В новых "Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, автоматики, дистанционного управления и сигнализации подстанций 110-750 кВ"
при "К" пишут:3.4.5. Комплексная   проверка   устройств   проводится   при   номинальном напряжении оперативного тока при подведении к устройству параметров аварийного  режима  от  постороннего  источника  и  полностью  собранных  цепях устройств??? при закрытых кожухах реле; время действия защит при этом не измеряется."
Если уж я подключил к терминалу цепи тока и напряжения от ретома,а перед этим вывел терминал по всем выходным цепям,что мешает подцепить секундомер?

У ЭКРА в комплектах линейных защит выполняются полноценные ОАПВ: в ДФЗ и в резервных. И используем оба ОАПВ - то есть и цепи отключения и цепи включения, в соответствие с инструкциями местных ОДУ и РДУ.

Всю дорогу без нее жили, теперь зачем-то понадобилась.. ))

Казалось бы, очевидные вещи. Но. Возможности склеить-синхронизировать осциллограммы при необходимости с разных терминалов есть. Синхро по времени - есть. Память - ну давайте заставим разработчиков тем же НТП запихивать гиговую флешку в терминал. Это к словам о "доведениии до ума". Отсутствие картины целиком - надуманный аргумент. Все видно целиком и с терминальных осциллограмм. Они то как раз и позволяют разворачивать косяки до тонкостей, каких не видит автономный РАС.
ОМП - тут ваще не вижу проблем. Просто довести до ума с алгоритмами односторонних, двухсторонних замеров, научить оперативный персонал нажимать "эту кнопку" на терминале и все. Кроме того, в любом случае все определяется уточняющими расчетами СРЗА и диспетчера РДУ, МЭС, ОДС.

Для анализа работы терминала просто незаменимая вещь,а по поводу автономного РАС уже оскомина:)

Скажу больше. У нас на всех ВЛ 330 и 500 кВ по два комплекта ШЭ2710 521 и во всех трёх шкафах используется ОАПВ.

Всю дорогу к КЗ на землю в начале обмоток (% 20-30) ДЗТ была нечувствительна, эта зона защищалась газовой защитой. А если она откажет? Земляная ДЗТ как раз и предназначена для защиты обмоток в этой зоне.

http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/40000/1500/41864/thumb/p17i66vqqdlem1h081rvh787o6h1.jpg

Если есть осциллограммы. Не все производители умеют делать длинные пуски.

Попробуйте при помощи терминалов расшифровать такую осциллограмму.

http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/40000/1500/41864/thumb/p17i677p041tsc1723196rof4us07.jpg

Это ЭКРА. В эксплуатации находятся и другие производители, которые так не умеют.

Прекрасно поживает с года 2009. Кроме того, с действием на отключение введены в работу ДФЗ в составе L60 на ВЛ 330 и 500 кВ, отходящих от ПС 500 кВ Кубанская и ПС 500 кВ Невинномысск, кроме ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Невинномысск из-за проблем с ВЧ каналом.

Трудно высказывать пожелания, не зная того, что написано в проекте стандарта

Пока первая редакция не готова, надеемся сделать до апреля.
На самом деле общих вопросов по проверкам цифровых РЗА немеренно, наподобие того, который задал scorp.

в пункте 3.4.5 Стандарта от 28.12.2012 такой фразы нет

Сказано, допускается. Нафига на линии 330 кВ и выше терминал, который не будет осуществлять функции ОАПВ? Мы можем любой вывести в проверку или по неисправности и не париться, сохранится ОАПВ или нет. А ремонтные режимы бывают такие, что закачаешься.

Не понял, 1-я ступень ТЗНП чего? АТ? У неё другое предназначение – резервирование защит шин и отходящих линий, причём с выдержкой времени и двумя-тремя действиями. АТ к тому времени превратится в мячик.

Видите ли, наш ранок для ведущих иностранных фирм – капля в море. Ради наших хотелок они и пальцем не пошевелят. Ответ простой: во всём мире используют, все довольны. Вы себе представить не можете, сколько сил и времени было потрачено на доведение до ума одной только функции ДФЗ в составе L60. А тут осциллограф.

Ага, обхохочешься.

Согласен, но это не ко мне, разработчики ЦУП ЧЭАЗа,  хотя уже наверное, замечания и предложения направлять ФСК ЕЭС, так как он уже утвержден.

Все-таки, наверное, есть очень большая польза в народном контроле документов (стандартов).