Форум режимщиков

1. Какой вид КЗ и в какой точке должен надежно фиксировать ФТКЗ, если известно только, что ДУ нарушается при двухфазном на землю у шин, но нет исследования влияния степени удаленности КЗ от шин (и я не уверен, что оно в принципе возможно, так как расчеты ДУ оперируют величиной остаточного напряжения, которое может быть одинаковым для КЗ в разных местах и при разном сопротивлении дуги).

В принципе напряжение прямой последовательности, по которому оценивается тяжесть КЗ имеет, грубо говоря, могут иметь одинаковые значения для ОКЗ в начале ВЛ, ДКЗ в середине и ТКЗ в конце. С другой стороны нарушение ДУ может произойти от любого КЗ. У меня как-то попадалось нарушение ДУ и на 500 кВ с пофазным приводом и при ОКЗ... всё действительно зависит от дистанции до КЗ.
Получается, что если брать как есть, то и не нужно ничего, делай расчёты получай зависимости U1-t и вводи уставки в ФТКЗ-ФЗКЗ. Но обратимся МУ по устойчивости, в них конкретно даны границы нормированных возмущений, да и расчёты так же проводятся по этим правилам. В результате, требуется для селективного по отношению к видам КЗ различать их тяжесть. Поэтому, выявительные органы и нужны. Задача разделяется на две независимые (и собственно нельзя сказать, что это дополнительные условия):
1. Выявление факта наличия КЗ и определение вида этого КЗ, и как дополнение (здесь можно согласиться, что это дополнительное условие) ФТКЗ срабатывает, только на определённый вид КЗ или строятся ФТКЗ по видам КЗ с выдачей в результате УВ соответствующего объёма.
2. Собственно измерение U1 или других режимных параметров, например сброса активной мощности, что более эффективно и именно из-за с выявлением вида КЗ.

2. Какой глубины рассматривать качания, влияют ли схемы ремонтов на токи при них?
Конечно колебания тока и напряжения зависят от режима и топологии сети. Но зачем рассматривать качания, по моему нужно рассматривать только асинхронные режим, а для него "глубины очень большие".

3. Какой должен быть запас между уставкой и токами качаний/КЗ, чтобы гарантированно определить какой перед нами процес?

Во первых, надёжность срабатывания ФТКЗ должна обеспечиваться его однократностью действия (после первого срабатывания вводится продолжительная выдержка времени, например 10с) поэтому уж если и будут ложные или излишние срабатывания, то это скорее не правильные принципы построения и или настройки.
Во вторых, ФТКЗ должна работать именно на первой фазе аварии, что собственно и обеспечивают выявители КЗ, так как и СК и АР это симметричный режим.
В этой связи, следует согласиться, что особую сложность из себя представляет выявление тяжести ТКЗ из-за того, что нет симметричных составляющих тока и напряжения или они не сильно выделяются. Однако чисто идеального ТКЗ наверно не может быть, поэтому выявители все равно срабатывают. Кроме того, должен быть надёжный орган контроля исправности измерительных цепей напряжения, который для рациональности совмещён с выявителями КЗ. Испытывались по натурной осциллограмме ТКЗ ПС 500 кВ Путкинская, выявители срабатывали в 65% случаев. Положение усугубляется тем, что для напряжений 220-110 кВ требуется по МУ именно устанавливать ФТКЗ-ФЗКЗ для ТКЗ, так как привод выключателей трёхфазный. Поэтому, в предложенном АРЗКЗ для надёжности и есть блоки измерения экстремальных значений фазных токов...

Кроме упомянутого СТО есть ещё один "Аттестационные требования к устройствам ПА" и п. 6.7.3 "Пуск АРБКЗ (АРЗКЗ) осуществляется по факту фиксации кратковременной не симметрии токов по фазам ....." в нем тоже ни чего нет об отстройки от СК или АР ...

Сложность обсуждаемой темы заключается в том, что нет практического эталона, нет опыта работы, что с чем сравнивать, как, например в РЗ, хотя по правде сказать, что там за алгоритмы, что там за мат обеспечение, где их наглядность и соответствуют ли они друг другу. Да и никто не требует, работает правильно и ладно. Предложенный алгоритм - максимально возможное соответствие между рисунками алгоритмов блок-схем и исполнительным кодом.
WindTalker315, у Вас получается уже есть этот эталон, что можете писать "как только такая чушь..."

Вы мне лучше ответьте, как настраивать АРВ пропорционального действия в МУСТАНГ-е, если не знаете, то так и скажите, тем более, что уже всё настроил, просто интересуюсь для достоверности.

так как и СК и АР это симметричный режим.

Вы упускаете из виду, что и АР и СК могут быть в цикле ОАПВ и тогда говорить о симметрии не приходится.
Кстати, не получилось скачать ваш документ, ошибка 404.

Если говорить по теме: Мы разработали методику, возможно не идеальную, но все же. На наше счастье совместно с ПА шла работа по РЗ и все токи составляющих при всех КЗ были уже посчитаны. Ток при качаниях в цикле ОАПВ возможно мы не самым точным образом определили (классическая формула 2*Uф/Xc, где Xс при продольной несимметрии = при двухфазном КЗ). Даже если в этом мы где промахнулись процентов на 20-80, то с учетом окна дискретизации 6 мс разница бросков тока между КЗ и качаниями достигала не менее порядка. Поэтому возможная методическая ошибка не должна повлиять на конечный результат. Если б еще найти где COMTRADE реальных КЗ для этого объекта, то и протестировать сможем.

В результате, требуется для селективного по отношению к видам КЗ различать их тяжесть

Поясните: Ваши "выявители" именно определяют вид КЗ? А как эту информацию использовать далее? Я понимаю как использовать остаточное напряжение или, что еще лучше, величину сброса мощности, но вид КЗ... Влияние на устойчивость одного и того же вида КЗ, но с разным сопротивлением дуги будет разным.

Нет, в существующем у нас ФТКЗ нет функции селекции вида КЗ.
Такой блок я делал для автоматики опережающего деления, так как там важно, выявлять вид КЗ ( в сети 110 кВ ОКЗ на 20-25% больше чем ТКЗ, поэтому получалось, как не странно выключатель ТКЗ отключает, а ОКЗ не способен).
В принципе выявление вида КЗ может возникнуть, можно будет получать более "тонкие" объёмы УВ.
Например если станция с 3-4 генераторами с единичной мощностью 100-160 МВт и это ГТУ, то там не чего "ловить блох" - ОГ1 или ОГ2, а то и ОГ3, а вот если 5-7 обыкновенных турбогенераторов с мощностями от 100-200 МВт, то тут можно варьировать объёмы ОГ и ИРТ-ДРТ причём достаточно "плавно". Тем более, что есть такое требование, что приоритетом пользуется ИРТ-ДРТ по отношению к ОГ.

Vikus писал(а):Например если станция с 3-4 генераторами с единичной мощностью 100-160 МВт и это ГТУ, то там не чего "ловить блох" - ОГ1 или ОГ2, а то и ОГ3.

А почему для ГТУ только ОГ? Медленный сброс мощности?

RF7000 писал(а):

Vikus писал(а):Например если станция с 3-4 генераторами с единичной мощностью 100-160 МВт и это ГТУ, то там не чего "ловить блох" - ОГ1 или ОГ2, а то и ОГ3.

А почему для ГТУ только ОГ? Медленный сброс мощности?

Уже года 2-3 года эпизодически занимаюсь этим. И писал на форумах, и писал письма ребятам-авторам статей типа "...форсировка мощности ГТУ..." по поводу аварийного снижения/повышения мощности ГТУ, дело не в том, что поступала бы противоречивая информация, дело в том что вообще ни какой нет. Поэтому, пока только медленный сброс мощности, который бессмыслен для сохранения ДУ. Конечно, возможно сочетание ГТУ-ПТУ, тогда ДРТ-ИРТ можно выполнить, но опять же ограничение если мощность ПТУ может быть в 2 раза меньше ГТУ и эффективность будет низкая, но всё индивидуально нужно считать.
Если, появится или имеется какая-либо информация об аварийном управлении ГТУ поделитесь, пожалуйста.