если станция отделиться от ЕЭС в результате отключения двухцепной ВЛ, по которой она связана с ЕЭС.
Собственник утверждает, что параллельный режим работы данных тр-ров ему очень важен и готов поставить нужную ПА но сохранить работу в параллель посети 10 кВ.

Вопрос: есть ли какие нибудь НТД освещающие данный вопрос, в которых есть указание/условия допущения работы в параллель по сети НН? Шунтировать сетью 10кВ сеть 110 кВ считаю очень плохой идеей, но как с точки зрения НТД обосновать, что такой режим недопустим?

В учебнике Гуревича "Расчёты устойчивости и противоаварийной автоматики" написано, что погрешности ТТ, ТН и реле мощности учитываются коэффициентом 1,05-1,12, а при использовании каналов телемеханики -1,1-1,2. Но УПАЭ - микропроцессорное устройство. Если реле мощности имеет погрешность около 5%, то аналоговые датчики УПАЭ имеют погрешность 0,5%.

Да и если честно, непонятно, зачем такое увеличение коэффициента запаса при использовании каналов телемеханики. Читал, что погрешность микропроцессорных устройств ТМ обусловлено только преобразованием аналогового сигнала в цифровой код в АЦП. Во время передачи информации цифровым способом, как я понимаю, никаких дополнительных погрешностей возникнуть уже не может. В случае сильного влияния помех информация будет признана устройством как недостоверная. В учебнике Тутевича написано, что микропроцессорные устройства обеспечивают передачу телеинформации с погрешностью не более 0,5%.

Допустим, устройство ТМ по цепям тока и напряжения подключено к измерительным обмоткам  ТТ и ТН класса 0,5. Само устройство ТМ имеет датчики тока и датчики напряжения с погрешностью 0,5%. Далее телеинформация поступает по каналам в УПАЭ без всяких погрешностей. Как учитываются эти погрешности при расчётах уставок КПР для микропроцессорных АРОТ, АРОЛ, АРОШ? Как написано в учебнике Гуревича или меньший запас берётся?