Simak8282 писал(а): ↑2020-01-24 14:47:00
Доброго времени суток!
Не так давно подался в проектирование и сформировался пул вопросов. Надеюсь местные эксперты проектного класса помогут мне разобраться с ними:
Столько вопросов у Вас. На некоторые из них тут на форуме и в жизни споры ведутся годами)) А вам сразу ответ нужен?)
Попробую поделиться конкретно своим мнением, не претендуя на истину в последней инстанции.
1. Контроллеры присоединения(КП). У ФСК есть документ с требованиями к этому типу оборудования. На текущий момент не совсем понятно где проходит грань между КП и измерительными преобразователями (ИП) телемеханики. Являются ли они взаимозаменяемыми? Может ли какой-нибудь ЭНИП-2 использоваться как КП? Если на присоединениях ПС предусмотрены КП, следовательно ставить отдельные ИП в шкаф преобразователей не нужно? Кто должен закладывать в проект КП - релейщик или АСУшник? Почему некоторые релейные функции УРОВ, АПВ и др. реализуют на КП, а не на терминалах РЗА?
1. Однозначного ответа нет, зависит от реализации функций РЗА на оборудовании конкретного производителя и разделения функционала внутри отделов в конкретной проектной организации.
2. Распределение защит по терминалам. Существуют ли какие-нибудь документы, регламентирующие распределение защит присоединений по терминалам? К примеру: ячейка трансформатора, терминалы 7UT,7SA,6MD. Функции УРОВ, АПВ можно реализовать на 7SA и 6MD, но чаще выбирают последний.
2. Опять же, всегда по-разному. Есть, например, СТО 56947007-29.240.021-2009 Схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС). Типовые требования к оформлению (с изменениями от 29.04.2016, 20.09.2019) - но он легитимен только для ФСК. Для каждого Заказчика требования к схеме ИТС могут быть абсолютно разные. Взять хотя бы Росатом или ТГК.
3. АПВ на вводе 6 кВ. В каких случаях применяют АПВ вводной ячейки типового КРУ 6 кВ? Учитывая что КРУ это статическая конструкция без проводов, вероятность самоустраняющегося КЗ там никакая, то следует вывод что АПВ делать не нужно. При этом неоднократно встречал в проектах приём ячейкой ввода сигнала "Отключение с запретом АВР и пуском АПВ" от защит вышестоящего трансформатора.
3. Да, АПВ на вводе нужно только при отключении от вышестоящих защит НН Т/АТ (МТЗ НН) с запретом АВР. МТЗ НН резервирует основную защиту Т/АТ на ошиновке до ввода и также МТЗ ввода.
4. Проверка трансформаторов тока. Из проекта в проект наблюдаю следующую картину: проверку трансформаторов тока все проектировщики реализуют по разному. Кто-то делает по рекомендациям руководства на используемый терминал РЗА, кто-то по старым книжкам Шабада и Афанасьева, а кто-то вообще ПНСТ 283-2018. Есть ли какая-нибудь единая самая верная методика проверки ?
4. Сейчас ведется дискуссия по этому вопросу. Однозначно ПНСТ 283-2018 предъявляет гораздо более жесткие требования к выбору ТТ для РЗА, но с оговоркой - только для быстродействующих защит (ДЗЛ, ДФЗ, ДЗО/ДЗШ, ДЗТ и первых ступеней ДЗ и ТНЗНП). Для остальных защит, время срабатывания которых превышает время существования переходного процесса (2-5 ступени ДЗ и ТНЗНП, МТЗ, ТО и прочее), по нашему разумению, достаточно применять классический расчет на 10% погрешность. У расчета по ПНСТ существует много дискуссионных пунктов, решаемых конкретно для объекта и даже для конкретного Заказчика. А также есть ГОСТ МУ с примерами расчетов - официально еще не принятый. Официальной методики для расчета на 10% погрешность ТТ нет, есть разные подходы на основе типовых работ разных проектных институтов и книг некоторых уважаемых людей.
5. Проверка трансформаторов напряжения. То же что и п.4. Ситуация тут получше, но в целом разночтения также встречаются.
5. С расчетами ТН аналогично ситуации по расчетам ТТ на 10% погрешность.
6. Логическая защита шин. Всё-таки правильно использовать параллельного или последовательного типа?
6. Обсуждение на эту тему ведется годами) Опять же зависит от конкретного заказчика, объекта и проектировщика. Чаще сейчас применяют параллельную схему ЛЗШ. Последовательных схем уже очень давно не видел.
7. Автоматическое ускорение защит. В фидерах 6-35 кВ при активации ускорения защит после включения выключателя нужно ли ускорять ТЗНП?
7. Функция SOTF обычно стандартно реализуется для МТЗ - использовать ее для ускорения других защит - опять же это должно обсуждаться. Существует куча нюансов - как выполнена сеть 6-35 кВ, какие требования у эксплуатации, реализуемо ли это на оборудовании конкретного производителя и тд.
8. Соединение трансформаторов тока нулевой последовательности. В случае установки ТТНП в ячейки фидеров с 2-3 силовыми кабелями ТТНП правильно соединять между собой последовательно или параллельно?
8. Каждый случай надо рассматривать индивидуально.
9. Реализация АЧР. В большинстве проанализированных мною проектов АЧР реализовано через поступенчатое подключение ячеек КРУ к общим шинкам, начинающимся с шкафа АЧР. При этом во многих терминалах РЗА отходящих линий есть встроенная функция АЧР, что позволяет фидеру самостоятельно измерять частоту и отключаться при необходимости, но так мало кто делает. Почему?
9. Потому что было такое требование от СО ЕЭС аппаратно разделять функции РЗА и ПА. Недавно вышла новая редакция СТО, год не помню, где теперь часть функций ПА можно совмещать с РЗА. Сейчас АЧР можно делать распределенного типа в терминалах ОЛ. Сейчас так и делают, если нет чьих-то "хотелок".
10. ОЗЗ и ОПН 35 кВ. При однофазных замыканиях на землю в сетях 35 кВ(изолир и компенс.) как реагируют на него ОПН?
10. Мне кажется, это вне компетенции проектировщика РЗА, больше комментариев по этому вопросу могут дать первичники или эксплуатация.
11. Резервная защита трансформаторов 330 кВ и выше. В качестве резервной защиты трансформатора в этом диапазоне напряжений применяют дистанционную защиту. Литературы по такому применению ДЗ очень мало. Каким образом считаются уставки для данного вида защит? В чем специфика в отличии от ДЗ линии? Почему применение ДЗ начинается именно от 330 кВ, а не 110 или 220 кВ?
11. Не понимаю о чем речь - См. СТО 56947007-29.240.10.248-2017 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). ДЗ и ТЗНП повсеместно применяют и для АТ 220 кВ и выше в составе КСЗ ВН и СН. Другое дело, требования к количеству применяемых ступеней до сих пор отсылаются к Руководящим указаниям, изданным еще более 30 лет назад. Специфика заключается в резервировании ДЗ и ТЗНП ЛЭП - расчет достаточно трудоемкий, требует большого количества согласований с уставками защит отходящих ЛЭП.
12. При осуществлении включения присоединения с контролем синхронизма имеет ли значение тип опорного напряжения с ТН линии(фазное или линейное)?
12. Выбор опорного напряжения для КС - задача специалиста расчетчика уставок РЗА. При подведении цепи ТН к терминалу - это чаще всего неважно, т.к. обычно есть возможность программно выбрать нужный тип измеряемого напряжения.
13. Если есть какие-нибудь комплекты важнейших актуальных документов для проектирования РЗА поделитесь, если не жалко. Заранее благодарю.
13. Как такового готового комплекта нет, но вот НТП ПС 2017, ПУЭ, 101 приказ Минэнерго, ГОСТ 2111.01 - первое, что приходит на ум из всего океана сопутствующей НТД.
