Это верно, но в те года не было ни заводов по производству оборудования ни специалистов. Первоначально оборудование закупали в Европе, например у той же AEG, а культуру производства собирали по крупицам со всего мира.

Честно говоря, Вы меня порадовали, что не так все в РФ запущено, в том числе и с АПВ. Если конкретно, то при сложных видах повреждений или при работе одновременно разных защит усложняется алгоритмы запуска АПВ. Либо вообще защиты отработали, а выключатель не отключился.

  Вообще АПВ по своей сути при запуске по несоответствию как раз и отвечает тому, для чего предназначено - исправить ситуацию в сети или вылечить схему, говоря Вашимм терминами. От чего заболела схема от защит или от автоматики это не важно. Важно вылечить.

Что в США выключателей АВВ нет что ли? В любом приводе есть кнопки включения и отключения. Для тех же замеров виброграмм, регулировки привода на заводе и прочее. Просто в РФ довели это до абсурда - используя привод якобы для безопасности, хотя на самом деле приближение к находящемуся под напряжением оборудованию уже опасно. А у нас пол страны снимает оперативный ток или силовые цепи отключает в приводе перед отключением разъединителей.

Например работа АЧР. Повреждений никаких нет. АЧР может отработать просто по снижению топлива на электростанциях, результатом которого становиться замедление вращение турбин и как следствие работа АЧР. После работы АЧР, возможно нормализация работы станций и ЧАПВ - частотное АПВ. Не диспетчеру же все фидера часами включать.

У вас ведь судя по видео, местность с большим количеством гроз? Когда грозовые разряды в подстанцию попадают, не бывает, что сгорает аппаратура?

Вообще их немцы используют для городов, где плотная застройка и земля дорогая для установки аппаратов, таких как разъединитель.

Removed

Removed

Достаточно большая вероятность. Я то описывал, чтобы было понятно сложное повреждение. На практике, не обязательно проволоку, магнитофонную ленту , например, птичка может нести или кто-то блросить. Или еще реальнее - выпадение из аппаратного зажима провода ошиновки выключателя линии, при мало нагруженной или вовсе ненагруженной линии. Причин для работы защит линии нет после выпадения провода из зажима. Но зато после выпадения провода, будет его приближение к другой фазе или своего присоединения или даже соседнего. И начинаются приключения. Всякие случаи бывают. А по вашему видео - фаза у Вас расщепленная на напряжение 230 кВ, даже при нагрузке на линии и выпадении из аппаратного зажима одного из двух проводов расщепленной фазы, получим хороший ба-бах. По видео на близлежащик к оператору выключателях расстояния большие и провод не дотянется до соседних фаз, а вот, на тех присоединениях, которые стоят под порталом, там длины провода ошиновки выключателя вполне достаточно, чтобы подхлеснуть соседнюю фазу.

Добавлено: 2016-05-05 23:33:55

На удивление, очень многие этим критерием пользуются, но каждый подразумевает под ним свое, как его научили, или что сам придумал.
Да же в официальных документах можно найти разную трактовку этого критерия.
Чаще всего, этот критерий используют для ремонтной схемы, в которой осталось N элементов и еще один аварийно отключается. Но при этом в схеме замещения чаще всего элементы это только линии, трансформаторы и секции. Про выключатели, участки шин, реакторы иногда всего вообще забывают.
В официальной документации есть указание на то, что эта формула применяется для нормальной схемы сети, для аварийного отключения ее любого элемента. И на мой взгляд это правильно, потому, как эксплуатирующие организации обязаны поддерживать оборудование в исправном состоянии и они за это получают деньги. Принцип , "а вдруг отключится и это" должен на мой взгляд караться очень серьезно. Если что то неисправно, то на этот элемент должна быть оформлена заявка. Если заявки нет, то надо считать, что все исправно.
Некоторые считают отключение наиболее нагруженного элемента сети в ремонтной схеме или наиболее мощного элемента. Это тоже неправильно на мой взгляд, так как в этих случаях потребитель заплатит слишком большие деньги за плохую работу энергетиков.
Один из официальных документов у нас это МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ, п. 5.18.

В Вашей компании, при выводе из схемы выключателя линии из работы для профилактики выключателя - после отключения выключателя обязательное отключение первым разъединителя со стороны линии, а затем со стороны шин или строгой последовательности нет, главное отключить выключатель?
Наименования разъединителей у вас номерное на объектах или функциональное - линейный, шинный, трансформаторный?

Еще хотел поинтересоваться - у Вас ТН на напряжения 35, 110, 220 кВ какие масляные или элегазом заполненные? ТТ, как я понимаю, устанавливают элегазовые в подавляющем большинство случаев, а вот  элегазовые ТНы по моим наблюдениям стараются ставить только в закрытых КРУЭ, но и то потому что масляными ТН производители как понимаю редко комплектуют КРУЭ.

Если у нас была нормальная схема, не было никаких заявок на оборудование, которое имеет повреждения, диспетчера всех уровней, которые координируют в районе нахождения объекта каждый своё оборудование, не получали сообщений от персонала о наличии неисправностей - однозначно пуск АПВ по несоответствию, наверное там еще и блокировка по РКС (контроль синхронизма) должна быть. Если были сообщения или заявки на неисправное оборудование, то после анализа возможных последствий - АПВ может быть выведено.
А как Вы описываете - да такие случаи бывают. АПВ исправит ситуацию, а дальше заявка и принимается решение. Зачастую, нет смысла выводить в резерв присоединение, если работать сегодня, да и завтра не будут. После такого отключения и повторного включения, можно вывести АПВ, но опять  - нужна заявка. Необоснованная перестраховка ни к чему хорошему не приведет.

Еще немного дополню. В схемах "два выключателя на цепь", выключатели как правило при проектировании выбираются на полный номинальный ток линии, и даже с запасом по шкале токов. Ошиновка этих выключателей, со стороны линии (развилка разъединителей), во многих случаях выбиралась на половинный ток пропускной способности линии (это делалось не от жадности, а от расчета на механическую прочность порталов, на которых подвешена ошиновка). И также выбирались ТТ. Поэтому невключение выключателя в такой схеме, должно рассматриваться в части корректной работы ТТ.  Сейчас при проектировании, все оборудование каждого из присоединений заказывают на полный номинальный ток линии, но коэффициент трансформации выставляют иногда на половинный ток линии. Поэтому надо обращать внимание на такие вещи.

#64,

Сам такими вопросами заморочен, готовлю "твердые" публикации на эту тему, но ни у меня в голове, ни в нормативных документах, ни в классической литературе не нахожу четкого разграничения между этими понятиями. Возьмем терминал, совмещающий функции ДФЗ+КСЗ. Это - основная или резервная защита? Отдельные функции можно назвать основной или резервной защитой? А как этот девайс в комплексе обзывать?
Вопрос не праздный. Возьмите НТП ФСК, посвященные проектированию РЗА. Там можно найти немало разночтений в этой части. А там пусть проектировщикки разбираются.

Начнем с элементарных компонентов. Фидер 6/10 кВ. Токовая отсечка - однозначно основная защита. Но для какого-то участка линии. МТЗ - еще подкмать нужно. С одной стороны - защита с выдержкой времени, с другой - работоть должна с минимальной выдержкой времени, чего должна опередить другая защита.

ТО основная защита при междуфазных металлических повреждениях. Если дерево упадет на линию, то вопрос о действии  ТО остается открытым. Также как и МТЗ это основная защита при перегрузках. Таким образом по-моему, в данном случае считать ТО+МТЗ = основная защита для ЛЭП.
В данном случае наверное следует пояснять, что минимальная выдержка времени это время за которое не наступает механическое повреждение элементов сети от электрического тока протекающего по этой сети.
Это все мои измышления.

Вот в этом определении не все так гладко. Как пример. Газовая защита вообще может работать без коротких замыканий, так же как и дуговая. Однако они являются основными. Защита все таки должна от повреждений защищать.

Хоть я тут и новенький- но в режиме чтение давно... Да и сфера моя- связь Cisco, Moxa, FOX515 :) Но хочу вякнуть....
Давно смотрю на зарубежное РЗА, и на наше...
Что первое бросается это Монументальность нашей РЗА. И вообще всего нашего хозяйства...
Каждая система шкаф...
Например в ОПУ нашем стоит 4 шкафа, заполненные от силу 10%, Шкаф АСКУЭ, Шкаф Качество питания, Шкаф Телемеханики, Шкаф Связи...
Из оборудования связи я не понимаю зачем Проектировщики так усложняют схемы, но даже если взять просто по проекту из 42х юнитова задействовано 8 юнитов. 2 юнита на оптический кросс. 2 юнита на маршрутизатор, 2 юнита на патч панели...
Шкаф качества электроэнергии это тоже Верх совершенства 1юнит сервер, один юнит kvm консоль 19, и 6 юнитов панель для двух Ресурс-UF2-4.30 навесного монтажа...  АСКУЭ,  и Телемеханика так же...
У них судя по видео от Александра США да и вообще по видео в интернете, Качество- щитовой прибор стоит рядом с с трансформатором, или в первой же ячейки... Рядом с трансформатором же стоит и контроллер РПН, и вся защита трансформатора- У нас же при таком трансформаторе максимум стоит "Шкаф обдува" тоже охренненый шкаф для одного предназначения...
Если посмотреть на терминалы РЗА на наших ТП 35кВ и выше то их размеры одинаковы-Терминал размером с А4. Но, У нас шкафы, шкафы, каждая защита- шкаф, И не важно что размер маленький все равно будет ШКАФ.  У них же практически в одном шкафу собирается всё....
Экономика должна быть Экономной... У нас же раздутие бюджета... Нет что бы деньги на шкафы раздать сотрудникам - на обслуживание...
(я говорю про новые строящиеся подстанции, про старые вообще молчу.) Да и тянуть километры контрольных кабелей снаружи в ОПУ...