|
Форум посвящен вопросам релейной защиты и автоматики (РЗА). Обмену опытом и общению релейщиков. |
Вы не вошли. Пожалуйста, войдите или зарегистрируйтесь.
Советы бывалого релейщика → Спрашивайте - отвечаем → Согласование и изменение уставок с иностранными поставщиками
|
|
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Коллеги, я понимаю, что вы связаны единым производственным процессом. Но вот для тех, кто живет и работает за пределами Беларуси, ваша дискуссия не совсем понятна. Не просветите непросвещенных?
Не просветите непросвещенных?
Да, собственно, в самом первом посте темы
4. Одним из последних событий в череде подобных неселективных отключений и боданий с поставщиками генераторов, стало отключение генератора 6МВт, непосредственно подключенного к шинам РП-6кВ. В РП очень короткие кабели (центр города с населением 350тыс. человек) и очень большие токи к.з. Сеть достаточно "сложная". ТО без выдержки времени на фидерах с 8.2кА срабатывания, МТЗ имеет выдержку времени 1,0с. Так вот, при к.з. на фидерах РП, когда ТО не срабатывает, МТЗ ещё не успевает отработать, генератор отключает от сети мтз с пуском по напряжению. У неё обратно зависимая характеристика с точкой 0,7с какой-то. Отключается генератор где-то через 0,3-0,4с после начала к.з. Но суть не в этом. Просим производителей согласовать изменение уставок: применение ступенчатой характеристики вместо обратно зависимой и увеличение выдержки времени (хотя бы до 1,0с!) на что слышим, что Ваше оборудование и делайте что хотите, но мы не рекомендуем такое изменение уставок...
И далее на второй странице #37,
По поводу кривой тут спрашивали и описании ава. ситуации вот информация:
Информация по остановам ГТУ 6 МВт
Такого такого-то тогда-то тогда-то произошло отключение ГТУ там-то там-то от терминала защиты (например, General Electric SR489) защитой Phase O/C trip (максимальная токовая защита с блокировкой по напряжению) с уставкой срабатывания Iуст= 618А, с зависимой характеристикой IEC Curve B (BS142) и контролем напряжения U=6,7 кВ, t=0,7 с. Срабатывание защиты произошло из-за междуфазного короткого замыкания фаз «А» и «С», которое произошло на отходящей кабельной линии 10кВ от подстанции такой-то.
Токи и напряжения в момент короткого замыкания, зафиксированные осциллографом в терминале (GE SR489):
IA=893A; UAВ=8,4кВ;
IB=60A; UВС=10,3кВ;
IC=955A; UСА=6,7кВ.
Такого такого-то тогда-то тогда-то (буквально через 4 дня) произошло отключение генератора там-то там-то от терминала защиты (например, General Electric SR489) защитой High-Set Phase O/C (токовая отсечка), с уставкой срабатывания Iуст= 1530А, которая работает без выдержки времени.
Токи и напряжения в момент короткого замыкания, зафиксированные осциллографом в терминале GE SR489:
IA=1725A; UAВ=8,9кВ;
IB=236A; UВС=9,7кВ;
IC=1880A; UСА=4,9кВ.
Срабатывания защит генератора произошло из-за отсутствия согласования их с защитами смежных присоединений на такой-то. Уставки были выставлены представителями «Мотор Сич» (Motor Sich). Изменение уставок для селективной работы защиты не было согласовано производителем оборудования с Заказчиком.
кабельные линии коротенькие на ПС, куда "вторкнут" генератор, токи - большие...
генератора 6МВт, непосредственно подключенного к шинам РП-6кВ. В РП очень короткие кабели (центр города с населением 350тыс. человек) и очень большие токи к.з. Сеть достаточно "сложная". ТО без выдержки времени на фидерах с 8.2кА срабатывания, МТЗ имеет выдержку времени 1,0с. Так вот, при к.з. на фидерах РП, когда ТО не срабатывает, МТЗ ещё не успевает отработать, генератор отключает от сети мтз с пуском по напряжению. У неё обратно зависимая характеристика с точкой 0,7с какой-то. Отключается генератор где-то через 0,3-0,4с после начала к.з.
Фактически, РП 6 кВ после подключения генератора стало распредустройством электростанции.
Согласно ПУЭ, пункт 3.2.93, "На нереактированных кабельных линиях с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, токовые отсечки должны быть выполнены без выдержки времени и зона их действия должна быть определена из условия отключения КЗ, сопровождающихся остаточным напряжением на шинах указанных электростанций ниже 0,5-0,6 номинального. Для выполнения указанного условия допускается выполнять защиту неселективной в сочетании с устройствами АПВ или АВР, исправляющими полностью или частично неселективное действие защиты."
Возможно, требования этого пункта не выполнены. Интересно, а пуск по напряжению МТЗ, отключающей генератор, какую имеет уставку?
Интересно, а пуск по напряжению МТЗ, отключающей генератор, какую имеет уставку?
а есть разница?
кабельные линии коротенькие на ПС
соответственно просадки весьма существенные...
Фактически, РП 6 кВ после подключения генератора стало распредустройством электростанции.
эх. У нас в стране больше 10.000 источников промышленной генерации - соответственно столько же электростанций? Но с логикой по 3.2.93 согласен, спасибо, пересмотрим.
а есть разница?
Да, если уставка по напряжению слишком высокая, например, 0,7-0,8 номинала, а не 0,5-0,6, то МТЗ генератора может залезть даже в сеть 0,4 кВ. Но это если трансформаторы 6/0,4 кВ мощные.
У нас в стране больше 10.000 источников промышленной генерации - соответственно столько же электростанций?
Ну да. Может быть, через Н-ное количество лет (или десятков лет) ПУЭ пересмотрят. Но пока так... По-моему
| Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб. |
ANTi_13 пишет: У нас в стране больше 10.000 источников промышленной генерации - соответственно столько же электростанций?
Сергей89 пишет: Ну да ... пока так... По-моему
Призадумался я что-то. А что считать станцией среди этих источников, а что не считать? И как к ним относится с точки зрения ПУЭ?
Пока выводы такие:
а) если мы изначально хотим, чтобы источник малой генерации работал как станция, то есть не отключался при любом внешнем КЗ и надёжно работал параллельно с энергосистемой, то и проектировать его нужно в соответствии с требованиями, предъявляемыми к станциям;
б) если мы (заказчик, изготовитель, поставщик) не можем выполнить все требования, предъявляемые к станциям (потому что это технически, финансово, юридически невозможно), но в то же время хотим использовать дешёвое топливо для выработки электроэнергии и получать от этого доход, то тогда нужно относиться к таким генераторам также, как к синхронным двигателям, то есть быстро отделять их от сети при ненормальных для них режимах работы, и не рассчитывать на то, что они будут помогать энергосистеме в аварийных ситуациях, и иметь в энергосистеме резерв мощности на случай их внезапного отключения.
Один из этих двух вариантов должен указываться в обосновании для инвестирования и в технических условиях на подключение источника генерации к энергосистеме. Тогда всем (энергосистеме, заказчику, проектировщику, поставщику) будет ясно, какие требования предъявляются к источнику генерации и какие требования предъявляются к сетям энергосистемы.
Буду рад, если кто-то покритикует или дополнит мои мысли
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Советы бывалого релейщика → Спрашивайте - отвечаем → Согласование и изменение уставок с иностранными поставщиками
