https://rzia.ru/uploads/images/4731/38be9f56adf2162dc4c74606694c67ff.png
Вот экровская логика.
Получается по ней так.

АПВ КС=Uшин && Uшон && ИО КС DU && ИО КС FI && ИО КС DFI
АПВ УС=Uшин && Uшон && ИО КС DU && НЕ(Запрещающий КС DFI) && НЕ(ИО КС DFI)

То есть получается, что  когда ИО КС DFI работает, то будет АПВ КС, а если он не работает, но нет сигнала Запрещающий КС DFI, то будет УС.
Но запрещающий КС DFI это примерно то же самое что просто КС DFI, то есть это просто другая уставка DFI, так выходит?

Т.е. получается АПВ КС это просто 1 набор уставок (df<0.1 Гц к примеру), АПВ УС - 2 набор уставок (df<2 Гц к примеру), который по сути делает все одно и то же?

В чем тогда смысл разделения КС и УС?
И я вижу уставку времени DT10_АУВ время опережения включения, но в РЭ я не вижу нигде этого таймера в логике.
Я бы понял, что УС это с опережением включения, но что-то не вижу в РЭ этого.
https://ekra.ru/upload/iblock/4ed/%D0%A … 11_400.pdf

Да, почему-то не нарисовали. Много хотите:) Таким грешит не только ЭКРА.
Вообще смысл в УС действительно есть: если у отделенных систем лишь слегка разная частота, то разность углов между ними меняется очень плавно и с постоянной скоростью. Это низкочастотные колебания от 0,5 до 2 Гц, на которые реагирует ИО по скорости изменения частоты. Терминал может легко рассчитать, когда именно должен включиться выключатель, чтобы попасть четко в момент совпадения фаз. Думаю, эта выдержка вшита в этот ИО.
https://rzia.ru/uploads/images/22311/90f4e9ad9dbf5fa4a1103562ced47123.jpg

Давным давно, когда деревья были большими, а выключателя - масляными, и имели большое время включения (У-220 не более 0,8 с), применение УС (улавливания синхронизма) давало выигрыш по допустимой (максимально возможной) разности частот частей энергосистемы, которые включались этим "данным" выключателем на параллельную работу, по сравнению с КС (контролем синхронизма) в несколько раз. Помнится, в примере расчёта  - в 7 раз примерно. Но это при условии, что и уставка АПВКС выбрана была с учётом реально возможного времени включения.
Если интересно, поищу расчёт, скопировал эти страницы из электротехнического справочника 1975 г.
На самом деле ... на самом деле уставки АПВ (пауза АПВ) и тогда не учитывала Твв, поэтому эффективность УС по равнению с КС не была высокой (возможно, только в нашей ЭС), да и уставки УС не коррелировали никак с Твв. В ОДУ мне сказали - "отстань", я отстал. Сейчас выключатели куда более быстродействующие, и реальной разницы между КС и УС в смысле величины скольжения  при  ресинхронизации, на мой взгляд, не будет. Кажется, делал прикидку. Принципиально понятно, что если при отключении выключателя соединяемые через него части ЭС становятся несинхронными, то при ресинхронизации необходимо учитывать что от момента разрешения АПВ (АПВКС) до фактического замыкания главных контактов пройдёт время, в пределе равное Твв, и угол (взаимный) при этом ещё несколько увеличится. Если измерить скольжение можно, то можно и подать команду "Включить" (АПВ УС) за Твв до момента, когда взаимный угол будет равен нулю. Когда-то в 2003 проверяли это в АВВ (REB-551, фазирование), у ЭКРА тогда не было УС. Повторюсь, сейчас при Твв 0,1 с или менее это не очень важно, на мой взгляд. Опять-таки, по уставкам не было видно, что расчётчики ОДУ (или других ДУ) понимают проблему.

А, то есть условно 0.1 Гц<df<2 Гц - работает АПВ УС, при этом угол между напряжениями не контролируется (все равно там все вращается).
df<0.1 Гц - работает АПВ КС, при этом угол контролируется (потому что там может вообще ничего не вращаться).

При этом АПВ УС это какой-то расчет ДУ при включении генератора со скольжением, нужно на модели протыкать и посмотреть, так?

Ничего подобного. При КС по концам линии вполне может быть градусов 10-20, потому что никто не отменял падения напряжения в проводах от тока нагрузки, т.е. даже если все генераторы с одним углом работают, напряжения в узлах системы  по концам отключенной линии могут отличаться на несколько градусов (я проверял это в РАСТР).

А где у ЭКРЫ этот предсказатель.
Пока что я не вижу в схеме ЭКРЫ его вообще... Единственное там есть DU, вот DU позволит включаться при относительно синфазных векторах.

#12,
Я имел в виду, что скорость изменения частоты это не угол (даже единицы измерения разные).
То есть вот эта тема, что алгоритм типа "до синфазного положения 30 градусов, расчет показывает, что при такой скорости вращения векторов включение выключателя произойдет при 0 градусов из-за задержки в выполнении команды" - где он там.
Я вижу скорость изменения частоты, уставки по напряжению, по разности напряжений, на этом все.
То есть это либо РЭ неполное, либо там прямо действительно нет такого.

Хотел присоединить-приложить пример подхода  из прошлого, из 1975 г.,но не получилось почему-то. Попробую своими словами. Предположим, синхронизм после разрыва связи нарушился, но разность частот небольшая, скажем, 0,1 Гц. Значит, период биений 1/0,1 = 10 с, полный оборот взаимный угол пройдёт за 10 с. Как работает КС в традиционной схеме (см. классиков, РПВ-58, РН-55, всё такое)? Отпадает РКС, есть напряжение РКН1, РКН2 - запускается РВ в РПВ-58. Скажем, Тапв = 2,0 с. Время, за которое вектора пройдут примерно 80 градусов (немного меньше, ну пусть с запасом, при уставке РН-55 40 градусов) можно посчитать по соотношению: 360 град - 10 с, 80 град - Х, Х = 80х10/360 = 2,2 с. Т.е. к концу паузы АПВ вектора как раз опять разойдутся примерно на 30-40 градусов. И в момент срабатывания 1РП за Твв разойдутся ещё. Классики исходили из того, что условием выбора Тапв должно быть при АПВ КС то, что угол включения не выйдет за допустимый (65-70 град., кажется). Почему "по новому стилю", с применением МП терминала, может быть иначе?
Улавливание синхронизма  работает иначе. И сейчас можно "просто" ограничить области работы этих алгоритмов по результатам сравнения величин переходного процесса (разности частот) с уставками.
  Боюсь, полагаться в таком деле на описание функции в РЭ  нельзя. надо поставить опыты, протестировать, как это работает, и с опорой на классиков выработать подход к выбору уставок КС и УС.
Не получается присоединить архив с копией раздела из электротехнического справочника, там 17 страниц, но "файл слишком велик". Попытался сжать, но это не помогло.

Врядли бывает так, а вот по другому очень даже бывает.  Например, ТЭЦ связана с энергосистемой двумя параллельными линиями, идущими в одном коридоре. И при повреждении одной из них, поврежденная линия отключается, при этом сама ТЭЦ начинает качаться относительно энергосистемы. Ручное включение или АПВ, на поврежденной линии успешное, со стороны энергосистемы, но для качающейся ТЭЦ на ее выключателе с двух сторон будут разные электрические параметры.

Добавлено: 2024-08-09 19:36:51

Никакого нового стиля скорее всего нет. На практике, дурачат очень интересно. Как пример, когда расхваливали "новый стиль" в виде МП защит, но вопрос поставил в тупик, хваливших. Была одна ГЭС, с генераторами 60 МВт и блочными трансформаторами для каждого генератора 70 МВА. ГЭС не новая, и генераторы лет за 50 разбили обмотки своих блочных трансформаторов очень даже хорошо, когда их включали способом самосинхронизации. Наступили другие времена "нового стиля"  с МП-защитами. Поменяли системы синхронизации . поменяли старые трансформаторы на новые. И начали инициаторы этого всего из системного нахваливать как хорошо стало с МП терминалами. теперь обмотки не страдают. Вроде бы да, новые методы и цифровое быстродействие. Но, мой вопрос - раз так все хорошо, то зачем для генераторов, мощностью 60 МВт поставили трансформаторы мощностью 120 МВА? Тупик для хваливших, потому что по моей логике, если цифровые защиты так хороши и на них новые методы, то новые трансформаторы, должны быть меньше мощности, чем предыдущие, а не в два раза больше, и два раза дороже. А при таких заменах, с любой системой синхронизации, ничего не делая можно сказать, что новые трансформаторы будут выдерживать большие нагрузки , чем те что были без всяких цифровых защит.

Закачал файл на https://transfiles.ru/izi55