| На главную | База 1 | База 2 | База 3 |
| Поиск по реквизитамПоиск по номеру документаПоиск по названию документаПоиск по тексту документа |
| Искать все виды документовДокументы неопределённого видаISOАвиационные правилаАльбомАпелляционное определениеАТКАТК-РЭАТПЭАТРВИВМРВМУВНВНиРВНКРВНМДВНПВНПБВНТМ/МЧМ СССРВНТПВНТП/МПСВНЭВОМВПНРМВППБВРДВРДСВременное положениеВременное руководствоВременные методические рекомендацииВременные нормативыВременные рекомендацииВременные указанияВременный порядокВрТЕРВрТЕРрВрТЭСНВрТЭСНрВСНВСН АСВСН ВКВСН-АПКВСПВСТПВТУВТУ МММПВТУ НКММПВУП СНЭВУППВУТПВыпускГКИНПГКИНП (ОНТА)ГНГОСТГОСТ CEN/TRГОСТ CISPRГОСТ ENГОСТ EN ISOГОСТ EN/TSГОСТ IECГОСТ IEC/PASГОСТ IEC/TRГОСТ IEC/TSГОСТ ISOГОСТ ISO GuideГОСТ ISO/DISГОСТ ISO/HL7ГОСТ ISO/IECГОСТ ISO/IEC GuideГОСТ ISO/TRГОСТ ISO/TSГОСТ OIML RГОСТ ЕНГОСТ ИСОГОСТ ИСО/МЭКГОСТ ИСО/ТОГОСТ ИСО/ТСГОСТ МЭКГОСТ РГОСТ Р ЕНГОСТ Р ЕН ИСОГОСТ Р ИСОГОСТ Р ИСО/HL7ГОСТ Р ИСО/АСТМГОСТ Р ИСО/МЭКГОСТ Р ИСО/МЭК МФСГОСТ Р ИСО/МЭК ТОГОСТ Р ИСО/ТОГОСТ Р ИСО/ТСГОСТ Р ИСО/ТУГОСТ Р МЭКГОСТ Р МЭК/ТОГОСТ Р МЭК/ТСГОСТ ЭД1ГСНГСНрГСССДГЭСНГЭСНмГЭСНмрГЭСНмтГЭСНпГЭСНПиТЕРГЭСНПиТЕРрГЭСНрГЭСНсДИДиОРДирективное письмоДоговорДополнение к ВСНДополнение к РНиПДСЕКЕНВиРЕНВиР-ПЕНиРЕСДЗемЕТКСЖНМЗаключениеЗаконЗаконопроектЗональный типовой проектИИБТВИДИКИМИНИнструктивное письмоИнструкцияИнструкция НСАМИнформационно-методическое письмоИнформационно-технический сборникИнформационное письмоИнформацияИОТИРИСОИСО/TRИТНИТОсИТПИТСИЭСНИЭСНиЕР Республика КарелияККарта трудового процессаКарта-нарядКаталогКаталог-справочникККТКОКодексКОТКПОКСИКТКТПММ-МВИМВИМВНМВРМГСНМДМДКМДСМеждународные стандартыМетодикаМетодика НСАММетодические рекомендацииМетодические рекомендации к СПМетодические указанияМетодический документМетодическое пособиеМетодическое руководствоМИМИ БГЕИМИ УЯВИМИГКМММНМОДНМонтажные чертежиМос МУМосМРМосСанПинМППБМРМРДСМРОМРРМРТУМСанПиНМСНМСПМТМУМУ ОТ РММУКМЭКННАС ГАНБ ЖТНВННГЭАНДНДПНиТУНКНормыНормы времениНПНПБНПРМНРНРБНСПНТПНТП АПКНТП ЭППНТПДНТПСНТСНЦКРНЦСОДМОДНОЕРЖОЕРЖкрОЕРЖмОЕРЖмрОЕРЖпОЕРЖрОКОМТРМОНОНДОНКОНТПОПВОПКП АЭСОПНРМСОРДОСГиСППиНОСНОСН-АПКОСПОССПЖОССЦЖОСТОСТ 1ОСТ 2ОСТ 34ОСТ 4ОСТ 5ОСТ ВКСОСТ КЗ СНКОСТ НКЗагОСТ НКЛесОСТ НКМОСТ НКММПОСТ НКППОСТ НКПП и НКВТОСТ НКСМОСТ НКТПОСТ5ОСТНОСЭМЖОТРОТТПП ССФЖТПБПБПРВПБЭ НППБЯПВ НППВКМПВСРПГВУПереченьПиН АЭПисьмоПМГПНАЭПНД ФПНД Ф СБПНД Ф ТПНСТПОПоложениеПорядокПособиеПособие в развитие СНиППособие к ВНТППособие к ВСНПособие к МГСНПособие к МРПособие к РДПособие к РТМПособие к СНПособие к СНиППособие к СППособие к СТОПособие по применению СППостановлениеПОТ РПОЭСНрППБППБ-АСППБ-СППБВППБОППРПРПР РСКПР СМНПравилаПрактическое пособие к СППРБ АСПрейскурантПриказПротоколПСРр Калининградской областиПТБПТЭПУГПУЭПЦСНПЭУРР ГазпромР НОПРИЗР НОСТРОЙР НОСТРОЙ/НОПР РСКР СМНР-НП СРО ССКРазъяснениеРаспоряжениеРАФРБРГРДРД БГЕИРД БТРД ГМРД НИИКраностроенияРД РОСЭКРД РСКРД РТМРД СМАРД СМНРД ЭОРД-АПКРДИРДМРДМУРДПРДСРДТПРегламентРекомендацииРекомендацияРешениеРешение коллегииРКРМРМГРМДРМКРНДРНиПРПРРТОП ТЭРС ГАРСНРСТ РСФСРРСТ РСФСР ЭД1РТРТМРТПРУРуководствоРУЭСТОП ГАРЭГА РФРЭСНрСАСанитарные нормыСанитарные правилаСанПиНСборникСборник НТД к СНиПСборники ПВРСборники РСН МОСборники РСН ПНРСборники РСН ССРСборники ценСБЦПСДАСДАЭСДОССерияСЗКСНСН-РФСНиПСНиРСНККСНОРСНПСОСоглашениеСПСП АССП АЭССправочникСправочное пособие к ВСНСправочное пособие к СНиПСправочное пособие к СПСправочное пособие к ТЕРСправочное пособие к ТЕРрСРПССНССЦСТ ССФЖТСТ СЭВСТ ЦКБАСТ-НП СРОСТАСТКСТМСТНСТН ЦЭСТОСТО 030 НОСТРОЙСТО АСЧМСТО БДПСТО ВНИИСТСТО ГазпромСТО Газпром РДСТО ГГИСТО ГУ ГГИСТО ДД ХМАОСТО ДОКТОР БЕТОНСТО МАДИСТО МВИСТО МИСТО НААГСТО НАКССТО НКССТО НОПСТО НОСТРОЙСТО НОСТРОЙ/НОПСТО РЖДСТО РосГеоСТО РОСТЕХЭКСПЕРТИЗАСТО САСТО СМКСТО ФЦССТО ЦКТИСТО-ГК «Трансстрой»СТО-НСОПБСТПСТП ВНИИГСТП НИИЭССтП РМПСУПСССУРСУСНСЦНПРТВТЕТелеграммаТелетайпограммаТематическая подборкаТЕРТЕР Алтайский крайТЕР Белгородская областьТЕР Калининградской областиТЕР Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕР Краснодарского краяТЕР Мурманская областьТЕР Новосибирской областиТЕР Орловской областиТЕР Республика ДагестанТЕР Республика КарелияТЕР Ростовской областиТЕР Самарской областиТЕР Смоленской обл.ТЕР Ямало-Ненецкий автономный округТЕР Ярославской областиТЕРмТЕРм Алтайский крайТЕРм Белгородская областьТЕРм Воронежской областиТЕРм Калининградской областиТЕРм Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРм Мурманская областьТЕРм Республика ДагестанТЕРм Республика КарелияТЕРм Ямало-Ненецкий автономный округТЕРмрТЕРмр Алтайский крайТЕРмр Белгородская областьТЕРмр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРмр Краснодарского краяТЕРмр Республика ДагестанТЕРмр Республика КарелияТЕРмр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРпТЕРп Алтайский крайТЕРп Белгородская областьТЕРп Калининградской областиТЕРп Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРп Краснодарского краяТЕРп Республика КарелияТЕРп Ямало-Ненецкий автономный округТЕРп Ярославской областиТЕРрТЕРр Алтайский крайТЕРр Белгородская областьТЕРр Калининградской областиТЕРр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРр Краснодарского краяТЕРр Новосибирской областиТЕРр Омской областиТЕРр Орловской областиТЕРр Республика ДагестанТЕРр Республика КарелияТЕРр Ростовской областиТЕРр Рязанской областиТЕРр Самарской областиТЕРр Смоленской областиТЕРр Удмуртской РеспубликиТЕРр Ульяновской областиТЕРр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРррТЕРрр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРс Ямало-Ненецкий автономный округТЕРтр Ямало-Ненецкий автономный округТехнический каталогТехнический регламентТехнический регламент Таможенного союзаТехнический циркулярТехнологическая инструкцияТехнологическая картаТехнологические картыТехнологический регламентТИТИ РТИ РОТиповая инструкцияТиповая технологическая инструкцияТиповое положениеТиповой проектТиповые конструкцииТиповые материалы для проектированияТиповые проектные решенияТКТКБЯТМД Санкт-ПетербургТНПБТОИТОИ-РДТПТПРТРТР АВОКТР ЕАЭСТР ТСТРДТСНТСН МУТСН ПМСТСН РКТСН ЭКТСН ЭОТСНэ и ТЕРэТССЦТССЦ Алтайский крайТССЦ Белгородская областьТССЦ Воронежской областиТССЦ Карачаево-Черкесская РеспубликаТССЦ Ямало-Ненецкий автономный округТССЦпгТССЦпг Белгородская областьТСЦТСЦ Белгородская областьТСЦ Краснодарского краяТСЦ Орловской областиТСЦ Республика ДагестанТСЦ Республика КарелияТСЦ Ростовской областиТСЦ Ульяновской областиТСЦмТСЦО Ямало-Ненецкий автономный округТСЦп Калининградской областиТСЦПГ Ямало-Ненецкий автономный округТСЦэ Калининградской областиТСЭМТСЭМ Алтайский крайТСЭМ Белгородская областьТСЭМ Карачаево-Черкесская РеспубликаТСЭМ Ямало-Ненецкий автономный округТТТТКТТПТУТУ-газТУКТЭСНиЕР Воронежской областиТЭСНиЕРм Воронежской областиТЭСНиЕРрТЭСНиТЕРэУУ-СТУказУказаниеУказанияУКНУНУОУРврУРкрУРррУРСНУСНУТП БГЕИФАПФедеральный законФедеральный стандарт оценкиФЕРФЕРмФЕРмрФЕРпФЕРрФормаФорма ИГАСНФРФСНФССЦФССЦпгФСЭМФТС ЖТЦВЦенникЦИРВЦиркулярЦПИШифрЭксплуатационный циркулярЭРД |
| Показать все найденныеПоказать действующиеПоказать частично действующиеПоказать не действующиеПоказать проектыПоказать документы с неизвестным статусом |
| Упорядочить по номеру документаУпорядочить по дате введения |
Советы бывалого релейщика
Сейчас на форуме: 63 гостей, 5 пользователей
abramovep, Gavrulyuk, kirislav, SVG, Мас
Перейти в раздел:
Трудности переводаСпрашивайте — отвечаемСтуденческий РазделОпросыСсылки на интернет ресурсы релейной тематикиЦифровая подстанцияРелейная защита среднего напряженияРелейная защита и автоматика трансформаторов, реакторов и автотрансформаторовРелейная защита и автоматика линий 110-1150кВРелейная защита и автоматика генераторов, двигателейРелейная защита и автоматика в «малой энергетике»ДЗШ, ДЗО, УРОВЦифровые устройства релейной защиты и автоматикиСтатические/Электроные релеПрограмное обеспечение МП устройств релейной защитыКак проводить анализ осциллограмм аварийных регистраторовСистемы и устройства противоаварийной автоматикиЗащиты от однофазных замыканий на землюОпределение места повреждения (ОМП)Автоматическое включение резерва (АВР)Аварии, дефекты оборудования…Автоматика Управления Выключателем (АУВ)Ж/Д, тяговые подстанции, транспортВопросы эксплуатации аппаратуры передачи аварийных сигналовПосты. Совместимость.ВЧ обработка, каналы, трактыБиблиотека УПАСКЗеркало старого форума. УПАСКРазные режимные вопросыРежимная автоматикаПрограммное обеспечениеАппаратура для выполнения проверокОперации с устройствами РЗАДелай как яСхемы распределительных устройствСобственные нуждыТрансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН) и их вторичные цепиОперативный ток и цепи управленияВспомогательное оборудованиеИспытания и измеренияСистемы учета электроэнергии и измерительные приборыОрганизационные вопросыАСУ ТП и РЗА, МЭК 61850АИИС КУЭТелемеханика (ТИ, ТС, ТУ)Расчёт сетей напряжением до 1000ВВыбор параметров настройки устройств релейной защиты и автоматикиВыбор первичного оборудованияГрафика в релейной защитеОбщие вопросы проектированияУчимся делать расчётыБиблиотека РЗАБиблиотека электромонтёраИностранная литератураПроектированиеОрганизационые вопросы связаные с РЗАНормативно-техническая документацияПовышение квалификацииОбъявления разработчиков техники РЗА, специалистов эксплуатирующих организацийРелейщики ищут работуТребуются релейщикиКуплю/продамНовости энергетикиРазговоры на свободные темыПриемная Администрации форумаПомощьАрхивыОбсуждение продукции
Форум работает на PunBB, при поддержке Informer Technologies, Inc
5.2.5. АСУ ТП, АСКУЭ, системы РЗА, ПА и связи
5.2.5. АСУ ТП, АСКУЭ, системы РЗА, ПА и связи
Системы автоматизации ПС (АСУ ТП, РЗА, ПА, АСКУЭ, средства системы связи, технологического видеоконтроля), как правило, проектируются на базе микропроцессорных устройств, объединенных единой платформой аппаратно-программных средств на базе 1Р-сетей с выходом на диспетчерские центры управления через цифровую сеть связи.
В систему автоматизации ПС должна быть интегрирована автоматизированная система комплексной безопасности, включающая комплекс распределенных автоматизированных систем охранной и пожарной сигнализации, пожаротушения, ограничения несанкционированного доступа, видеонаблюдения. Система видеонаблюдения ПС должна быть выполнена в охранных целях не только по периметру, но и на всех важных участках и сооружениях ПС.
АСУ ТП ПС должна обеспечивать возможность ее эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала, а также контроль и управление оборудованием с удаленных диспетчерских центров. При этом должны быть выполнены требования обеспечения надежности и живучести системы, в том числе самодиагностика и резервирование оборудования АСУ ТП.
АСУ ТП должна обеспечивать:
единство системы измерений для контроля и управления оборудованием, технического и коммерческого учета, систем диспетчерского управления;
наблюдаемость параметров режима и состояния оборудования в нормальных и аварийных режимах;
управление всеми устройствами, действие которых необходимо для ведения режимов, предотвращения отказов оборудования, локализации и устранения последствий отказов оборудования с сохранением живучести ПС;
видеоконтроль и наблюдение за состоянием ПС, результатом переключений и действиями оперативного персонала;
передачу на верхние уровни управления информации АСУ ТП, включая поток видеоданных;
функционирование автоматизированного рабочего места (АРМ), оперативного и технологического персонала с квитированием действий оператора и блокированием недопустимой команды.
Состав и построение устройств РЗА и ПА должны:
обеспечивать селективное отключение КЗ в любой точке сети с минимальной выдержкой времени;
предотвращать нарушение устойчивости работы сети в аварийных и послеаварийных режимах;
сохранять все функции, а также не влиять на режим сети при выводе из работы любого терминала по различным причинам.
Централизованные комплексы ПА должны:
устанавливаться, как правило, на ПС или других объектах с постоянным обслуживающим персоналом;
обеспечивать контролируемое и эффективное воздействие на разгрузку потребителей в любой момент времени.
В части конструктивного выполнения систем РЗА должно быть сведено к минимуму соединение микропроцессорных устройств РЗА между собой с помощью контрольных кабелей; должны применяться специальные шины данных или 1Р-сеть.
АСКУЭ должна быть метрологически аттестована, проверена и должна обеспечивать автоматическое измерение приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности, расчет полного баланса и потерь электроэнергии.
Система связи должна обеспечивать передачу: корпоративной (административно-хозяйственной) информации; технологической информации диспетчерско-технологического управления ПС и эксплуатационных служб:
РЗА и ПА;
АСУ ТП;
АСКУЭ;
другой информации с объекта.
Система связи с ПС должна обеспечивать:
организацию надежных отказоустойчивых каналов связи с применением различных средств связи (волоконно-оптических линий связей, высокочастотной связи по ВЛ, радиорелейных линий, УКВ-радиосвязи, спутниковой связи). При этом количество резервных каналов должно быть оптимизировано;
непрерывный мониторинг исправности каналов (как основных, так и резервных), выбор исправного канала при повреждении основного и автоматический переход на него;
скорость передачи информации по каналам должна обеспечивать технологические и корпоративные потребности ФСК ЕЭС.
Иерархия управления ПС должна быть выстроена следующим образом: ПС — МРСК — ММСК — ФСК ЕЭС с учетом организации оперативно-диспетчерского управления (РДУ, ОДУ, ЦДУ) и схемы взаимодействия субъектов оптового рынка электроэнергии (СО, АТС, ФСК ЕЭС).
На ПС должны быть предусмотрены АРМ оперативно-диспетчерского персонала (с полным набором средств управления и контроля ПС), АРМ персонала службы РЗА, АРМ персонала службы ПС, АРМ администратора системы (персонала АСУ ТП) и проч.
Читать книгу целиком
Поделитесь на страничкеСледующая глава >
ТАПВ с пуском от релейной защиты (Страница 1) — Спрашивайте
Для этих случаев у дежурного и диспетчера должны быть ясные и чёткие инструкции..
Лучшая инструкция это однотипность действий персонала в сети одного класса напряжения.
Случаи когда на проходной транзитной подстанции по схеме «мостика» секционный выключатель в сторону одной линии отключается от защит, а в другую сторону от несоответствия, при авариях ставят в тупик всех, вдобавок, когда на этом выключателе есть еще и некоторые автоматики.
Или когда на объекте подменные защиты старого образца, и никто их менять в обозримом будущем не собирался, а все остальное цифровое с пуском АПВ от защит. И когда переводят на подменные защиты выключатель все ходят и гадают, как бы нам АПВ то сварганить, ведь 15 лет гарантию давали на дорогие цифровые защиты, а они через пол года сломались.
Добавлено: 2017-11-01 14:00:35
Conspirator пишет:Логика пуска АПВ от защит более логична. На смежной линии КЗ и отказывает выключатель. При пуске АПВ «по несоответствию» мы отключаем «дальним резервированием», АПВируем и «дожигаем», что там еще не догорело…. Зачем? АПВировать надо только свою линию, и то не всегда…. Думаю, что АПВ «по несоответствию» было «от бедности». Сейчас, при наличии МП-защит все намного проще. Особенно, если делать АПВ с «временем действия».
В вашем приведенном примере откуда Вы знаете дожигаете вы линию или дожигаете ветку дерева, упавшую на линию? (это Вы потом узнаете, и если АПВ можно было все исправить, то Вам руководитель скажет, что за дела такие, почему не было АПВ).
С чего вы взяли, что АПВ следует выполнять только на своей линии? Не редки случаи , когда на линии 110 кВ отпайкой сидит трансформатор 63 или 80 МВА, и на стороне НН этого трансформатора, затягивается отключение выключателя 6-10 кВ, но все равно он отключается вместе с нашей ЛЭП 110 кВ, последними зонами защит. Почему не исправить эту ситуацию АПВ? Или масса случаев, когда на транзите бывает несколько проходных подстанций, где только за счет АПВ порой все исправляется.
Если говорить насчет бедности, но наверное я жил в одной из самых богатых энергосистем, где почти все выключатели в сети 6-35 кВ имели АПВ от защит.
Добавлено: 2017-11-01 14:07:08
Bogatikov пишет:Пуск ТАПВ по факту работы защит плох тем, что возможен отказ ТАПВ, например при неготовности привода (такие случаи были) – пуск от защит кратковременный, 100-200 мс, пока привод будет готов пуск снимется. Можно, конечно, сделать его запоминание, но его тогда нужно возвращать, а это целый гемор.
Если делать совмещение пуска АПВ от защит или по несоответствию, то не надо городить огород.
|
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
![[ПРОФОРИЕНТАЦИЯ] Один день инженера службы релейной защиты и автоматики](/800/600/https/i.ytimg.com/vi/7_eVUiMtO4Q/hqdefault.jpg)
РД 34.20.116-93 Методические указания по защите вторичных цепей электрических станций и подстанций от импульсных помех
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ЗАЩИТЕ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И
ПОДСТАНЦИЙ ОТ ИМПУЛЬСНЫХ ПОМЕХ
Утверждены Департаментом
науки и техники 29.06.93
РД 34.20.116-93
Москва
1993
Методическими указаниями предусматриваются мероприятия по защите вторичных цепей систем релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики, цепей АСУ ТП электрических станций и подстанций от импульсных помех.
Предназначаются для инженерно-технического персонала проектных, строительно-монтажных и эксплуатационных организаций.
При разработке использованы материалы исследований ВНИИЭ, Энергосетьпроекта, СибНИИЭ, Белэнергосетьпроекта, материалы СИГРЭ, стандарты МЭК.
Разработаны ВНИИЭ (В.Ф. Матвеев), Белэнергосетьпроектом (В.И. Глушко), Энергосетьпроектом (Д.Д. Левкович).
Отредактированы и подготовлены к изданию Департаментом науки и техники (А.Ф. Акимкин).
1.1. Настоящие Методические Указания (в дальнейшем Указания) распространяются на мероприятия по защите от импульсных помех цепей систем релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА) и автоматических систем управления технологическим процессом (АСУ ТП), выполненных с применением микроэлектронной и микропроцессорной элементной базы.
1.2. Изложенные требования предъявляются к цепям указанных систем на электрических станциях и подстанциях с открытыми распределительными устройствами (ОРУ) высшего напряжения 110 — 1150 кВ.
Допускается также их распространение на электростанции и подстанции с закрытыми распределительными устройствами (ЗРУ) 110 кВ и выше, в том числе на комплектные распределительные элегазовые устройства (КРУЭ) при условии экспериментальной проверки достаточности выбираемых защитных мероприятий.
1.3. Указания распространяются на вновь проектируемые и реконструируемые электростанции и подстанции.
Вновь проектируемые электростанции и подстанции, независимо от применяемой элементной базы в устройствах РЗА, ПА и АСУ ТП, должны выполняться с учетом изложенных требований. Для реконструируемых электроустановок требования Указаний допускается применять только для той части, которая подвергается реконструкции.
На электрических станциях и подстанциях при коммутациях электрооборудования, коротких замыканиях (КЗ), грозовых перенапряжениях, при коммутациях различных катушек соленоидов, контакторов, реле, при рабо
Таблица параметрирования МПУ защиты (Страница 2) — Цифровые устройства релейной защиты и автоматики — Советы бывалого релейщика
Хочу вернуться к посту Сергея № 28, на который я отреагировал только коротенькой ремарочкой (пост№ 29). А сейчас хочется поподробнее (с этого места, как стало модно говорить).
В принципе, так и должно быть, и именно только так. Смотрите, проектируется электроэнергообъект (ПС, станция…). Причем, зачастую это только проект реконструкции какой-то части.
А в проекте должны быть решения, которые зачастую затрагивают не только этот объект. Например, делается проект вновь вводимых с.ш. НН, и для них считаются уставки. А ведь это только видимая часть. Вот привожу пример из жизни. Был тр-р 110/1/10 кВ со сдвоенными обм. 10 кВ. Их распараллеливают и добавлят на каждый тр-р новые с.ш. 10 кВ.
Понятно, что ТКЗ 10 кВ при распарралеленных обмотках будут другие. И уставки надо пересчитывать не только для этих новых с.ш. Там много чего вообще будет другого.
Это только один пример, иллюстрирующий, что изменения в эл. сети, даже малые, приводят к необходимости пересмотра в других частях эл. сети: и уставок, и взаимодействий у-в РЗА.
Так вот, все уставки и структурные схемы взаимодействий по хорошему не то что должны, а только и имеют право пересматривать исключительно представители эксплуатации. Ведь только они знают все тайные и явные нити. Проектант, даже трудоголик и семи пядей во лбу не знает и не учтет всего.
Если же это абонентские ПС, где нет отдельной СРЗА и расчетчиков, то тоже надо договариваться с расчетчиками вышестоящей ЭС. Если затрагиваются сети нескольких компаний –тоже все участвуют на своих уровнях.
Эти работы должны входить в должностные обязанности соотв. служб экс-и. А то сейчас они «согласовывают». Я уж не говорю про «откаты». Просто, что такое подобное согласование? Это, по сути, просто пересчет по новой. Так зачем дважды считать?
Ясно, что люди, занимающиеся такой работой, должны иметь очень хорошую зарплаты, чтобы не считать по сути свою работу какой-то «халтурой».
И еще аспект. Представьте, что дерзкого преступника международного масштаба ловило бы….частное детективное агенство с неизвестно как приобретенной лицензией. А полиции стран, где этот субъект промышляет, только «согласовывали» бы.
Знаю, что будут разговоры типа «есть как есть» («маємо те, що маємо» как говорил наш первый президент). Но я как раз о том, что так быть не должно.
Делай , что должен, и будь, что будет