Как часто необходимо пересматривать карту уставок рза
Я хотел узнать — есть какой документ или нет?
| ICQ: 254-100-440 |
| 05.08.2007 18:02 |
| dim +1
Сообщения: 124 |
| Насколько мне известно никакой периодичности нет. И быть не может — falcon абсолютно прав, уставки не протухают)))). Поэтому ни в одном документе вы, скорей всего, такой информации не найдете — потому что пересчет уставок без изменения состава или параметров оборудования просто не имеет смысла. |
| 06.08.2007 02:02 |
| ShSF +12
Сообщения: 301 |
| Периодичность расчета ТКЗ и уставок РЗА на промпредприятии зависит от : 1. Изменения параметров питающей сети. 2. Изменения параметров оборудования и конфигурации сети на пром предприятии. 1. Внешнняя причина. Промпредприятию не известная. Посему следует ежегодно запрашивать ТКЗ и Хсистемы на шинах питающей ПС у энергосистемы от которой запитаны. 2. Внутренняя причина, хорошо известная на предприятии. Любое изменение в подключенном электрооборудовании (замена двигателя, тр-ра, кабеля на другое сечение, изменение схемы подключения, добавление новй мощности и т.п.) все требует пересмотра уставок РЗА на связанных с этой заменой устройствах РЗА. Так установка дополнительной мощности потребует пересмотра уставок не только на тех фидерах, где добавилась мощность, но и на вводных и секционных ячейках. А каких то нормативных документов на это дело нет. Хочешь спать спокойно, будешь считать все во время. Хотя не всегда это получается, поскольку у нас часто правая рука не знает, что делает левая. |
| 06.08.2007 13:02 |
| svet
Сообщения: 4 |
| Периодичность расчета токов короткого замыкания обусловлена необходимостью: при изменении параметров системы, режимов питания оборудования и т.п. Уставки и карты РЗА пересматриваются соответственно, но во многих энергосистемах карты уставок имеют срок действия 1 год и должны ежегодно обновляться. Конкретного РД на эту тему нет. Есть пункт в «Типовом положении о службах РЗА», где написано «. по мере необходимости» |
| 06.08.2007 16:12 |
| laborant +7
Сообщения: 134 |
Проект РЗА
Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике
Home » Курсы по релейной защите » Курсы » Курс «Общие шаги в проектировании РЗА»
Курс «Общие шаги в проектировании РЗА»
Привет, всем.
У нас вышел новый Курс по общим вопросам проектирования релейной защиты и автоматики. Давно хотел объединить прошлые наработки по этой теме в единую систему.
В курс вошли несколько статей за 2016 — 2017 годы плюс свежие разделы, которые я дописывал последний месяц.
Вот, что получилось в итоге:
- Состав тома “Релейная зашита и автоматика”
- План работ по проекту РЗА
- Определение границ ответственности по проекту
- Исходные данные для проектирования РЗА
- Принципы оформления проекта
- Взаимодействие с Заказчиком
- Использование чужих наработок
- Особенности проектирования цифровых систем РЗА
- Работа с замечаниями Заказчика
- Литература для проектирования РЗА
- Нормы и правила для проектирования РЗА
Как видите здесь мало технических вопросов, зато мы подробно рассмотрим вопросы организационные. Планирование работ, сбор исходных данных, разделение ответственности — все это важно при выполнении проекта.
Курс доступен по ссылке
Формат тоже не обычный. Это почтовая рассылка по принципу “одно письмо в день”. В каждом письме мы будем рассматривать одну тему. В итоге за полторы недели обсудим все поставленные вопросы.
Помимо краткого разбора темы в некоторых статьях будут ссылки на скачивание полезных материалов, например, плана работ по разделу РЗА для ПС 35/6 кВ.
Курс полностью бесплатный. Переходите по ссылке, подписывайтесь и поехали!
P.S. Не забудьте оставить отзыв в конце обучения. Будет интересно узнать ваше мнение о таком формате подачи материала. Если понравится, то можно сделать еще парочку)
ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7
3.2.2. Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:
а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.
б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.
3.2.3. С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:
- могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);
- обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;
- не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.
При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.
3.2.4. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.
3.2.5. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.
Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):
а) для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ (см. 3.2.4);
б) при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.
3.2.6. Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если: при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3.2.4; защита действует в качестве резервной (см. 3.2.15).
3.2.7. Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.
При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.
3.2.8. При наличии релейной защиты, имеющей цепи напряжения, следует предусматривать устройства:
- автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты в нормальном режиме), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей;
- сигнализирующие о нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима, но могут привести к излишнему срабатыванию в других условиях (например, при КЗ вне защищаемой зоны).
3.2.9. При установке быстродействующей релейной защиты на линиях электропередачи с трубчатыми разрядниками должна быть предусмотрена отстройка ее от работы разрядников, для чего:
- наименьшее время срабатывания релейной защиты до момента подачи сигнала на отключение должно быть больше времени однократного срабатывания разрядников, а именно около 0,06-0,08 с;
- пусковые органы защиты, срабатывающие от импульса тока разрядников, должны иметь возможно меньшее время возврата (около 0,01 с от момента исчезновения импульса).
3.2.10. Для релейных защит с выдержками времени в каждом конкретном случае следует рассматривать целесообразность обеспечения действия защиты от начального значения тока или сопротивления при КЗ для исключения отказов срабатывания защиты (из-за затухания токов КЗ во времени, в результате возникновения качаний, появления дуги в месте повреждения и др.).
3.2.11. Защиты в электрических сетях 110 кВ и выше должны иметь устройства, блокирующие их действие при качаниях или асинхронном ходе, если в указанных сетях возможны такие качания или асинхронный ход, при которых защиты могут срабатывать излишне.
Допускается применение аналогичных устройств и для линий ниже 110 кВ, связывающих между собой источники питания (исходя из вероятности возникновения качаний или асинхронного хода и возможных последствий излишних отключений).
Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях, если защита отстроена от качаний по времени (выдержка времени защиты — около 1,5-2 с).
3.2.12. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами в той степени, в какой это необходимо для учета и анализа работы защит.
3.2.13. Устройства, фиксирующие действие релейной защиты на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировалось действие каждой защиты, а при сложной защите — отдельных ее частей (разные ступени защиты, отдельные комплекты защит от разных видов повреждения и т. п.).
3.2.14. На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.
3.2.15. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.
Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (например, высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т. е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы. Например, если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной может быть применена трехступенчатая дистанционная защита.
Если основная защита линии 110 кВ и выше обладает относительной селективностью (например, ступенчатые защиты с выдержками времени), то:
- отдельную резервную защиту допускается не предусматривать при условии, что дальнее резервное действие защит смежных элементов при КЗ на этой линии обеспечивается;
- должны предусматриваться меры по обеспечению ближнего резервирования, если дальнее резервирование при КЗ на этой линии не обеспечивается.
3.2.16. Для линии электропередачи 35 кВ и выше с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты токовая отсечка без выдержки времени при условии выполнения требований 3.2.26.
3.2.17. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, допускается:
1) не резервировать отключения КЗ за трансформаторами, на реактированных линиях, линиях 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования, в конце длинного смежного участка линии 6-35 кВ;
2) иметь дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений, без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты;
3) предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии) с возможностью обесточения в отдельных случаях подстанций; при этом следует по возможности обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР.
3.2.18. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110-500 кВ. Допускается не предусматривать УРОВ в электроустановках 110-220 кВ при соблюдении следующих условий:
1) обеспечиваются требуемая чувствительность и допустимые по условиям устойчивости времена отключения от устройств дальнего резервирования;
2) при действии резервных защит нет потери дополнительных элементов из-за отключения выключателей, непосредственно не примыкающих к отказавшему выключателю (например, отсутствуют секционированные шины, линии с ответвлением).
На электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток статоров, для предотвращения повреждений генераторов при отказах выключателей 110-500 кВ следует предусматривать УРОВ независимо от прочих условий.
При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим.
Если защиты присоединены к выносным трансформаторам тока, то УРОВ должно действовать и при КЗ в зоне между этими трансформаторами тока и выключателем.
Допускается применение упрощенных УРОВ, действующих при КЗ с отказами выключателей не на всех элементах (например, только при КЗ на линиях); при напряжении 35-220 кВ, кроме того, допускается применение устройств, действующих лишь на отключение шиносоединительного (секционного) выключателя.
При недостаточной эффективности дальнего резервирования следует рассматривать необходимость повышения надежности ближнего резервирования в дополнение к УРОВ.
3.2.19. При выполнении резервной защиты в виде отдельного комплекта ее следует осуществлять, как правило, так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты при работающем элементе. При этом основная и резервная защиты должны питаться, как правило, от разных вторичных обмоток трансформаторов тока.
Питание основных и резервных защит линий электропередачи 220 кВ и выше должно осуществляться, как правило, от разных автоматических выключателей оперативного постоянного тока.
3.2.20. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производиться при помощи коэффициента чувствительности, определяемого:
- для защит, реагирующих на величины, возрастающие в условиях повреждений, — как отношение расчетных значений этих величин (например, тока, или напряжения) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны к параметрам срабатывания защит;
- для защит, реагирующих на величины, уменьшающиеся в условиях повреждений, — как отношение параметров срабатывания к расчетным значениям этих величин (например, напряжения или сопротивления) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны.
Расчетные значения величин должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных видов повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы.
3.2.21. При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты их чувствительности:
1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные, а также токовые одноступенчатые направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательностей:
- для органов тока и напряжения — около 1,5;
- для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;
- для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.
Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23-0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности может быть около 1,5.
2. Ступенчатые защиты тока или тока и напряжения, направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности:
- для органов тока и напряжения ступени защиты, предназначенной для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия — около 1,5, а при наличии надежно действующей селективной резервной ступени — около 1,3; при наличии на противоположном конце линии отдельной защиты шин соответствующие коэффициенты чувствительности (около 1,5 и около 1,3) для ступени защиты нулевой последовательности допускается обеспечивать в режиме каскадного отключения;
- для органов направления мощности нулевой и обратной последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;
- для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.
3. Дистанционные защиты от многофазных КЗ:
- для пускового органа любого типа и дистанционного органа третьей ступени — около 1,5;
- для дистанционного органа второй ступени, предназначенного для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия — около 1,5, а при наличии третьей ступени защиты — около 1,25; для указанного органа чувствительность по току должна быть около 1,3 (по отношению к току точной работы) при повреждении в той же точке.
4. Продольные дифференциальные защиты генераторов, трансформаторов, линий и других элементов, а также полная дифференциальная защита шин — около 2,0; для токового пускового органа неполной дифференциальной дистанционной защиты шин генераторного напряжения чувствительность должна быть около 2,0, а для первой ступени неполной дифференциальной токовой защиты шин генераторного напряжения, выполненной в виде отсечки, — около 1,5 (при КЗ на шинах).
Для дифференциальной защиты генераторов и трансформаторов чувствительность следует проверять при КЗ на выводах. При этом вне зависимости от значений коэффициента чувствительности для гидрогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток ток срабатывания защиты следует принимать менее номинального тока генератора (см. 3.2.36). Для автотрансформаторов и повышающих трансформаторов мощностью 63 МВ•А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать менее номинального (для автотрансформаторов — менее тока, соответствующего типовой мощности). Для остальных трансформаторов мощностью 25 МВ•А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать не более 1,5 номинального тока трансформатора.
Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора или блока генератор – трансформатор до значения около 1,5 в следующих случаях (в которых обеспечение коэффициента чувствительности около 2,0 связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно):
- при КЗ на выводах низшего напряжения понижающих трансформаторов мощностью менее 80 МВ•А (определяется с учетом регулирования напряжения);
- в режиме включения трансформатора под напряжение, а также для кратковременных режимов его работы (например, при отключении одной из питающих сторон).
Для режима подачи напряжения на поврежденные шины включением одного из питающих элементов допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты шин до значения около 1,5.
Указанный коэффициент 1,5 относится также к дифференциальной защите трансформатора при КЗ за реактором, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты. При наличии других защит, охватывающих реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ за реактором, чувствительность дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в этой точке допускается не обеспечивать.
5. Поперечные дифференциальные направленные защиты параллельных линий:
- для реле тока и реле напряжения пускового органа комплектов защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон поврежденной линии (в точке одинаковой чувствительности) и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны поврежденной линии;
- для органа направления мощности нулевой последовательности — около 4,0 по мощности и около 2,0 по току и напряжению при включенных выключателях с обеих сторон и около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению при отключенном выключателе с противоположной стороны;
- для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, по мощности не нормируется, а по току — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны.
6. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой:
- для органа направления мощности обратной или нулевой последовательности, контролирующего цепь отключения, — около 3,0 по мощности, около 2,0 по току и напряжению;
- для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению.
7. Дифференциально-фазные высокочастотные защиты:
- для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению.
8. Токовые отсечки без выдержки времени, устанавливаемые на генераторах мощностью до 1 МВт и трансформаторах, при КЗ в месте установки защиты — около 2,0.
9. Защиты от замыканий на землю на кабельных линиях в сетях с изолированной нейтралью (действующие на сигнал или на отключение):
- для защит, реагирующих на токи основной частоты, — около 1,25;
- для защит, реагирующих на токи повышенных частот, — около 1,5.
10. Защиты от замыканий на землю на ВЛ в сетях с изолированной нейтралью, действующие на сигнал или на отключение, — около 1,5.
3.2.22. При определении коэффициентов чувствительности, указанных в 3.2.21, п. 1, 2. 5 и 7, необходимо учитывать следующее:
1. Чувствительность по мощности индукционного реле направления мощности проверяется только при включении его на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей.
2. Чувствительность реле направления мощности, выполненного по схеме сравнения (абсолютных значений или фаз), проверяется: при включении на полные ток и напряжение по току; при включении на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей — по току и напряжению.
3.2.23. Для генераторов, работающих на сборные шины, чувствительность токовой защиты от замыканий на землю в обмотке статора, действующей на отключение, определяется ее током срабатывания, который должен быть не более 5 А. Допускается как исключение увеличение тока срабатывания до 5,5 А.
Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, коэффициент чувствительности защиты от однофазных замыканий на землю, охватывающей всю обмотку статора, должен быть не менее 2,0; для защиты напряжения нулевой последовательности, охватывающей не всю обмотку статора, напряжение срабатывания должно быть не более 15 В.
3.2.24. Чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения, следует проверять с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования. При этом минимальное значение коэффициента чувствительности электромагнитов отключения, определяемое для условия их надежного срабатывания, должно быть приблизительно на 20% больше принимаемого для соответствующих защит (см. 3.2.21).
3.2.25. Наименьшие коэффициенты чувствительности для резервных защит при КЗ в конце смежного элемента или наиболее удаленного из нескольких последовательных элементов, входящих в зону резервирования, должны быть (см. также 3.2.17):
- для органов тока, напряжения, сопротивления — 1,2;
- для органов направления мощности обратной и нулевой последовательностей — 1,4 по мощности и 1,2 по току и напряжению;
- для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и 1,2 по току.
При оценке чувствительности ступеней резервных защит, осуществляющих ближнее резервирование (см. 3.2.15), следует исходить из коэффициентов чувствительности, приведенных в 3.2.21 для соответствующих защит.
3.2.26. Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.
3.2.27. Если действие защиты последующего элемента возможно из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительности этих защит необходимо согласовывать между собой.
Допускается не согласовывать между собой ступени этих защит, предназначенные для дальнего резервирования, если неотключение КЗ вследствие недостаточной чувствительности защиты последующего элемента (например, защиты обратной последовательности генераторов, автотрансформаторов) может привести к тяжелым последствиям.
3.2.28. В сетях с глухозаземленной нейтралью должен быть выбран исходя из условий релейной защиты такой режим заземления нейтралей силовых трансформаторов (т. е. размещение трансформаторов с заземленной нейтралью), при котором значения токов и напряжений при замыканиях на землю обеспечивают действие релейной защиты элементов сети при всех возможных режимах эксплуатации электрической системы.
Для повышающих трансформаторов и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием (или существенной подпиткой от синхронных электродвигателей или синхронных компенсаторов), имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны вывода нейтрали, как правило, должно быть исключено возникновение недопустимого для них режима работы с изолированной нейтралью на выделившиеся шины или участок сети 110-220 кВ с замыканием на землю одной фазы (см. 3.2.63).
3.2.29. Трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от КЗ, должны удовлетворять следующим требованиям:
1. В целях предотвращения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока, как правило, не должна превышать 10%. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит (например, дифференциальная защита шин с торможением), правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий. Указанные требования должны соблюдаться:
- для ступенчатых защит — при КЗ в конце зоны действия ступени зашиты, а для направленных ступенчатых защит — также и при внешнем КЗ;
- для остальных защит — при внешнем КЗ.
Для дифференциальных токовых защит (шин, трансформаторов, генераторов и т. п.) должна быть учтена полная погрешность, для остальных защит — токовая погрешность, а при включении последних на сумму токов двух или более трансформаторов тока и режиме внешних КЗ — полная погрешность.
При расчетах допустимых нагрузок на трансформаторы тока допускается в качестве исходной принимать полную погрешность.
2. Токовая погрешность трансформаторов тока в целях предотвращения отказов защиты при КЗ в начале защищаемой зоны не должна превышать:
- по условиям повышенной вибрации контактов реле направления мощности или реле тока — значений, допустимых для выбранного типа реле;
- по условиям предельно допустимой для реле направления мощности и направленных реле сопротивлений угловой погрешности — 50%.
3. Напряжение на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при КЗ в защищаемой зоне не должно превышать значения, допустимого для устройства РЗА.
3.2.30. Токовые цепи электроизмерительных приборов (совместно со счетчиками) и релейной защиты должны быть присоединены, как правило, к разным обмоткам трансформаторов тока.
Допускается их присоединение к одной обмотке трансформаторов тока при условии выполнения требований 1.5.18 и 3.2.29. При этом в цепи защит, которые по принципу действия могут работать неправильно при нарушении токовых цепей, включение электроизмерительных приборов допускается только через промежуточные трансформаторы тока и при условии, что трансформаторы тока удовлетворяют требованиям 3.2.29 при разомкнутой вторичной цепи промежуточных трансформаторов тока.
3.2.31. Защиту с применением реле прямого действия, как первичных, так и вторичных, и защиты на переменном оперативном токе рекомендуется применять, если это возможно и ведет к упрощению и удешевлению электроустановки.
3.2.32. В качестве источника переменного оперативного тока для защит от КЗ, как правило, следует использовать трансформаторы тока защищаемого элемента. Допускается также использование трансформаторов напряжения или трансформаторов собственных нужд.
В зависимости от конкретных условий должна быть применена одна из следующих схем: с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей, с использованием блоков питания, с использованием зарядных устройств с конденсатором.
3.2.33. Устройства релейной защиты, выводимые из работы по условиям режима сети, селективности действия или по другим причинам, должны иметь специальные приспособления для вывода их из работы оперативным персоналом.
Для обеспечения эксплуатационных проверок и испытаний в схемах защит следует предусматривать, где это необходимо, испытательные блоки или измерительные зажимы.
Изменение уставки (Страница 2 из 2)
При изменении уставок просто запрос пароля, и пару секунд паузы на изменение без перезагрузки.
Также при использовании 2 групп уставок по интерфейсу можно переключать группы, при этом оператор как я полагаю не отключает фидер, а производит это на работающем.
Оперативное изменение группы уставок с одной на другую, если это предусмотрено в защите — выполняется без опасений по программе и инструкциям. Каждая группа уставок уже ранее проверена при наладке защиты на соответствие заданию.
Просто подойти и сменить без заявки, без проверки характеристики срабатывания, без записи в релейном журнале, без корректировки карты уставок — недопустимо согласно действующим правилам организации и производству работ в устройствах РЗА. Об этом ‘на пальцах’ отмечено в #9 выше от Conspirator.
Производитель указывает на ‘физику’ в исправном терминале, но всегда возможны нюансы и эксплутация обязана проверить, что действительно всё исправно. На то и правила.
22 Ответ от doro 2020-02-22 16:06:42
Re: Изменение уставки
Помню, когда впервые попробовали оперативное изменение уставок на аппаратуре НПП ЭКРА. В одной из ведущих энергосистем — внедрятелей аппаратуры решили повыпендриться перед гостями или перед комиссией, пощелкать переключателем туда-сюда. Получили отключение линии. Дальше фирма — производитель доработала ПО и выпустила соответствующее информационное письмо. Проблемы были сняты (хотя мы и без этого обошлись). Но закрепились элементы предосторожности.
А уж перезаливка уставок, независимо от рекоментаций фирмы — производителя, так вообще только с кратковременным выводом защиты (естественно, с соответствующими техническими мерами).
23 Ответ от Lekarь 2020-02-22 18:05:08
Re: Изменение уставки
Antip писал(а) : ↑
2020-02-22 13:33:42
Оперативное изменение группы уставок с одной на другую, если это предусмотрено в защите — выполняется без опасений по программе и инструкциям. Каждая группа уставок уже ранее проверена при наладке защиты на соответствие заданию.
Просто подойти и сменить без заявки, без проверки характеристики срабатывания, без записи в релейном журнале, без корректировки карты уставок — недопустимо согласно действующим правилам организации и производству работ в устройствах РЗА. Об этом ‘на пальцах’ отмечено в #9 выше от Conspirator.
Производитель указывает на ‘физику’ в исправном терминале, но всегда возможны нюансы и эксплутация обязана проверить, что действительно всё исправно. На то и правила.
Вы всё правильно говорите. Полностью согласен. С небес только спуститесь на землю. Хорошо, когда выключатель, на защитах которого надо сменить уставки, полностью ваш и вам не надо ни с кем согласовывать его отключение. В этом случае Вы всегда найдете «окно», когда можно отключить оборудование и «перезалить» уставки.
А вот когда, все тоже самое, но оборудование еще у кого-то в ведении, уже ситуация другая. При чем согласующие стороны в своем большинстве не смогут объяснить, почему они это согласовывают. однако для согласования требуется время и со всеми вытекающими. Часто бывает, что тебя сначала уговаривают, дескать давай сменим дряхлую электромеханику на современное МП обеспечение, а когда сменишь, то приобретаешь пакет головной боли. Хотя должно быть наоборот.
24 Ответ от Antip 2020-02-23 15:35:55
Re: Изменение уставки
Lekarь писал(а) : ↑
2020-02-22 18:05:08
Часто бывает, что тебя сначала уговаривают, дескать давай сменим дряхлую электромеханику на современное МП обеспечение, а когда сменишь, то приобретаешь пакет головной боли. Хотя должно быть наоборот.
Не понял, а что, на ЭМ реле можно было подойти к панели, сменить уставку реле по-тихому и не выполнять проверку?
И ещё. Если нет ближнего резервирования и не получится вывести защиту без вывода силового оборудования, тогда остается ждать планового вывода присоединения по годовому графику, а до тех пор — уведомить главного инженера о возможной неселективной работе. На 110 и выше, как правило, ближнее резервирование на МП выполняется и нет проблем вывода терминала без отключения присоединения.
25 Ответ от doro 2020-02-23 17:32:37 (2020-02-23 17:38:04 отредактировано doro)
Re: Изменение уставки
Antip писал(а) : ↑
2020-02-23 15:35:55
Не понял, а что, на ЭМ реле можно было подойти к панели, сменить уставку реле по-тихому и не выполнять проверку?
Да есть варианты: потихоньку передвинуть стрелочку на реле РТ-40 в ТНЗНП. Но я на это в работе в эксплуатации ни за что бы не пошел. Одно неловкое движение руки, и линия вылетает.
Antip писал(а) : ↑
2020-02-23 15:35:55
уведомить главного инженера о возможной неселективной работе.
На электромехаенике ГИ нужно убеждать более страстно
Antip писал(а) : ↑
2020-02-23 15:35:55
На 110 и выше, как правило, ближнее резервирование на МП выполняется и нет проблем вывода терминала без отключения присоединения.
Увы, наши желания далеко не совпадают с нашими возможностями. Если возьмем шины электростанции или иного мощного питающего объекта, дальнее резервирование обходится довольно дорого. А ближнее резервирование далеко не всегда есть.
26 Ответ от Lekarь 2020-02-23 21:08:40 (2020-02-23 21:10:45 отредактировано Lekarь)
Re: Изменение уставки
Antip писал(а) : ↑
2020-02-23 15:35:55
Не понял, а что, на ЭМ реле можно было подойти к панели, сменить уставку реле по-тихому и не выполнять проверку?
Не можно, а делали, делают и будут делать. И также будут делать вид, что этого не делали, не делают и не будут делать. А всё от того, что не смотря на название «оперативно-диспетчерское», слово «оперативно» давно утратило свою актуальность.
Делали и делают только не так рискованно, как doro, пишет, а выводят защиту, двигают поводок и вновь вводят.
Вы 110 кВ затронули, а вопрос был про 10 кВ. Так вот если нагрузку по 110 кВ, часто можно перевести на другие источники, то по 10 кВ порой переводить некуда. И если из-за неправильной уставки погас микрорайон где 10-20 тысяч жителей, то ждать неделю или две пока заявку разрешат — очень рискованно.
Меня то больше волнует вопрос, почему, неофициально можно быстро и оперативно, а официально долго и через бюрократию.
На МП почему рискованно, т.к. визуально не видишь, что натворил. Но,, все НТД требуют перехода на МП. Так помимо затрат, эксплуатанты должны видеть и пряники перехода на МП защиты. На низших уровнях на некоторых предприятиях пряники отработаны и они реально есть. Если я перехожу на МП защиты, то почему, например, заявку на вывод защит рассматривать не 5 дней, как требует системный оператор, а за 2 дня? Ведь, с МП защитами все ясно, все параметры заливаемые можно передать по электронке и системный может смоделировать их работу.
отвлекусь от темы. Некоторое время назад, я начал на определенной территории, требовать, что если потребитель предоставляет мне нормальную схему объекта в электронном виде в соответствии с требованиями ГОСТа, то заявки он может подавать на сутки позднее, если ввел диспетчерские наименования по ГОСТу, то еще на сутки позднее. Через год — результат не затавил себя ждать. Даже звонить не надо и уговаривать, что дескать есть ГОСТ, сделайте схемы по нему. Сами стали делать. Тоже самое с защитами.
10 лет назад стал такие вещи замечать, что добиваться перехода с кальки на схемы в visio, бесполезно. Должен быть стимул. Я его нашел. Самое главное это реально работает.
27 Ответ от znakommmm 2020-02-23 21:25:05 (2020-02-23 21:26:05 отредактировано znakommmm)
Re: Изменение уставки
Как раз на цифровых терминалах простота и ясность с изменением уставки. Если фидер полгода назад к примере проверялся и отсечка в 1450 А соответствовала при прогрузке, то нет сомнений что и изменив на 1900 А без перепрогрузки уставка будет соответствовать реалиям, а если не будет, то терминал ( или ТТ) уже до правки испортился и уже и 1450 не соответствовала требуемой точности. А вот на электромеханике шкала весьма условна и что вы там выставили после перемещения рычажка скажет только прогрузка .