dominator писал(а): ↑2019-07-28 15:06:40
Если посмотреть на компоновку ОРУ 500 кВ из книги (в приложении): КЗ между выключателем и ТТ будет отключаться сначала ДЗШ (неуспешно), потом с выдержкой времени резервными защитами линии. Если бы ТТ был с другой стороны выключателя (встроенный во ввода), то работала бы основная защита ВЛ и ДЗШ одновременно.
Согласен, что когда включен, а когда отключен и повреждение на одном полюсе внутри бака одновременная работа маловероятна, хотя возможна. Это даже не мои предположения. У-110 и У-220, имеют внутри бака и ТТ и еще сопротивления. Были случаи, когда сопротивление отрывалось и замыкало на корпус бака.
А учитывая, что выключатель может быть секционным, то наверное стоит повнимательнее на такие вещи посмотреть. Конечно маловероятно, что такое повреждение произойдет в выключателе 750 кВ, но если защиты будут работать последовательно, то их максимальное время работы не стоит исключать.
Добавлено: 2019-07-29 01:05:54
dominator писал(а): ↑2019-07-28 15:06:40
А какие будут дополнительные затраты, если ставить трансформаторы тока, встроенные во ввода выключателя?
Не знаю, так сразу. Мне кажется, что ставя баковые выключатели, если они правильно выбраны, то любые дополнительные затраты намного меньше, чем с выносными ТТ. Причина - общая площадь РУ меньше, а значит зона отчуждения и выкупа (если потребуется) будет меньше, как и налоги на землю, если они платятся, так же будут меньше. Самое дорогое в РФ это сегодня земля, тем более когда на ней собираются что-то строить)))
А так , рекламные листки говорят, что первый ремонт через 10 -12 лет без вскрытия, а со вскрытием 25 лет. Другое дело, что надо правильно выбрать выключатель, да еще и посмотреть перспективу выпуска выбранного выключателя - планируют ли его выпускать в ближайшие 25 лет, какие стандарты зарубежные компании хотят принять и как эти стандарты отразятся на выпускаемой продукции. Подстанций уродцев не мало в наше время построили. Они еще дадут о себе знать.
Добавлено: 2019-07-29 01:15:15
ПАУтина писал(а): ↑2019-07-28 13:53:49
Логика и уставки АРЗКЗ
должны быть, как в старые советские времена перед установкой на таких объектах как АЭС проверены на стендах и тепловых электростанциях. А чтобы это выполнить, надо командировать несколько работников на станции, где будет стоять эта автоматика, а это как минимум год. А как только таким образом начнет автоматика конструироваться, половина уже введенной автоматики, а то и больше окажется вовсе не нужной. Не просто так раньше в ЦСРЗАИ были свои лаборатории, как и в институтах стенды и прочие модели.
Добавлено: 2019-07-29 01:24:30
ПАУтина писал(а): ↑2019-07-28 13:53:49
А отчёт уже был от СО (см. выше), сказали же, что всё прошло до скукоты тошно-штатно, ну не чего необычного не было всё как всегда, как бы так и планировали... .
Попытка найти что-то хорошее в произошедшем. Кстати, хорошее было - ранее утро и большой резерв мощностей. ))) А так, все отказы, которые допустимы описаны для таких схем в справочниках - сколько отключений блоков при каких ремонтах и отказах допустимо. )))
Действия самые шаблонные. В филиалах первым делом, все внимание на исполаппарат - выяснить, что они хотят услышать, а далее договариваться, чтобы субъекты подсобили, выдали нужные справочки. Если не было перегрузки, то написали по дружбе, что она может быть, а лучше, чтобы именно тогда и была и прочие прелести. Этому мастерству научились за 10 лет. И так до следующего случая.