|
Форум посвящен вопросам релейной защиты и автоматики (РЗА). Обмену опытом и общению релейщиков. |
Вы не вошли. Пожалуйста, войдите или зарегистрируйтесь.
Советы бывалого релейщика → Релейная защита и автоматика линий 110-1150кВ → Работа ВЛ на напряжении 1150 кВ
|
 |
Страницы Назад 1 … 11 12 13 14 15 … 20 Далее
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Если будете статью готовить, то может быть приложите схематично трассу линии с географией, и что сегодня осталось от этого проекта. Это так пожелание.
Не против бы. Ищу первоисточники, кое-что нашел, но пока недостаточно.
Не против бы. Ищу первоисточники, кое-что нашел, но пока недостаточно.
Первоисточников у меня нет, а вот есть карта "По Ленинскому пути электрификации страны". Москва - 1980 год. В ней кое-что есть. Отсканировать ее не получится - большой формат. А сфотографировать могу попробовать, если надо.
Давайте. Любая информация лишней не будет. Не впервой из г... делать конфетку. Вопрос во времени.
Добавлено: 24-03-2018 12:04:42
Да, все получил, все посмотрел. Кое-что разобрал. Изображенные там перспективные линии электропередачи соответствовали хотелкам 1980 года, в реальности получилось несколько иначе. Попробуйте разместить на Форуме большую схему (то есть, вся схема СССР) IMG_0603 или ее более крутые аналоги (чем круче, тем быстрее удалится в связи с переполнением хостинга).
Добавлено: 24-03-2018 13:46:57
По подробном изучении темы (схемы) нашел замысел подстанции Южно-Казахстанская (500 кВ?) с раздачей мощности от ПС Караганда по направлениям Джамбул, Фрунзе, Алма-ата. Давненько кто-то из форумчан упоминал, что в северном Казахстане - избыток генерации, экспортируемый в Россию, на югах вынуждены импортировать электроэнергию из соседних гидроэнергоресурсообеспеченных республик. Кто-нибудь просветит на эту тему?
Вот, наткнулся на старую забытую сходную тему Мегапроект строительства энергомоста Сибирь--Казахстан--Урал Кто-нибудь по этому поводу может что сказать?
Еще информация по теме:new-disser.ru›_avtoreferats/01002637594.pdf
Добавлено: 2018-03-24 18:44:52
Тут Вы нас не удивили! Построить объект на болоте и оснастить его защитами и АСУ, это и в РФ хорошо практикуется. Не признак большого ума.
Небольшое уточнение. Реконструкция выполнена на всех ПС КЕГОК.
Добавлено: 2018-03-24 18:55:38
почему основных защит не было? А контроль тока в общей обмотке АТ у Вас не выполнялся?
Ответ на второй вопрос. Да.
Краткого ответа на первый вопрос нет.
Возможно Вы имели ввиду основную защиту ВЛ-500кВ Экибастузская ГРЭС-1 - ПС 1150кВ Экибастузская? Вообще-то защита была налажена, проверена под нагрузкой и принята в эксплуатацию. Почему оказалась не введённой в работу долгий период, не знаю. Кроме того, не были введенными на момент замыкания транзита защиты ВЛ-1150кВ ПС Кокчетавская - ПС Кустанайская, т.к. они не были проверены под нагрузкой.
Изображенные там перспективные линии электропередачи соответствовали хотелкам 1980 года, в реальности получилось несколько иначе. Попробуйте разместить на Форуме большую схему (то есть, вся схема СССР) IMG_0603 или ее более крутые аналоги (чем круче, тем быстрее удалится в связи с переполнением хостинга).
Добавлено: 2018-03-24 19:53:54
Возможно Вы имели ввиду основную защиту ВЛ-500кВ Экибастузская ГРЭС-1 - ПС 1150кВ Экибастузская? Вообще-то защита была налажена, проверена под нагрузкой и принята в эксплуатацию. Почему оказалась не введённой в работу долгий период, не знаю. Кроме того, не были введенными на момент замыкания транзита защиты ВЛ-1150кВ ПС Кокчетавская - ПС Кустанайская, т.к. они не были проверены под нагрузкой.
Причину в любом случае озвучивали, почему не вводят в работу защиту ВЛ-500кВ Экибастузская ГРЭС-1 - ПС 1150кВ Экибастузская? Да в жизнь не поверю, чтобы на таком объекте, не было любопытных))) А что Вы в то время понимали под основной защитой? Времена действия этой основной защиты как отличались от тех защит, которые Вы называете резервными?
Касаясь общей обмотки. Какую цель преследовали измеряя в ней ток? Это требование есть, когда на стороне НН можно подключать генерацию, чтобы не перегружать случайно общую обмотку, а у Вас, что было?
| Присоединяйтесь!!! Мы в социальных сетях и на Ютуб. |
Причину в любом случае озвучивали, почему не вводят в работу защиту ВЛ-500кВ Экибастузская ГРЭС-1 - ПС 1150кВ Экибастузская? Да в жизнь не поверю, чтобы на таком объекте, не было любопытных)))
О том, что она выведена мы, в Кустанае, узнали из описания особой системной аварии. Полное состояние защит по объектам знали в центральной службе ПО ДЭП, в Москве. На местах мы знали только про свое.
Основная защита, это защита с абсолютной селективностью, в данном случае, ПДЭ-2003 имела время срабатывания на всей длине ВЛ, равное 0, в отличие от резервных защит (ДЗ и ТЗНП).
Добавлено: 2018-03-24 22:19:27
Касаясь общей обмотки. Какую цель преследовали измеряя в ней ток? Это требование есть, когда на стороне НН можно подключать генерацию, чтобы не перегружать случайно общую обмотку, а у Вас, что было?
Физически обмотка ВН и общая часть это одна обмотка с отпайкой (на ст. СН) по частям которой протекают разные токи. В работе возможны варианты перегрева по отдельности каждой из частей, так и обеих частей одновременно. Поэтому и контролируют перегрузку обеих частей. Вы не забывайте, что у нас в будущем предполагалась установка СТК-20.
scherenkov?
Как были организованы каналы команд телеотключения/телеускорения по ВЛ 1150 кВ? Так?
1: Пуск: от УРОВ, АОПН (ЗПН), УРОВ АОПН, УРОВ ШР, АЛАР, ЗНР.
Прием: без контроля, на отключение трех фаз (ОТФ) с запретом ТАПВ.
2: Пуск: от защит ЛЭП на ОТФ.
Прием: с контролем пуска 2 зоны ДЗ или 3 ступени ТЗНП на ОТФ без запрета ТАПВ без контроля цикле ОАПВ.
3 (4): Пуск: срабатывание НДЗ/1 зоны ДЗ/1 ступени ТЗНП на отключение через ОАПВ (ПДЭ-2004)
Прием: с контролем пуска 3 ступени ТЗНП на отключение через ОАПВ.
4 (16, 32) : Пуск: пуск 3 направленной ступени ТЗНП
Прием: с контролем пуска 3 ступени ТЗНП на отключение через ОАПВ.
Прием: с контролем пуска 3 ступени ТЗНП на отключение через ОАПВ.
И логикой реверса.
Как были организованы каналы команд телеотключения/телеускорения по ВЛ 1150 кВ?
Принимая поправку Bogatikova, примерно так, как Вы предполагаете со следующими изменениями:
1. 1 команду еще пускали при разрушении вводов 1150кВ реактора: работа КИВ-1150кВ & (работа 1 ст.ТЗНП или работа 1з. ДЗ).
2. Вторая и третья команда были поменяны местами.
3. Третья команда не использовалась, т.к группа выходных реле отключения трех фаз помимо схемы ОАПВ вводилась в работу в случаях вывода ОАПВ ( ручной перевод выходных цепей защит) или исчезновении оперативного тока на основных защитах (автоматический перевод выходных цепей защит).
1. 1 команду еще пускали при разрушении вводов 1150кВ реактора: работа КИВ-1150кВ & (работа 1 ст.ТЗНП или работа 1з. ДЗ).
Реактор был без выключателя, входил в зону защиты ВЛ? Или это была сознательная передача команды при КЗ в данном участке?
2. Вторая и третья команда были поменяны местами.
Не понял, это как? Вторая команда – отключение трёх фаз, третья – пуск ОАПВ. Немного разные вещи.
3. Третья команда не использовалась, т.к группа выходных реле отключения трех фаз помимо схемы ОАПВ вводилась в работу в случаях вывода ОАПВ ( ручной перевод выходных цепей защит) или исчезновении оперативного тока на основных защитах (автоматический перевод выходных цепей защит).
Тоже не понятно.
Не понял, это как? Вторая команда – отключение трёх фаз, третья – пуск ОАПВ. Немного разные вещи.
Функции, которые Вы предписывали третьей команде, выполняла вторая и наоборот ( но третья команда не выполнялась).
scherenkov:
3. Третья команда не использовалась, т.к группа выходных реле отключения трех фаз помимо схемы ОАПВ вводилась в работу в случаях вывода ОАПВ ( ручной перевод выходных цепей защит) или исчезновении оперативного тока на основных защитах (автоматический перевод выходных цепей защит).
Тоже не понятно.
Может я не точно выражаюсь...
Быстродействующие защиты выполняли не только пуск ОАПВ, но и действовали на отключение через схему ОАПВ.
Выполнять цикл ОАПВ или трехфазное отключение определяли избиратели схемы ОАПВ.
Выходные реле, которые действуют на отключение трех фаз помимо схемы ОАПВ, это выходные реле панелей ПДЭ-2001(ДЗ) и ПДЭ-2002 (МФТО, ТЗНП). Резервные ступени этих защит действуют на отключение трех фаз через свои группы выходных реле. Если выводится ОАПВ, то контакты быстродействующих защит переключаются на выходные реле панели ПДЭ-2002 вместо ПДЭ-2004 (вроде сюда, точнее не помню). То же самое переключение происходит при потере оперативного тока основными защитами (ПДЭ-2003 и ПДЭ-2004).
В связи с такой логикой работы, вроде как и нет надобности в третьей команде.
Добавлено: 2018-03-25 12:19:18
Реактор был без выключателя, входил в зону защиты ВЛ? Или это была сознательная передача команды при КЗ в данном участке?
Реактор был с выключателем (ВО-1150кВ, я раньше давал описание его работы). Для того, чтобы реактор не попадал в зону работы защит ВЛ, использовались встроенные ТТ стороны 1150кВ реактора. Вводы 1150кВ реактора находились в зоне действия защит ВЛ.
Реактор был с выключателем (ВО-1150кВ, я раньше давал описание его работы). Для того, чтобы реактор не попадал в зону работы защит ВЛ, использовались встроенные ТТ стороны 1150кВ реактора. Вводы 1150кВ реактора находились в зоне действия защит ВЛ.
А если бы реактор попадал в зону защиты линии чем это плохо? После отключения реактора при его повреждении линия могла разве находиться в работе? А не хотели на вашем транзите сделать УПК (установку продольной компенсации) как на Арзамасе-500?
Выходные реле, которые действуют на отключение трех фаз помимо схемы ОАПВ, это выходные реле панелей ПДЭ-2001(ДЗ) и ПДЭ-2002 (МФТО, ТЗНП). Резервные ступени этих защит действуют на отключение трех фаз через свои группы выходных реле. Если выводится ОАПВ, то контакты быстродействующих защит переключаются на выходные реле панели ПДЭ-2002 вместо ПДЭ-2004 (вроде сюда, точнее не помню). То же самое переключение происходит при потере оперативного тока основными защитами (ПДЭ-2003 и ПДЭ-2004).
В связи с такой логикой работы, вроде как и нет надобности в третьей команде.
Вы все верно пишете - действительно при выводе ОАПВ в панели ПДЭ-2004 ее контакты переводят на ОТФ через свои выходные реле все защиты: НДЗ, ДЗ, ТЗНП. Логика команд 2 и 3 в том, чтобы ускорить либо однофазное отключение, либо трехфазное. Почему у Вас не выполнялась команда №3 - телеускорение при действии на отключение трех фаз? Может просто междуфазных КЗ не было на ЛЭП 1150 кВ?
Функции, которые Вы предписывали третьей команде, выполняла вторая и наоборот ( но третья команда не выполнялась).
Это как?
quote="scherenkov"]3. Третья команда не использовалась, т.к группа выходных реле отключения трех фаз помимо схемы ОАПВ вводилась в работу в случаях вывода ОАПВ ( ручной перевод выходных цепей защит) или исчезновении оперативного тока на основных защитах (автоматический перевод выходных цепей защит).
Снова не понятно, логика противоречит ЭСП под руководством Петрова С.Я.
Быстродействующие защиты выполняли не только пуск ОАПВ, но и действовали на отключение через схему ОАПВ.
Выполнять цикл ОАПВ или трехфазное отключение определяли избиратели схемы ОАПВ.
Выходные реле, которые действуют на отключение трех фаз помимо схемы ОАПВ, это выходные реле панелей ПДЭ-2001(ДЗ) и ПДЭ-2002 (МФТО, ТЗНП). Резервные ступени этих защит действуют на отключение трех фаз через свои группы выходных реле. Если выводится ОАПВ, то контакты быстродействующих защит переключаются на выходные реле панели ПДЭ-2002 вместо ПДЭ-2004 (вроде сюда, точнее не помню). То же самое переключение происходит при потере оперативного тока основными защитами (ПДЭ-2003 и ПДЭ-2004).
Да, так и есть, только это описание не соответствует пункту выше – «Третья команда не использовалась, т.к группа выходных реле отключения трех фаз помимо схемы ОАПВ вводилась в работу в случаях вывода ОАПВ ( ручной перевод выходных цепей защит) или исчезновении оперативного тока на основных защитах (автоматический перевод выходных цепей защит)».
В связи с такой логикой работы, вроде как и нет надобности в третьей команде.
С передачей команды 3 надобность есть, т.к. она резервирует команду 3.
Реактор был с выключателем (ВО-1150кВ, я раньше давал описание его работы). Для того, чтобы реактор не попадал в зону работы защит ВЛ, использовались встроенные ТТ стороны 1150кВ реактора. Вводы 1150кВ реактора находились в зоне действия защит ВЛ.
Зачем тогда телеотключение ВЛ при работе 1-й ст.ТЗНП, I зоны ДЗ, ТО?
Зачем тогда телеотключение ВЛ при работе 1-й ст.ТЗНП, I зоны ДЗ, ТО?
Я так понимаю люди страховались, не доверяли включателю-отключателю реактора, плюс перенапряжения на ЛЭП без реактора из-за избытка реактивки, и при работе любых защит реактора отключали линию с запретом ТАПВ. Может быть там и ДЗР была или от выходных реле защит реактора был пуск команды №1.
Об этом небходимо прямо писать, что, для чего, чтобы мозги людям не портить.
senior, Bogatikov,
Сегодня, с утра, внимательно перечитал переписку об организации команд на ВЛ-1150кВ.
С грустью понял, что не только плохо вижу и слышу. Вдобавок к этому еще плохо помню и туго соображаю.
Так что извините за галиматью, которую тут нес.
Итак снова:
1: Пуск: от УРОВ, АОПН (ЗПН), УРОВ АОПН, УРОВ ШР, АЛАР, ЗНР.Прием: без контроля, на отключение трех фаз (ОТФ) с запретом ТАПВ.
Добавочно пуск от КИВ-1150кВ при работе его совместно с 1ст.ТЗНП или 1з.ДЗ. Все не мог понять, что Вас здесь смущает, ведь такое сочетание защит говорит о разрушении ввода 1150кВ. Потом решил, что Вы предполагаете наличие выносных ТТ в ячейке реактора 1150кВ. На всякий случай сделал снимок ПС в Google Earth. Нет выносных ТТ в ячейке реактора 1150кВ. Защиты ВЛ подключены к встроенным во ввода 1150кВ ТТ и получается, что ввод 1150кВ (наружная часть) находится в зоне защит ВЛ. Здесь имеется ввиду, что КИВ запустился, но еще не сработал на отключение, иначе защиты ВЛ разрушение бы не "увидели".
2: Пуск: от защит ЛЭП на ОТФ.Прием: с контролем пуска 2 зоны ДЗ или 3 ступени ТЗНП на ОТФ без запрета ТАПВ без контроля цикле ОАПВ.
Пуск да, но вот прием такой как Вы пишите, но, возможно, реализован через схему ОАПВ. Однако настаивать на таком варианте не буду. Двадцать с лишним лет эти схемы в глаза не видел.
3 (4): Пуск: срабатывание НДЗ/1 зоны ДЗ/1 ступени ТЗНП на отключение через ОАПВ (ПДЭ-2004)Прием: с контролем пуска 3 ступени ТЗНП на отключение через ОАПВ.
Третья команда не пускалась.
4 (16, 32) : Пуск: пуск 3 направленной ступени ТЗНППрием: с контролем пуска 3 ступени ТЗНП на отключение через ОАПВ.
Да, так и с логикой реверса.
Добавлено: 2018-03-26 19:37:03
А если бы реактор попадал в зону защиты линии чем это плохо? После отключения реактора при его повреждении линия могла разве находиться в работе? А не хотели на вашем транзите сделать УПК (установку продольной компенсации) как на Арзамасе-500?
Если бы реактор попадал в зону защит ВЛ, было бы ни хорошо, ни плохо. В этом случае не нужен выключатель реактора, а выключатель есть, значит предполагалась работа ВЛ без реактора.
Про УПК на транзите разговоров и проекта не было.
В этом случае не нужен выключатель реактора, а выключатель есть, значит предполагалась работа ВЛ без реактора.
Все никак не могу понять, как ВЛ могла работать без реактора (а скорее так и закладывалось) с выбранными уставками, когда при отсутствии реактора, исходя из Ваших воспоминаний все время разваливался транзит. При выведенном реакторе, любой сброс нагрузки, отключения в сети с разрывом транзита и потерей нагрузки, скорее всего и при собственном ТАПВ история с отключением 500 кВ повторялась бы.
Все никак не могу понять, как ВЛ могла работать без реактора (а скорее так и закладывалось) с выбранными уставками, когда при отсутствии реактора, исходя из Ваших воспоминаний все время разваливался транзит. При выведенном реакторе, любой сброс нагрузки, отключения в сети с разрывом транзита и потерей нагрузки, скорее всего и при собственном ТАПВ история с отключением 500 кВ повторялась бы.
Логика возможно была такая. При больших перетоках активной мощности порядка 2-3 ГВт реактор был отключен. При снижении перетока с какими-то условиями выключатель реактора включался. Плюс к этой схеме добавлялась установка СТК которая при необходимости могла "довести" переток до требуемых безопасных значений как по напряжению так и по устойчивости. Это мои фантазии. Может все не так.
При выведенном реакторе, любой сброс нагрузки, отключения в сети с разрывом транзита и потерей нагрузки, скорее всего и при собственном ТАПВ история с отключением 500 кВ повторялась бы.
Об этом господин scherenkov говорил в посте 137
Некомпенсированные 900мВАр давали о себе знать в каждый выходной день, когда нагрузка в сети была минимальной. Защиты от повышения напряжения в сети 1150кВ регулярно «разваливали» транзит. Так было до октября месяца 1988 года. В октябре сначала произошел этот непонятный случай с АТГ на ПС Кустанайская (см. выше), а через 10 дней так и вовсе взорвалась одна фаза АТГ из-за КЗ на «землю» внутри бака в районе ввода 1150кВ. После этого транзит перешел в режим 500кВ до июня 1989 года. Нет бы сразу так включать (в смысле на 500кВ)!
Страницы Назад 1 … 11 12 13 14 15 … 20 Далее
Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться
Советы бывалого релейщика → Релейная защита и автоматика линий 110-1150кВ → Работа ВЛ на напряжении 1150 кВ
