Журнал «Релейная защита и автоматизация» №3 (16) 2014

Ж У РН А Л Н ЕКО М М ЕРЧ Е С КО ГО П А Р Т Н ЕР С Т ВА « СОД ЕЙ С Т В И Е РА З В И Т И Ю Р Е Л Е Й Н О Й З А Щ И Т Ы , А В Т О М АТ И К И И У П РА В Л Е Н И Я В ЭЛ Е К Т Р ОЭ Н Е Р Г Е Т И К Е »

Н А У Ч Н О - П РА К Т И Ч Е С К О Е И З Д А Н И Е Релейщики соревнуются, посещают выставки и участвуют в конференциях | Отечественные производители устройств РЗА: обеспечим импортозамещение на 100% | Компании FINDER – 60 лет | О совместной работе ДФЗ разных производителей | Обеспечение устойчивости работы электростанций | О расчете уставки дистанционной защиты | Опыт разработки и применения ОАПВ | Автоматика ограничения перегрузки оборудования в электросетях | РЗА для цифровых и гибридных ПС | О проверке ЭМ реле | Системы оперативного тока – традиционно или альтернативно? | Система оперативной блокировки | Из истории развития защит генератора № 03 (16) | Сентябрь | 2014

www.rza.ru 3

5

1

10. 08. 2014 09: 49: 15

80%

Микропроцессорных терминалов РЗА серий «Сириус» и «Орион»

Г ЛАВ НАЯ

«Каждый день мы обеспечиваем стабильное энергоснабжение, создавая надежные системы релейной защиты и автоматики, отвечающие современным требованиям сетей энергоснабжения» Профиль деятельности «От теоретической науки к прикладной, от прикладной науки в производство, из производства к потребителю» УРОВ АПВ АЧР

F1 F2 F3

Г аз . з ащ. МТЗ- 1 МТЗ- 2

ЗАО «РАДИУС Автоматика» реализует полный цикл работ от – научных изысканий до серийного производства:

F4 F5 F6

МТЗ- 3 F7

Шкафов РЗА серии «ШЭРА» Щитов собственных нужд серии «ЩСН-РА» Щитов постоянного тока серии «ЩПТ-РА» Шкафов оперативного постоянного тока серии «ШОТ-РА» Шкафов распределения оперативного постоянного тока серии «ШРОТ-РА» Ячеек КРУ серий «MV R12», «РАДИУС-О» и «РАДИУС-Н» Комплектов ретрофита ячеек КРУ

radius@rza.ru +7 (495) 663-17-63

Весь ассортимент выпускаемой ЗАО «РАДИУС Автоматика» продукции разрабатывается и изготавливается в России

Секционирующих пунктов серии «СП-РА» Пунктов коммерческого учета серии «ПКУ-РА» Средств испытаний и диагностики оборудования и линий электропередачи Систем АСУ ТП, АИИСКУЭ для энергетики

«Релейная защита и автоматизация» – 18+ научно-практическое издание. №03 (16), 2014 год, сентябрь. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 4000 экз., заказ №141097 Дата выхода в свет: 10.09.2014 Подписной индекс: 43141 (Объединенный каталог «ПРЕССА РОССИИ»). Цена свободная. печать: ООО «ПК «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д Машиностроителей, д. 1с, тел.: 55-70-18, 28-26-00 Учредители журнала: Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Общество с ограниченной ответственностью «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Белотелов Алексей Константинович. Издатель: ООО «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Адрес редакции и издателя: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, 3. www.srzau-ric.ru Учредители издательства: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Константинович. Редакция: Главный редактор: Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ», тел.: 8-963-787-96-05, e-mail: info@srzau-np.ru Выпускающий редактор: Иванова Наталия Анатольевна, тел.: (8352) 226-394, 226‑395, e-mail: ina@srzau-ric.ru. Дизайн и верстка: Бибикова И.Ю., e-mail: design@srzau-ric.ru

Состав редакционной коллегии: Антонов Владислав Иванович, к.т.н., ООО НПП «ЭКРА»; Антонов Дмиртий борисович, к.т.н., ЗАО «РАДИУС Автоматика»; Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., МЭИ (Технический университет); Дорохин Евгений Георгиевич; Журавлев Евгений Константинович, ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович, к.т.н., ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»; Караулов Александр Александрович, ОАО «ВНИИАЭС»; Козлов Владимир Николаевич, к.т.н., ООО «НПП Бреслер»; Лачугин Владимир Федорович, к.т.н., ОАО «ЭНИН»; Левиуш Александр Ильич, д.т.н., профессор; Любарский Дмитрий Романович, д.т.н., ОАО «Институт «Энергосетьпроект»; Маргулян Александр Михайлович, ЗАО «НОВИНТЕХ»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор, Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) им. М.И. Платова; Орлов Юрий Николаевич, ОАО «Фирма ОРГРЭС»; Петров Сергей Яковлевич, ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович, ОАО «ФСК ЕЭС» – заместитель главного редактора; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ, Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова; Шуин Владимир Александрович, д.т.н., профессор, Ивановский государственный энергетический университет. Редакция не несет ответственности за достоверность рекламных материалов. Рекламируемая продукция подлежит обязательной сертификации и лицензированию. Перепечатка, цитирование и копирование размещенных в журнале публикаций допускается только со ссылкой на издание.

Регистрационное свидетельство ПИ № ФС77-44249 от 15.03.2011 г., выданное Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор).

научно‑практическое издание

Уважаемые читатели журнала! Представляю очередной номер журнала «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ». Настоящий номер охватывает широкую тематику РЗА, ПА и систем управления генерирующих и электросетевых объектов энергетики. Открывают номер публикации о выставках и конференциях, которые проходили при информационной поддержке нашего журнала. Привлекают внимание публикации компании «РАДИУС Автоматика» о новых решениях по цифровой подстанции, системе управления и блокировок коммутационных аппаратов. Интересны публикации и на другие темы, касающиеся актуальных вопросов разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП. Специалистов ОАО «Россети» должна заинтересовать статья П.В. Илюшина о совершенствовании алгоритмов работы автоматики ограничения перегрузки оборудования в распределительных сетях. Продолжаем публикации на тему истории создания отечественных устройств РЗА, которые и сегодня составляют основу систем РЗА электрических сетей России. На этот раз статья, подготовленная постоянным ведущим исторической рубрики, юбиляром А.И. Левиушем, посвящена защите генераторов от замыкания на землю в обмотке статора. Обращаю внимание читателей на анонс научно-практической конференции «Релейная защита и автоматизация энергосистем – новые решения и технологии», которая будет проходить 3-4 декабря в рамках 17-й специализированной выставки «Электрические сети России-2014» и приглашаю к активному участию в ней. Надеюсь, читатели этого номера журнала найдут для себя еще много нового и интересного. С уважением, Главный редактор Алексей Белотелов.

1

Cодержание:

стр.

• Колонка редактора. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 01

1. События:

Выставки и конференции: • Олимпийский форум релейщиков . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 • Традиции продолжаем. Заметки с выставки и конференции «РЗА-2014» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 • Нижегородский форум: четыре дня важнейших тем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 • «ЭЛЕКТРО-2014» – новый импульс развитию отрасли . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 • Для релейщиков Северо-Западного региона . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Наши интервью: • Старт новым возможностям. Интервью с Первым заместителем Генерального директора ООО НПП «ЭКРА» Дони К.Н. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Калейдоскоп. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 К юбилею: • Алексей Михайлович Федосеев (1904 – 1990). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 • К 80-летию Александра Ильича Левиуша . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 • Новая продукция FINDER для российского рынка в год 60-летнего юбилея компании . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2. Наука:

Релейная защита: • Кокоулин Д.Н., Антонов Д.Б. Совместная работа дифференциально-фазных защит разных производителей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 • Маруда И.Ф. Вопросы устойчивости электростанций в защитах линий электрической сети 110-220 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 • Хакимзянов Э.Ф., Мустафин Р.Г., Исаков Р.Г. Измерительный орган сопротивления, выявляющий двойное замыкание на землю в распределительных сетях 6-35 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . 29 • Малый А.П., Дони Н.А., Шурупов А.А. Расчет уставки блокировки дистанционной защиты при качаниях по скорости изменения сопротивления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 Автоматика: • Ефремов В.А. ОАПВ: опыт разработки и применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 • Илюшин П.В. Совершенствование алгоритма работы автоматики ограничения перегрузки оборудования при интеграции с системами мониторинга и диагностики силовых трансформаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 научно‑практическое издание

3

Cодержание:

стр.

Цифровая ПС: • Антонов Д.Б., Евсеев В.С., Алымов И.В. Аппаратные и программные средства для реализации системы РЗА цифровых и гибридных подстанций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

3. Практика:

Релейная защита: • Романов Ю.В., Шевелев А.В. Особенности реализации защит блока «генератор-трансформатор» . . . . . 56 • Аганичев К.С., Лукоянов В.Ю. Новая модификация терминалов серии «Сириус-2» для объектов с переменным оперативным током . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Испытания: • Зайцев Б.С., Медяков Е.А. В помощь релейщику: использование балластных сопротивлений для проверки ЭМ реле . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Оперативный ток: • Ершов А.А. Чистый синус: компактный ИБП 220 В для промышленного применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 • Тюрин Д.Ю. Альтернативная система оперативного тока подстанций . . . . . . . . . . . . . . . . 68 Оперативное управление: • Алымов И.В. Распределенная система управления и оперативных блокировок коммутационных аппаратов на базе шкафов «ШЭРА» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

4. История:

• Левиуш А.И. Защита генераторов от замыкания на землю в обмотке статора . . . . 74

5. Требования к оформлению статей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

4

03 /Сентябрь 2014

События

Выставки и конференции

ОЛИМПИЙСКИЙ ФОРУМ РЕЛЕЙЩИКОВ С 19 по 23 мая 2014 года в г. Сочи на территории Олимпийского парка прошло значимое событие в профессиональной жизни релейщиков России – впервые на одной площадке проходили три взаимосвязанных мероприятия. Это научно-практическая конференция «Релейная защита и автоматизация энергосистем. Инновационные решения», Межрегиональные соревнования персонала служб РЗА ОАО «ФСК ЕЭС» и рабочее совещание начальников служб РЗА филиалов и ДЗО ОАО «РОССЕТИ». Организаторами всех этих мероприятий явились: Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (НП «СРЗАУ»), Рекламно-издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (РИЦ «СРЗАУ»), ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «РОССЕТИ». Научно-практический журнал «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ» осуществлял информационную поддержку этих мероприятий. Место проведения этого крупномасштабного мероприятия было выбрано неслучайно. Именно энергетические объекты Сочинского энергоузла обеспечили успешное проведение Олимпиады и Паралимпийских игр 2014 года. А этому предшествовала ответственная и кропотливая работа множества предприятий и организаций электротехнической отрасли по реконструкции, модернизации и новому строительству энергетических объектов на основе внедрения инновационных технологий. Программа проведения конференции и соревнования релейщиков была довольно насыщена, проходила параллельно на разных площадках и предусматривала, в том числе, экскурсии на энергообъекты Сочинского энергоузла и встречи с участниками Межрегиональных соревнований персонала служб РЗА ОАО «ФСК ЕЭС».

19 мая в конференц-зале отеля «АЗИМУТ» в присутствии участников конференции состоялось торжественное открытие III Межрегиональных соревнований персонала РЗА ОАО «ФСК ЕЭС», где были представлены соревнующиеся 6

03 /Сентябрь 2014

команды и составы судей.

20 мая состоялось открытие конференции, на которой с официальными приветствиями выступили представители НП «СРЗАУ», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «РОССЕТИ» и Сочинского ПМЭС. Пленарное заседание было посвящено основной теме: «Опыт подготовки энергообъектов к проведению Сочинской Олимпиады и Паралимпийских игр 2014 года». В своих докладах представители поставщиков оборудования, устройств и технологий поделились опытом внедрения инновационных технологий, рассказали о взаимодействии при этом с проектными организациями и эксплуатацией. Конечно, наибольший интерес вызвали доклады начальника службы РЗА Сочинского ПМЭС А.В. Романова «О создании новой системообразующей электросетевой инфраструктуры Сочинского энергорайона» и доклад «Энергообъекты Сочинского энергорайона – самые инновационные в России», обобщающий опыт эксплуатации энергообъектов во время проведения Олимпиады-2014. Специалисты, обеспечивающие внедрение инновационных технологий на объектах Сочинского энергоузла, практически совершали трудовой подвиг, обеспечив в сжатые сроки ввод в эксплуатацию этих объектов и дальнейшую их эксплуатацию во время проведения Олимпиад. При посещении участниками конференции и соревнований подстанций ОАО «ФСК ЕЭС» «Ледовый дворец», «Красная поляна» и «Роза хутор» были продемонстрированы высокий потенциал и возможности наших специалистов и электротехнической отрасли в целом. Приобретенный опыт реконструкции, модернизации и ново-

го строительства подстанций нового поколения, несомненно, может быть учтен и перенесен на другие энергетические объекты ЕЭС России. После Пленарного заседания работа конференции была продолжена в формате Круглого стола, на котором рассматривались итоги внедрения инновационных технологий и устройств РЗА в энергосистемах России. Основной настрой для обсуждения задал доклад В.И. Пуляева (ОАО «ФСК ЕЭС») «Анализ работы микропроцессорных устройств РЗА ЕНЭС. Обзор по теме». Цифры и факты, приведенные в этом докладе, интересны тем, что ФСК ЕЭС является лидером по внедрению микропроцессорных устройств РЗА среди электросетевых компаний. Такие компании, как ООО «Исследовательский центр «Бреслер», ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», ЗАО «ЧЭАЗ», ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» рассказали об итогах внедрения своих новых технологий и устройств. Первый день работы конференции завершился активным обсуждением темы Круглого стола, особенно представителями эксплуатации. Второй день работы 21 мая начался с посещения участниками конференции Учебного комбината Сочинского ПМЭС, где можно было ознакомиться с ходом соревнования релейщиков ОАО «ФСК ЕЭС». Несколько позже конференция возобновила свою работу в формате круглого стола, на котором обсуждалась актуальная для эксплуатации тема «Техническое обслуживание и эксплуатация устройств РЗА». Заглавными докладами по этой теме явились: совместный доклад ОАО «Фирма ОРГРЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС»

События

Выставки и конференции

«Итоги эксплуатации систем РЗА в сетях ЕНЭС» и, конечно, доклад В.И. Пуляева «Стратегия обслуживания микропроцессорных устройств РЗА», вызвавший наибольший интерес и дискуссии. Основная суть предложенной стратегии состоит в переходе на техническое обслуживание оборудования по состоянию. Специалисты ООО «НПП «Динамика», известного своими диагностическими устройствами, доложили о путях повышения эффективности диагностики сложных систем РЗА. По теме «Инновационные разработки и технологии для электроэнергетики» было представлено 3 доклада: от ОАО «ВНИИР» по системам РЗА, ООО «Прософт-Системы» – по ВЧ-каналам связи РЗ и ПА, а также ООО «НПП Бреслер» по устройствам определения места повреждения линий электропередачи. Программа проведения конференции была составлена таким образом, что рабочее совещание начальников служб РЗА филиалов и ДЗО ОАО «РОССЕТИ» явилось логическим как продолжением, так и завершением работы конференции. Рабочее совещание проводил начальник управления организации эксплуатации электротехнического оборудования (ЭТО) С.А. Петров, и с самого начала совещания настроил его участников на деловой лад. Ведь надо было заслушать свыше 14-ти докладов руководителей служб РЗА, отражающих итоги их работы за прошедший 2013 год. И не просто заслушать, но и прокомментировать недостатки и упущения в работе служб РЗА. В своем вступительном докладе «Итоги работы служб РЗА ДЗО ОАО «РОССЕТИ» С.А. Петров заострил внимание на проблемах, характерных для всех электросе-

тевых предприятий. Это старение парка эксплуатируемых устройств РЗА; нехватка на местах квалифицированного персонала; недостаточная оснащенность подразделений РЗА современными проверочными устройствами; необходимость актуализации существующих и разработка новых НТД в части наладки и технического обслуживания современных устройств РЗА. Далее были заслушаны доклады об итогах работы служб РЗА всех филиалов региональных предприятий электрических сетей в 2013 году. В ходе своих выступлений докладчики рассказывали о назревших проблемах и предлагали пути их решения, делились опытом работы по обучению и закреплению кадров, предлагали ряд мер по улучшению взаимодействия между энергокомпаниями. Причем выступающие не ограничивались перечислением сухих цифр статистики, а останавливались подробнее на отдельных случаях неправильной работы устройств РЗА и предлагали меры для недопущения таких случаев. В заключение С.А. Петров подвел итоги рабочего совещания и обозначил первоочередные задачи, стоящие перед службами РЗА в текущем 2014 году. Практика проведения подобных рабочих совещаний начальников служб РЗА в открытом режиме имеет высокую эффективность. Это – своего рода обмен опытом, пусть даже отрицательным, при непосредственном общении специалистов всех уровней. Надо отметить, что первооткрывателями проведения рабочих совещаний начальников служб РЗА предприятий электрических сетей, проходящих в открытом режиме,

научно‑практическое издание

было ОАО «ФСК ЕЭС». В 2012 и 2013 годах такие совещания были проведены в рамках работы Международной выставки и научно-практической конференции «РЕЛАВЭКСПО». Такой формат проведения совещания позволяет привлечь для решения проблем эксплуатации РЗА участников и конференции, и выставки – производителей устройств РЗА, проектировщиков, наладчиков. Первая половина дня 22 мая была посвящена посещению энергетических объектов Сочинского энергоузла, находящихся в Горном кластере Олимпийской деревни. Во второй половине дня состоялось подведение итогов работы научно-практической конференции и торжественное закрытие III Межрегиональных соревнований персонала РЗА ОАО «ФСК ЕЭС». Заслуженное первое место заняла команда МЭС Юга, второе место, с небольшим отрывом, заняла команда МЭС Западной Сибири, и третье место – команда МЭС Северо-Запада. В целом, благодаря слаженной работе организаторов проведенные мероприятия, по признанию участников, имели большой успех, высветили насущные проблемы развития и эксплуатации современных систем РЗА, ПА и АСУ ТП в ЕЭС России. Многие участники мероприятий высказывали пожелания проведения в аналогичном формате ежегодных форумов релейщиков на постоянной основе. НП «СРЗАУ» планирует организацию подобного форума релейщиков в 2015 году в рамках международной выставки и конференции «РЕЛАВЭКСПО-2015». Президент НП «СРЗАУ» А.К. Белотелов 7

События

Выставки и конференции

ТРАДИЦИИ ПРОДОЛЖАЕМ Заметки с выставки и конференции «РЗА-2014» В период с 27 по 29 мая 2014 г. в Москве в павильоне «Электрификация» ВДНХ работала традиционно проходящая 1 раз в 2 года Международная выставка и XXII научно-практическая конференция «Релейная защита и автоматика энергосистем 2014», организованная ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Выставочный павильон «Электрификация» при поддержке Министерства энергетики РФ.

На этот раз общее количество участников выставки, представивших свои достижения, составило 76. Среди представленных на выставке компаний различного профиля можно было встретить незначительное количество компаний из ближнего и дальнего зарубежья. Как всегда, интересную экспозицию представили 12 известных компаний из гг. Чебоксары, СанктПетербург, Екатеринбург, Иваново и Москва, входящие в состав Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (НП «СРЗАУ») и НП «Инновационный Электротехнический кластер Чувашской Республики (ИнТЭК). Следует отметить экспозицию компании НПП «ЭКРА», на которой демонстрировался рабочий макет «Цифровой подстанции» в составе терминалов релейной защиты серии БЭ2704, БЭ2502А и терминалов противоаварийной автоматики, изготовленных на базе МП-устройств серии ЭКРА 200. Особый интерес посетителей выставки вызвала новая разработка этого предприятия – основная высокочастотная защита линии ШЭ2607 088, разработанная по требованию ОАО «МРСК Урала». Шкаф может содержать 8

03 /Сентябрь 2014

дифференциально-фазную защиту (ДФЗ) или направленную защиту обратной последовательности (НВЧЗ), или направленную защиту нулевой последовательности (ВЧБ). Также шкаф содержит комплект дистанционных и токовых ступенчатых защит (КСЗ), автоматику управления выключателем (АУВ), устройство автоматического повторного включения (АПВ), устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ), максимальную токовую защиту (МТЗ), автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ), защиту от непереключения фаз выключателя (ЗНФ), защиту от неполнофазного режима (ЗНФР). Другая компания из состава НП «СРЗАУ» – ООО «Прософт-Системы» (г. Екатеринбург) представила на своем стенде линейку продуктов также собственной разработки и производства: • Оборудование для АСУ ТП электрических подстанций (ПТК ARIS, ARIS SCADA, цифровой мультифункциональный электрический счетчик ARIS-ЕМ, контроллер присоединения ARIS C303); • Решения для распределительных сетей (контроллеры ARIS MТ500/700 и ПК «Энергосфера»); • Приборы и системы контроля, ПА и мониторинга для электрических сетей, ПС и промышленных энергообъектов (экономичный МПкомплекс локальной ПА типа МКПА-2, терминал ПА типа ТПА-01); • Оборудование связи для РЗ и ПА (приемопередатчик сигналов ВЧ-защит АВАНТ Р400, приемопередатчик сигналов ВЧ-защит и команд РЗ и ПА АВАНТ РЗСК, приемопередатчик сигналов команд РЗ и ПА – АВАНТ К-400). Из новинок на стенде были представлены: контроллер автоматизации ячейки 6-35 кВ ARIS C304 и оборудование для системы мониторинга переходных режимов (СМПР): регистратор переходных режимов ТПА-02 (PMU) и шлюзконцентратор векторных данных (PDC). Кроме того, на конференции было представлено три доклада специалистов ООО «Прософт-Системы».

События

Выставки и конференции

А на стенде еще одной компании из состава НП «СРЗАУ» – «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» (г. Санкт-Петербург) – были представлены новые решения по регистрации аварийных событий, ПА, мониторингу технологических нарушений на энергообъектах, ОМП. На церемонии официального открытия выставки Директор по управлению режимами ЕЭС – главный диспетчер ОАО «СО ЕЭС» Сергей Павлушко в своем выступлении подчеркнул, что традиция проведения специализированной конференции и выставки релейщиков насчитывает уже 40 лет. Причем вопросы развития средств и систем РЗА, обсуждаемые на конференции, и на сегодняшний момент являются актуальными, в конечном итоге способствующими решению задач обеспечения устойчивого функционирования энергосистемы. После церемонии официального открытия и осмотра выставки прошла пресс-конференция Организаторов для представителей СМИ. На ней было акцентировано внимание на Правилах технологического функционирования электроэнергетических систем (ПТФ ЭЭС), которые готовятся к утверждению. Правила содержат, в том числе, и требования к РЗ и ПА. Отмечено, что основная задача этого документа – зафиксировать достигнутый за многие годы уровень требований к оборудованию, обеспечивающий надежную работу ЕЭС России, и ликвидировать возникший в последние годы пробел в нормативно-технической базе электроэнергетики. Правила должны стать одним из

основных механизмов обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и технологически изолированных энергосистем. Разработка Правил вошла в число поручений Президента РФ по результатам заседания Президиума Госсовета РФ в марте 2011 года. Проект ПТФ ЭЭС разработан по поручению Минэнерго России специальной экспертной группой, созданной ОАО «СО ЕЭС». Проект прошел общественное обсуждение, согласован с крупнейшими сетевыми и генерирующими компаниями, отраслевыми общественными организациями. Отвечая на вопрос о том, каким образом планируется обеспечить выполнение требований ПТФ ЭЭС зарубежными производителями устройств РЗА, главный диспетчер ЕЭС сообщил следующее: наш опыт показывает, что микропроцессорные устройства любого крупного зарубежного производителя могут быть установлены в Единой энергосистеме России, если этот производитель позаботится о соответствии алгоритмов их работы российским требованиям. Заместитель Директора по управлению режимами ЕЭС А. Жуков добавил, что контроль соответствия требованиям ПТФ ЭЭС устанавливаемых на энергообъектах ЕЭС России устройств РЗА будет осуществляться при помощи уже работающих механизмов: системы добровольной сертификации и систем аттестации. Работа конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем» началась с Пленарного заседания, на ко-

научно‑практическое издание

тором были заслушаны доклады, раскрывающие состояние и дальнейшее развитие систем РЗА в ЕЭС России: «Современное состояние и перспективы развития систем РЗА в ЕЭС России» (ОАО «СО ЕЭС»), «Итоги эксплуатации систем РЗА в ЕНЭС» (ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Фирма ОРГРЭС») и «Современные мировые тенденции развития систем РЗА» (ОАО «ВНИИР», ИК В5 РНК СИГРЭ). В дальнейшем, в течение трех дней, работа конференции проходила по секциям: • Вопросы совершенствования и направления развития систем РЗА.

• Современные тенденции развития систем противоаварийного и режимного управления.

• Вопросы эксплуатации устройств РЗА.

• Вопросы проектирования и построения подстанций. Кибербезопасность.

• Опыт применения и вопросы развития WAMS WACS WAPS. Две секции «Вопросы совершенствования и направления развития систем РЗА» и «Вопросы эксплуатации устройств РЗА» вызвали наибольший интерес как представителей науки и производства, так и эксплуатации систем релейной защиты. В представленных 47-и докладах научно-технического характера разносторонне раскрылась тематика этих двух секций. Участники конференции были ознакомлены с перспективными разработками отечественных компаний – производителей устройств РЗА и проводимыми работами по совершенствованию эксплуатации. Обращает внимание тот факт, что 9

События

Выставки и конференции

добрая половина докладов подготовлена чебоксарскими компаниями, что лишний раз подтверждает неофициальный статус Чебоксар как российской столицы релейной защиты. С интересом был воспринят слушателями блок докладов о научных разработках Новочеркасского политехнического института (НПИ – ЮРГПУ). Соответственно, работа двух взаимосвязанных секций «Современные тенденции развития систем противоаварийного и режимного управления» и «Опыт применения и вопросы развития WAMS, WACS и WAPS» вызвала интерес у специалистов, работающих в структурах Системного оператора. Конечно, нельзя не отметить доклады по результатам разработок Системного оператора в сотрудничестве с такими известными научными центрами, как ОАО «НТЦ ЕЭС», ЗАО «РТ Софт», ЗАО «ИАЭС». Отдельная секция «Вопросы проектирования и построения цифровых подстанций. Кибербезопасность» была посвящена такой востребованной и волнующей всех теме, как практическая реализация стандартов МЭК 61850 при построении цифровых подстанций. Естественно, не остались без внимания вопросы обеспечения кибербезопасности объектов электроэнергетики. Из заслушанных докладов можно сделать вывод, что за последние годы нашими специалистами проделана большая работа, способствующая повсеместному внедрению цифровых подстанций. И, наконец, в последний день работы конференции на балконе выста10

03 /Сентябрь 2014

вочного зала было представлено свыше 30-ти стендовых докладов. Участники конференции смогли познакомиться с этими докладами и задать вопросы или подискутировать с их авторами. Хотелось бы отметить довольно высокую активность работы во всех 5-ти секциях конференции специалистов компаний, входящих в состав Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» и представивших, в общей сложности, свыше 35 докладов. Несомненными лидерами по количеству докладов и представленным в них интересным техническим решениям стали такие компании, как ООО «ИЦ «Бреслер», ООО НПП «ЭКРА», ЗАО «ЧЭАЗ», ООО «НПП «Динамика», ООО «НПП Бреслер». Особенно отличилась динамично развивающаяся компания «ИЦ «Бреслер», специалисты которой выступили с многочисленными докладами о результатах научных исследований и своих новых разработках в области РЗА. Завершил конференцию Круглый стол «Вопросы аттестации и сертификации устройств РЗА», на котором присутствовали представители эксплуатирующих организаций, разработчики аппаратуры и программного обеспечения для систем РЗА, научно-исследовательские и проектные институты. На стенде нашего специализированного журнала для распространения были представлены свежий и ранее вышедшие номера, а также

только что изданная нашим издательством в переводе с английского книга Е. Барканса и Д. Жалостибы «Защита от развалов и самовосстановление энергосистем». Ее активно приобретали как специалисты ОАО «СО ЕЭС», так и сотрудники электросетевых компаний, ветераны электроэнергетики. Позже некоторые из них прислали свои положительные отзывы о ней. Эту книгу и сейчас можно заказать через редакцию, а также приобрести до конца года на стендах нашего журнала на московских выставках RUSGRIDS-ELECTRO и «Электрические сети России». Всего в конференции приняли участие более 500 руководителей и специалистов предприятий электроэнергетики России и стран СНГ, научно-исследовательских центров, проектных институтов и компанийпроизводителей электротехнического оборудования, экспертов в области создания и применения систем РЗА, преподавателей и студентов вузов энергетического профиля, членов рабочих групп и исследовательских комитетов РНК СИГРЭ. Участники конференции заслушали в общей сложности более 140 докладов на пяти секциях. На церемонии закрытия были вручены Дипломы сотрудникам компаний – участников выставки и конференции, а также известным специалистам-релейщикам, среди которых был и Директор по науке ООО НПП «ЭКРА» Николай Анатольевич Дони, получивший «Диплом за вклад в развитие релейной защиты и автоматики ЕЭС России».

События

4

20-22 ноября 2014 Официальный партнер научно‑практическое издание

11

События

Выставки и конференции

НИЖЕГОРОДСКИЙ ФОРУМ: ЧЕТЫРЕ ДНЯ ВАЖНЕЙШИХ ТЕМ

С 13 по 16 мая 2014 г. в выставочном комплексе «Нижегородская ярмарка» прошел 16-й Международный научно-промышленный форум «Великие реки (экологическая, гидрометеорологическая, энергетическая безопасность)»/ICEF. Его формат традиционно составили выставочная и конгрессная части. В выставках Форума – «Энергетика. Электротехника. Энерго- и ресурсосбережение», «Великие реки России», «Чистая вода. Технологии. Оборудование» – приняли участие свыше 170 экспонентов. По итогам работы экспозиций проведено 805 переговоров, подписан 91 протокол о намерениях, заключен 21 договор о сотруд-

ничестве. Согласно данным официального аудитора – Российского союза выставок и ярмарок, процент посетителей-специалистов форума «Великие реки-2014» составил 75% от общего количества посетивших мероприятие. Общее количество участников теоретической программы Форума – Международного конгресса «Устойчивое развитие регионов в бассейнах великих рек. Международное и межрегиональное сотрудничество и партнерство» – достигло 3197 человек, которые представляли свыше 200 федеральных структур, научных и промышленных предприятий и организаций, международных и российских общественных организаций и союзов. С докладами на Конгрессе по традиции выступили представители ООН и ЮНЕСКО, руководители и специалисты федеральных министерств и ведомств, президенты и ректоры европейских университетов и институтов экологической направленности, представители российской научной элиты. Впервые среди участников Конгресса были учёные из г. Севастополь.

Программа Конгресса Форума включала Пленарное и 12 секционных заседаний, которые прошли в форматах круглых столов, научных конференций, а также дискуссионных клубов и брифингов. На Конгрессе было заслушано 835 научных докладов. На заключительном Пленарном заседании 16 мая были подведены итоги работы каждой секции в отдельности, а также принята итоговая Резолюция. Традиционно в рамках Форума состоялась Детско-юношеская экологическая ассамблея, которая была представлена ребятами из 90 школ, клубов и общественных экологических организаций из 21 субъекта РФ. В целом в работе Форума «Великие реки» приняли участие представители 455 государственных, производственных, научных, учебных и общественных организаций из 43 субъектов Российской Федерации и 13 стран мира. По общему мнению организаторов и участников, Форум 2014 года отличался наибольшей практической направленностью рассматриваемых вопросов.

«ЭЛЕКТРО-2014» – НОВЫЙ ИМПУЛЬС РАЗВИТИЮ ОТРАСЛИ 26-29 мая 2014 г. в Москве на территории «Экспоцентра» прошла XXIII Международная выставка «ЭЛЕКТРО-2014», на которой последние достижения электротехники демонстрировали 438 ведущих компаний из 22 стран. Национальные экспозиции представили Германия, Бельгия, Испания, Китай, Словакия и Чехия. Свой потенциал продемонстрировали 215 компаний отечественной электротехнической отрасли из всех регионов страны. Общая площадь экспозиции в этом году составила 8725 кв. м, а число посетителей превысило 14000 человек. «ЭЛЕКТРО-2014», проводится ЗАО «Экспоцентр» при поддержке Минэнерго РФ и Правительства Москвы, под патронатом ТПП РФ. Впервые Оргкомитет выставки возглавил Первый заместитель Пред12

03 /Сентябрь 2014

седателя Совета Федерации А. Торшин. Тематические салоны выставки – «Электротехника», «Электроэнергетика», «Кабель. Провода. Арматура», «Энергосбережение и инновации», «Промышленная светотехника» и «Автоматизация зданий и сооружений. Энергоэффективность» продемонстрировали широкий спектр продуктов и услуг, удовлетворяющий интересы и запросы всех участников электроэнергетического рынка. Широкие возможности для делового общения предоставили мероприятия деловой программы: II международный форум «SMART CITY'2014», XI международная конференция «Возобновляемая и малая энергетика», II Всероссийский деловой форум «Электротехника. Бизнес-стратегия-2014», Клуб маркетологов, технические семинары и презентации. На выставке состоялось подписа-

ние Соглашения между ОАО «Россети» и ЦВК «Экспоцентр» о проведении в октябре 2014 г. крупнейшего конгрессно-выставочного мероприятия электроэнергетической отрасли – Международного электроэнергетического форума RUGRIDS-ELECTRO. По словам Первого зам. Ген. директора по технической политике ОАО «Россетти» Р. Бердникова, RUGRIDS-ELECTRO должен стать самой крупной деловой площадкой для обсуждения проблем и разработки высокоэффективных решений, определяющих стратегию развития электроэнергетики. К участию в работе форума приглашены ведущие международные энергетические организации и крупнейшие отечественные компании. Подробная информация на сайте: http://www.elektro-expo.ru.

События

Выставки и конференции

ДЛЯ РЕЛЕЙЩИКОВ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО РЕГИОНА С 17 по 20 июня 2014 года в г. Санкт-Петербург состоялся II Российский Международный Энергетический Форум, практической составляющей которой стала XXI Международная выставка «Энергетика и Электротехника». Форум и выставку посетило около 10 000 специалистов.

Программа Форума в этом году затронула самые острые вопросы отрасли, включая привлечение инвестиций, модернизацию генерирующих мощностей, регулирование тарифов, кадровое обеспечение отрасли, проблемы региональной энергетики. В рамках Форума прошла организованная НП «СРЗАУ» и РИЦ «СРЗАУ» при поддержке ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «РОССЕТИ» научно-практическая конференция «Релейная защита и автоматизация энергосистем. Современное состояние и тенденции развития». Официальным спонсором конференции выступило ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» из Санкт-Петербурга, входящее в состав НП «СРЗАУ». Значительную поддержку при организации и формировании программы конференции оказали энергетические компании Северо-Западного региона – ОАО «Ленэнерго» и МРСК «Северо-Запада». Конференция собрала более 100 специалистов всех уровней в области РЗА и автоматизации энергосистем. В определенной мере ее тематика повторяла тематику проведенной месяцем ранее в г. Сочи научно-практической конференции. Однако сделано это было вполне сознательно с целью доведения информации о проблемах и задачах в области РЗА и автоматизации энергосистем до специалистов, которые по тем

или иным причинам не смогли участвовать в Сочинской конференции. С учетом одного дня работы конференция проходила в формате круглых столов по 2-м основным направлениям. Круглый стол «Основные итоги эксплуатации микропроцессорных устройств РЗА, ПА и АСУ ТП в энергосистемах России» открыли два доклада «Итоги эксплуатации микропроцессорных устройств РЗА в ЕНЭС России» (ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Фирма ОРГРЭС») и «Проблемные вопросы применения цифровых устройств РЗА и ПА. Подходы к построению системы контроля технического состояния для повышения надежности работы электрических сетей» (ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС»). В этих двух взаимосвязанных постановочных докладах было отражено реальное положение дел с внедрением и эксплуатацией МП-защит в ЕНЭС и распределительных электрических сетях России, а также даны рекомендации для решения возникающих проблем. Отмечено, что оснащенность энергетических объектов ЕНЭС МП-защитами составляет около 24% от общего количества устройств РЗА, в распределительных сетях – 10%, а основной показатель эксплуатационной надежности (процент правильной работы) МП-устройств РЗА имеет тенденцию к улучшению и составляет 99,27%.

научно‑практическое издание

Далее трибуна для выступления была предоставлена представителям эксплуатации из ОАО «Ленэнерго» и ОАО «МРСК Северо-Запада», где они подвели итоги эксплуатации устройств РЗА в Северо-Западном регионе. Представитель «Вологдаэнерго» Б.Д. Щедриков поделился опытом внедрения МПустройств РЗА на ПС Великоустюгских электрических сетей в период с 2001 по 2014 годы. В завершение первого круглого стола состоялась презентация доклада ОАО «ФСК ЕЭС» по стратегии обслуживания МП-устройств РЗА. На Круглом столе «Релейная защита и автоматизация энергосистем. Тенденции развития и инновационные решения» для обсуждения были представлены доклады по широкому кругу вопросов в области РЗА и автоматизации энергосистем. Большой интерес вызвали доклады, относящиеся к вопросам совершенствования эксплуатации энергообъектов. Это – доклады «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» о новых решениях по автоматизации на базе ПТК «НЕВА» и применении регистраторов аварийных событий для мониторинга повреждаемости оборудования, доклад ЗАО «РТСофт» о системе мониторинга и управления эксплуатацией РЗА для распределительных сетей. Следует отметить минимальное количество рекламы в заслушанных докладах, которые в полной мере отразили достаточно высокий уровень как российских разработок, так и эксплуатационного обслуживания устройств РЗА и автоматизации энергообъектов. Формат проведения конференции обеспечил участникам возможность задавать вопросы и вступать в дискуссию с докладчиками, обменяться мнениями по насущным проблемам, в т.ч. кадрового обеспечения, в деятельности служб РЗА энергосистем.

13

События

Наши интервью

СТАРТ НОВЫМ ВОЗМОЖНОСТЯМ Объем продукции, отгруженной ООО НПП «ЭКРА» с января по апрель 2014 года, превысил 1,1 млрд рублей, индекс производства составил 129%. Такой успех в условиях «замораживания» тарифов на услуги предприятий ТЭК, безусловно, впечатляет. О том, как предприятию удалось добиться высокого результата, редакции нашего журнала рассказал первый заместитель генерального директора ООО НПП «ЭКРА» Константин Николаевич Дони.

– Константин Николаевич, какие приоритетные направления в развитии предприятия Вы хотели бы отметить?

– В первую очередь того, что Вы назвали успехом, удалось добиться через последовательное воплощение курса на динамичное развитие нашего предприятия. Один из итогов реализации такого курса – ввод в эксплуатацию в июне этого года первой очереди нового многофункционального производственного комплекса НПП «ЭКРА». В нем располагаются подразделения по разработке, испытанию и серийному производству изделий преобразовательной техники для регулирования скорости и плавного пуска мощных высоковольтных электродвигателей, а также подразделение по разработке и производству низковольтных комплектных устройств (НКУ). На новых производственных площадях, а в будущем они возрастут до 27 000 квадратных метров, разместится и новое уникальное производство частотно-регулируемых приводов. Первая очередь комплекса рассчитана на выпуск 2000 шкафов НКУ и 200 единиц преобразователей частоты в год, а выход на проектную мощность позволит ежегод14

03 /Сентябрь 2014

но выпускать до 7000 шкафов релейной защиты, 4000 шкафов НКУ и 300 преобразователей. Ввод нового производственного корпуса – это еще и новые рабочие места: 250 человек уже приступило к работе, а всего будет задействовано около 1000 человек. Запуск второй и третьей очередей планируется в 2015-м и 2016-м годах соответственно. Объем вложенных инвестиций в запуск первой очереди комплекса составил более 300 млн рублей, а всего на реализацию этого проекта запланировано более 1 млрд рублей. Также приоритетными задачами являются активное участие в проектах «под ключ» для энергетического комплекса и оказание сервисных услуг на протяжении всего жизненного цикла поставленного нами оборудования. НПП «ЭКРА» активно участвует в совместных НИОКР, включая моделирование режимов работы энергосистем и оборудования с применением устройств типа RTDS (моделирование режимов и переходных процессов в реальном времени). Прорабатываются решения для цифровых подстанций, а именно ведется разработка устройств с поддержкой стандарта МЭК 61850-9-2. На данный момент подобные решения проходят опробование на ПС «Чистополь-220» в Республике Татарстан. Для промышленных предприятий предлагаются к использованию преобразователи частоты и системы плавного пуска высоковольтных двигателей, а также системы тиристорного возбуждения на основе собственных разработок. НПП «ЭКРА» имеет развитую сеть сервисных центров на всей территории России, что позволяет довольно быстро реагировать на запросы Заказчиков. Создан собственный проектный центр, которым разработаны типовые решения для энергообъектов 6-750 кВ. Как результат, мы можем предложить Заказчику решения, начиная с самых

События

Наши интервью

Церемония открытия нового корпуса НПП «ЭКРА»

ранних этапов и до завершения всего проекта.

– «ЭКРА» известна многим российским потребителям, прежде всего, как предприятие по разработке и выпуску устройств РЗА. Но мы знаем, что особенно за последние 5 лет номенклатура предприятия значительно расширилась. Какой спектр электротехнической продукции НПП «ЭКРА» предлагает сегодня?

– Начну все-таки с нашей традиционной продукции: НПП «ЭКРА» выпускает полную линейку защит подстанционного оборудования для энергообъектов 6-750 кВ, которые отвечают современным требованиям эксплуатирующих организаций и могут поставляться с различными протоколами, принятыми в России, в том числе МЭК 61850, а также весь спектр защит станционного оборудования, начиная от объектов малой генерации и заканчивая АЭС мощностью блоков до 1200 МВт. Напомню, что наши микропроцессорные устройства РЗА выполнены с учетом отечественной идеологии построения комплекса РЗА и имеют возможность совместной работы с электромеханическими панелями РЗА (ДФЗ201/504, ЭПЗ 1643). Некоторые решения в области РЗА не имеют аналогов в мире: например, шкаф ШЭ2710 538 с автоматическим переключением типа основной защиты в цикле ОАПВ. С 2005 года был запущен процесс диверсификации производства, и сегодня выпускается, подчеркну – на основе собственных разработок, полный комплекс локальной противоаварийной автоматики для энергообъектов 6-750 кВ. Раз-

Экскурсия по производству

работана собственная система контроля изоляции ЭКРА-СКИ, не вызывающая ложного срабатывания устройств ПА и РЗА в циклах измерения и поиска повреждения в сетях СОПТ. Разработаны статические зарядные устройства различной мощности и напряжения. НПП «ЭКРА» первым среди российских предприятий разработало и уже выпускает серию преобразователей частоты серии ЭСН на среднее напряжение 6, 10 кВ мощностью до 5 МВт. Это также собственная разработка инженеров предприятия, позволяющая экономить до 30% электроэнергии.

– А какие новые разработки в области РЗА сегодня предлагает Ваше предприятие?

– В настоящее время завершена разработка основной высокочастотной защиты линии ШЭ2607 088, выполняемой по техническим требованиям ОАО «МРСК Урала». Шкаф содержит дифференциально-фазную защиту (ДФЗ), или направленную защиту обратной последовательности (НВЧЗ), или направленную защиту нулевой последовательности (ВЧБ), а также комплект дистанционных и токовых ступенчатых защит (КСЗ), автоматику управления выключателем (АУВ), устройство автоматического повторного включения (АПВ), устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ), максимальную токовую защиту (МТЗ), автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ), защиту от непереключения фаз выключателя (ЗНФ), защиту от неполнофазного режима (ЗНФР). Образец шкафа ШЭ2607 088 был представлен на выставке «Релейная

научно‑практическое издание

защита и автоматика энергосистем-2014», проходившей с 27 по 29 мая 2014 года на ВДНХ в г. Москва.

– Расскажите о самых значимых проектах в ТЭК, реализованных с применением продукции НПП «ЭКРА».

– К настоящему времени оборудованием НПП «ЭКРА» оснащено уже более 290 электростанций и 1550 подстанций 35-110-220-330-500-750 кВ различной ведомственной принадлежности практически во всех регионах РФ и 10-ти зарубежных странах. Если говорить о комплексных поставках на объекты электроэнергетики, то можно отметить Жигулевскую, Саратовскую и Саяно-Шушенскую ГЭС, ключевые подстанции (ПС) для энергоснабжения объектов Универсиады-2013: ПС 500 кВ «Киндери» и ПС 220/110/10 кВ «Центральная», входящую в энергокольцо 110 кВ Казанского энергорайона, строительство ряда ПС для энергоснабжения Олимпиады-2014. В общей сложности на энергообъекты Зимних Олимпийских игр в г. Сочи НПП «ЭКРА» поставило более 310 шкафов МП РЗА и 38 шкафов НКУ. Хочу также отметить проекты, реализованные с применением продукции отдела электропривода. В 2012 году ОАО «АК «Транснефть» ввело в эксплуатацию вторую очередь трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО-2). Для ВСТО-2 поставлены системы плавного пуска (СПП) магистральных насосных агрегатов на 4 нефтеперекачивающих станциях (НПС): НПС 21, НПС 24, НПС 40, НПС 41. В общей сложности, эти системы позволяют проводить плав15

Наши интервью

ный пуск 16 электродвигателей мощностью 8 МВт и 6,3 МВт напряжением 10 кВ. В состав установленных систем входят: 8 пусковых тиристорных устройств типа ШПТУ, 24 шкафа типа ШПКА-В-1 с вакуумными выключателями BB/TEL и терминалами защит БЭ2502, шкафы с управляющими контроллерами типа ШПКУ и другое оборудование. В начале этого года на НПС «Песь» ООО «Балтнефтепровод», ОАО «АК «Транснефть» завершены эксплуатационные испытания высоковольтного преобразователя частоты (ПЧ) серии ЭСН на напряжение 10 кВ и мощность 2,5 МВт в блочно-модульном исполнении. Работы выполнены научным и инженерным персоналом отдела электропривода НПП «ЭКРА» в рамках реализации опытно-конструкторской работы (ОКР) «Разработка высоковольтного частотно-регулируемого электропривода мощностью 2500 кВт для магистрального насосного агрегата на объекте системы АК «Транснефть». Многоэтапные испытания ПЧ ЭСН, проведенные совместно с представителями ОАО «АК «Транснефть» и НИИ ТНН, показали полное соответствие полученных результатов требованиям ОТТ-29.160.30КТН-071-13 «Устройства частотного регулирования скорости электродвигателей напряжением выше 1000 В». По результатам проведенных испытаний, ПЧ ЭСН были рекомендованы к применению на объектах ОАО «АК «Транснефть».

– Устройства РЗА нового поколения являются изделиями наукоемкими, и на протяжении всего срока эксплуатации техническим обслуживанием таких устройств должны заниматься только специалисты высокой квалификации. Мы знаем, что для обучения работе на выпускаемых НПП «ЭКРА» устройствах создан специальный центр. Насколько востребованы эти услуги эксплуатирующими организациями?

– Действительно, эффективность функционирования современных систем электроэнергетики обеспечивается в том числе и высокой квалификацией персонала, занимающегося как разработкой и 16

03 /Сентябрь 2014

проектированием, так и эксплуатацией, профилактическим обслуживанием и ремонтом аппаратуры. Оптимальным способом повышения квалификации является обучение специалистов на предприятиях, выпускающих эту аппаратуру. Напомню, что для решения задачи повышения квалификации эксплуатационного и наладочного персонала предприятий, где используется или устанавливается оборудование НПП «ЭКРА», в июле 2009 г. было создано Негосударственное образовательное учреждение «Научно-образовательный центр «ЭКРА» (НОУ «НОЦ «ЭКРА»). В 2010 г., когда НОУ «НОЦ «ЭКРА» получило лицензию на право осуществления образовательной деятельности по программам повышения квалификации, свою квалификацию в Центре повысили 283 чел., в 2011 г. – 453 чел., в 2012 г. – 549 чел., а в 2013 г. – уже 669 чел.

– Российская промышленность в настоящее время остро испытывает недостаток в квалифицированных инженерных и рабочих кадрах. А как решается задача по обеспечению такими кадрами на Вашем предприятии?

– С целью комплектования производства кадрами рабочих специальностей было подписано Соглашение о сотрудничестве с ФГОУ СПО «Чебоксарский электромеханический колледж», в рамках которого учащиеся этого колледжа проходят на НПП «ЭКРА» производственную практику, включая работу на самом современном оборудовании. Наиболее перспективные учащиеся трудоустраиваются на предприятии после окончания колледжа. Что касается ИТР, то еще одним направлением деятельности НОУ «НОЦ «ЭКРА» является участие в реализации программ профессиональной подготовки бакалавров и магистров по направлению «Электроэнергетика и электротехника». Реализация этих программ осуществляется на основе Договоров о совместной деятельности с российскими вузами, в первую очередь – Чувашским государственным университетом им. И.Н. Ульянова (ЧГУ). Решать сложные задачи, возникающие в процессе продвижения совре-

менной микропроцессорной аппаратуры отечественного производства для различных отраслей промышленности, способен лишь специалист, обладающий рядом компетенций. Для повышения квалификации и получения новых компетенций НОУ «НОЦ «ЭКРА» совместно с ЧГУ была реализована Программа дополнительного профессионального образования специалистов Департамента маркетинга и продаж и Центра управления проектами ООО НПП «ЭКРА». В начале июля 2014 г. перед Государственной аттестационной комиссией (ГАК) ЧГУ защищали свои выпускные (аттестационные) работы сотрудники указанных мной выше подразделений, которые прошли обучение на курсах профессиональной переподготовки по программе «Электрические и электронные аппараты». Объем учебной программы составил 1200 учебных часов. Таким образом, после полутора лет учебы без отрыва от основной деятельности 28 специалистов нашего предприятия получили Диплом о профессиональной переподготовке, дающий право на ведение нового вида профессиональной деятельности.

– Какие новые цели ставятся руководством предприятия?

– Как я уже говорил выше, предстоит ввод в эксплуатацию 2-ой и 3-ей очередей нового многофункционального производственного комплекса. Поэтому первоочередной задачей является наращивание портфеля заказов для выхода этого корпуса на проектную мощность. Увеличение объемов производства будет способствовать расширению и укреплению связей с нашими заказчиками, откроет новые возможности для дальнейшей реализации передовых конструкторских и системных решений, разработки новых устройств. Главная цель остается прежней – это предоставление Заказчику технически совершенной и качественно изготовленной продукции. Для этого на НПП «ЭКРА» имеются все необходимые ресурсы: высококвалифицированный персонал, мощная современная производственная база и опыт комплексных поставок оборудования «под ключ».

на правах рекламы

События

События

Калейдоскоп

ООО «Аналитик-ТС»

Вольтамперфазометр (ВАФ) AnCom VAP на Android ООО «Аналитик-ТС» предлагает мобильный автономный вольтамперфазометр (ВАФ) AnCom VAP для проверки схем РЗ и ПА, электросчетчиков и измерительных трансформаторов в условиях открытых распределительных устройств. Измерительные возможности: • Измерение фазовых сдвигов (±0,5° при I>40 мА, ±1,5° при I=1…40 мА) между токами, напряжениями, токами и напряжениями (опорный канал UA или I A); • 3 измерительных входа по току (измерения без разрыва цепи) и 3 входа по напряжению; • Автоматически распознаваемые типы клещей 30 А (AC), 800 А (AC), 2000 А (AC) и 200 А (DC); • Отображение векторной диаграммы токов и напряжений 1-ой гармоники по трем фазам (гармонические искажения не влияют на результат измерений); • Измерение тока, напряжения и мощности – только на 1-ой гармонике, либо действующие значения (1...50 гармоники), дополнительные измеряемые параметры (в объеме ПКЭ), осциллограммы и временные диаграммы. Сервисные возможности: • Чемодан PELI для принадлежностей и удобная сумка на магнитах для крепления ВАФ к шкафу; • Сохранение и загрузка пользовательских настроек для каждой измерительной задачи; • Цветной сенсорный дисплей 7”: интерактивный индикатор + читалка для справочников; • Контроль параметров (min…max); • Сохранение результатов: E-mail, Google+, Google Диск, печать; • Приложения Google Play для инженераэлектрика, поиск информации и маршрута до объекта.

ОАО «ФСК ЕЭС» Утверждена Инвестпрограмма ФСК на 2014 год Минэнергетики РФ в начале августа утвердило Инвестиционную программу ОАО «ФСК ЕЭС» на 2014 год (далее – ИП), объем финансирования которой составит 115,94 млрд рублей. Компания должна ввести в работу 8,5 тыс. МВА мощности и построить 3,3 тыс. км линий электропередачи. Всего в скорректированную программу вошли 157 новых объектов, среди них ПС 500 кВ «Енисей», 330 кВ «Василеостровская» и «Пулковская», 220 кВ НПС-11, а также четыре ЛЭП для нефтепровода ВСТО-1, в т.ч. от Нерюнгринской ГРЭС. Проект ИП формировался с учетом поручения Председателя Правительства РФ от 4 сентября 2013 года, замечаний от федеральных органов исполнительной власти и требований по снижению удельных инвестиционных затрат. Формирование скорректированной инвестпрограммы учитывает меры по повышению эффективности инвестиций за счет усовершенствования закупочной деятельности, работы со сметной документацией, разработки и тиражирования оптимальных проектных решений для строительства и эксплуатации энергообъектов, сокращения расходов на управление, в т.ч. автоматизацию и оптимизацию структуры управления проектами. Благодаря этому комплексу мероприятий будет сохранена и повышена надежность работы единой энергосистемы, обеспечено надежное электроснабжение Крымского полуострова и объектов важного общегосударственного значения. Реализация ИП направлена на снятие сетевых ограничений, обеспечение качества и доступности услуг по передаче электроэнергии и подключению к энергосетям потребителей, надежное функционирование нефтепровода ВСТО, развитие электросетевой инфраструктуры на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока, в т.ч. связанной с расширением пропускной способности БАМ и Транссиба, а также, в случае раздельной работы с энергосистемами стран Балтии, при изменении режимов работы энергокольца БРЭЛЛ.

научно‑практическое издание

СИГРЭ 45-я Сессия СИГРЭ С 24 по 29 августа 2014 г. во Дворце Конгрессов в Париже (Франция) прошла очередная 45-я Сессия CIGRE. Основной задачей Сессии CIGRE является обмен техническими знаниями и информацией между инженерным персоналом, учеными и техническими специалистами всех стран в области генерации и передачи электроэнергии на высоком напряжении. Российская делегация на Сессии включала 126 делегатов, среди которых были авторитетные российские ученые, эксперты, представители крупных компаний российской электроэнергетики и производителей электрооборудования, профильных вузов. Впервые, в порядке исключения без оплаты регистрационного взноса, в состав российской делегации были включены 10 студентов – призеров мероприятий Молодежной секции РНК СИГРЭ в качестве признания вклада РНК в работу с молодежью. Представитель РНК СИГРЭ Г.С. Нудельман выступил с презентацией о проведении Коллоквиума SC B5 CIGRE в 2017 году в СанктПетербурге (Россия). На Технической выставке «CIGRE 2014» ряд коллективных членов РНК СИГРЭ традиционно представили свои индивидуальные экспозиции. В их числе – ООО «Прософт-Системы» (г. Екатеринбург), входящее в состав НП «СРЗАУ». Впервые на выставке была представлена коллективная Российская экспозиция площадью 200 кв. м, на стенде которой был представлен и второй номер нашего журнала «Релейная защита и автоматизация» как Информационный партнер Российской экспозиции. В ее рамках ФГУП «Российское энергетическое агентство» (РЭА) была организована Деловая программа, включавшая презентации государственной программы «Энергоэффективность и развитие энергетики», государственной политики в сфере энергосбережения и повышения энергоэффективности, перспектив энергетической отрасли в России, а также встречи и переговоры с зарубежными партнерами. Подробная информация о 45-й Сессии CIGRE – на http://www.cigre.ru/activity/ session/session_2014/ 17

События

К юбилею

АЛЕКСЕЙ МИХАЙЛОВИЧ ФЕДОСЕЕВ (1904-1990) К 110-летию со дня рождения

Доктор технических наук, профессор, лауреат Ленинской и Государственной премий, ученый в области релейной защиты и автоматизации энергосистем, основатель школы релейной защиты, внес значительный вклад в развитие моделирования энергосистем, создание и внедрение комплексной защиты и автоматики дальних электропередач сверхвысокого напряжения. Алексей Михайлович Федосеев родился 19 июня 1904 года в Харькове в семье инженера. В 1921 году поступил на Пречистинские рабочие курсы в Москве, преобразованные затем в рабфак. В 1922 году поступил на электромеханический факультет Московского высшего технического училища. После окончания МВТУ в 1929 году, получив специальность инженера-электрика, Алексей Михайлович начал свою трудовую деятельность в проектном отделе Энергостроя, реорганизованного в 1932 году в трест, затем в институт Теплоэлектропроект. Вся последующая научная и инженерная деятельность Алексея Михайловича связана с Всесоюзным государственным проектно-изыскательским и научно-исследовательским институтом «Энергосетьпроект», где он долгие годы возглавлял отдел релейной защиты и системной автоматики, устойчивости моделирования и телемеханизации энер18

03 /Сентябрь 2014

госистем. В этом же институте им была организована релейная лаборатория, которая использовалась как полигон для проверки технических решений и, соответственно, сыграла значительную роль в развитии релейной защиты и автоматики энергосистем. Под его руководством было разработано большое количество оригинальных проектов в области релейной защиты и автоматики, в частности, уникальные проекты дальних электропередач 400-500-750 кВ, обобщивших огромный опыт проектирования, эксплуатации и релестроения в нашей стране. В 1947 году за участие в работах по моделированию энергосистем Алексей Михайлович удостоен звания лауреата Государственной премии, а в 1964 году по достоинству был оценен его вклад в создании комплекса релейной защиты и автоматики дальних электропередач сверхвысоких напряжений – присуждением ему звания лауреата Ленинской премии. Алексей Михайлович постоянно совмещал производственную деятельность с преподаванием в Московском энергетическом институте. Прошел путь от рядового преподавателя до профессора, доктора технических наук. При его участии в МЭИ в 1943 году была создана кафедра релейной защиты и автоматизации энергосистем, оборудованы соответствующие лаборатории и создана база для научно-исследовательской работы. Десять лет А.М. Федосеев был деканом электроэнергетического факультета, а в 1971 году становится заведующим кафедрой релейной защиты и автоматизации энергосистем. Он возглавлял Научно-техническую комиссию по релейной защите в ГКНТ СССР, являлся председателем Московского правления ВНТОЭ, членом Всесоюзного Совета НТО, членом Технического совета Минэнерго СССР. В течение многих лет был членом редколлегии журнала «Электричество». Кроме того, руководил работой национальных комитетов по реле и релейной защите международных организаций МЭК и СИГРЭ; написал ряд фундаментальных трудов, обобщающих теорию

и практику релейной защиты. Его капитальный труд «Основы релейной защиты» выдержал несколько изданий, переведен на иностранные языки. Под руководством А.М. Федосеева была создана серия нормативных документов для проектировщиков – «Руководящие указания по релейной защите». Ниже приводятся воспоминания Алевтины Александровны Рудман, долгие годы проработавшей с А.М. Федосеевым и принимавшей непосредственное участие в разработке «Руководящих указаний по релейной защите». А.М. Федосеев не только выдающийся ученый (доктор технических наук, профессор), но и выдающийся организатор и в высшей степени интеллигентный, добропорядочный и скромный человек. Благодаря его разносторонним способностям, при его непосредственном участии в 30-х годах прошлого столетия были заложены основы теории релейной защиты, системной автоматики, устойчивости и моделирования энергосистем. Им фактически была основана школа релейной защиты и автоматики, позволившая воспитать и обучить большое количество высококлассных специалистов. По его своевременно высказанному предложению в начале Великой Отечественной войны был, можно сказать, спасен завод по производству устройств релейной защиты и автоматики, который был переведен из города Харьков в город Чебоксары, ставший впоследствии основным производителем релейной аппаратуры. Аппаратура ЧЭАЗ успешно функционирует не только в энергосистемах бывшего СССР, но и за рубежом. При непосредственном участии и руководстве А.М. Федосеева в СССР были разработаны такие уникальные документы для проектных и эксплуатационных организаций, как «Руководящие указания по релейной защите». Целью этих документов было максимальное применение типовых решений, удешевление и ускорение строительства электроустановок, внедрение в эксплуатацию наиболее совершенных и проверенных опытом решений.

События

К юбилею

А.М. Федосеев способствовал и поддерживал появление такой новой области в электроэнергетике, как противоаварийная автоматика. Учеником А.М. Федосеева, а именно, Э.П. Смирновым, и при непосредственном участии самого Алексея Михайловича в СССР были сформулированы и разработаны требования по надежности устройств релейной защиты и автоматики. А.М. Федосеев был очень внима-

тельным, чутким и в то же время требовательным человеком, прежде всего к себе, студентам и к тем специалистам, с которыми работал. Это объяснялось большой ответственностью, которая ложилась на специалистов-релейщиков в деле обеспечения бесперебойной работы энергосистем. В то же время он всячески поощрял и поддерживал всех тех специалистов, которые способствовали как совершенствованию собственно релейной защиты и

автоматики, так и техническому росту молодых специалистов-релейщиков, т. к. понимал, что за ними будущее отрасли. Учитывая всю значимость и вклад в электроэнергетику А.М. Федосеева, его ученики и потомки должны не только благодарить и сохранять память о нем, но и с достоинством продолжать то дело, которому А.М. Федосеев посвятил всю свою жизнь, а именно развитию и совершенствованию релейной защиты и автоматики.

К 80-летию Александра Ильича Левиуша

28 июля 2014 года исполнилось 80 лет Александру Ильичу Левиушу – доктору технических наук, профессору, старейшему релейщику, известному в России и за рубежом. После окончания Московского энергетического института в 1958 году А.И. Левиуш начал свою трудовую деятельность в должности инженера Всесоюзного научно-исследовательского института электроэнергетики – ВНИИЭ. Вплоть до выхода на пенсию в 2012 году он оставался верен этой организации, являющейся крупнейшей «кузницей» научных работников электротехнической отрасли бывшего СССР и России. К сожалению, в результате реформирования электроэнергетики этот известный

мировой бренд «ВНИИЭ» исчез или, точнее, растворился в структуре ОАО «НТЦ электроэнергетики». За этот более чем полувековой период А.И. Левиуш прошел путь от рядового инженера до авторитетного научного работника, занимая поочередно должности заведующего сектора высоковольтных сетей и заведующего лабораторией релейной защиты. В 1968 году, на основе проведенных научно-практических работ по измерительным органам дистанционных защит, А.И. Левиуш защитил кандидатскую диссертацию, а в 1997 году своеобразным итогом его научно-практической деятельности по разработке и внедрению высокочастотных защит ВЛ 110 кВ и выше явилась защита докторской диссертации. Практически, на сегодняшний день А.И. Левиуш является единственным авторитетным специалистом по дифференциально-фазным и направленным высокочастотным защитам, используемым в качестве основной защиты воздушных линий электропередачи 110-500 кВ на просторах бывшего СССР и за рубежом. При его непосредственном участии в России и за рубежом были разработаны современные микропроцессорные дифференциальнофазные защиты линий электропередачи. За продолжительный период работы во ВНИИЭ под руководством и при непосредственном участии А.И. Левиуша были проведены научно-практические работы по широкому спектру устройств РЗА электрических сетей и электростанций.

научно‑практическое издание

Александр Ильич является автором более 140 печатных трудов, 2 монографий, более 30 изобретений и 9 патентов, награжден многочисленными медалями ВДНХ СССР и ВВЦ РФ. Он и сейчас продолжает свою научную деятельность, являясь научным руководителем многих аспирантов, успешно защищающих кандидатские и докторские диссертации, входит в состав докторских советов «НТЦ электроэнергетики» и Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова (ЧГУ). Нельзя не отметить активную деятельность А.И. Левиуша в НП «СРЗАУ» и в издательстве научно-практического журнала «Релейная защита и автоматизация» – «РИЦ «СРЗАУ». Читатели журнала, несомненно, обратили внимание на серию статей А.И. Левиуша из истории создания и развития отечественных устройств РЗА. Он неоднократно выступал с докладами на всероссийских и международных конференциях по РЗА энергосистем и сейчас старается не пропускать ни одного столь значимого события для истинного релейщика. Еще в 1974 году заслуги А.И. Левиуша в электроэнергетике были отмечены знаком «Отличник энергетики». НП «СРЗАУ», редколлегия и издательство журнала «Релейная защита и автоматизация», коллеги и друзья поздравляют Александра Ильича Левиуша со знаменательной датой, желают ему крепкого здоровья и дальнейших успехов в плодотворной научно-практической деятельности.

19

Новая продукция Finder для Российского рынка в год 60-летнего юбилея компании

2014 – юбилейный год для компании Finder. Нам исполнилось 60 лет. Все эти годы интернациональный коллектив компании неустанно занимается разработкой, производством и внедрением на электротехнических рынках разных стран передовых образцов релейной техники и уникального модульного электротехнического оборудования. Начиная с момента своего основания и до текущих дней компания постоянно наращивает производственные мощности и расширяет линейки производимой продукции. В последние годы Finder регулярно анонсирует новые серии продукции: оборудование для поддержания микроклимата внутри электрических щитов, термостаты и щитовые вентиляторы, импульсные источники питания, новые серии таймеров, твердотельных и силовых электромеханических реле. Для обеспечения выпуска новых и традиционных серий продукции Finder каждый год расширяет и модернизирует свои производственные мощности. В 2011 году инженеры компании Finder на центральном заводе в Италии в г. Альмезе ввели в эксплуатацию новый цех площадью 8 тысяч кв. м, оснащенный ультрасовременным технологическим оборудованием по выпуску электронных реле, таймеров и модульного оборудования. В текущем году на том же заводе полным ходом идет строительство еще одного цеха площадью 4,5 тысячи кв. м, на котором уже в начале следую20

03 /Сентябрь 2014

щего года планируется запустить новые производственные линии по выпуску традиционной продукции Finder – электромеханических реле промышленной серии.

Finder уделяет большое внимание развитию российского рынка электротехники и специально выпускает несколько серий реле, отвечающих специфическим требованиям отечественных отраслевых стандартов. Прежде всего стоит отметить модификации реле и контакторов для энергетики. Это изделия: модификация универсальных переключающих реле 55 серии 55.34.9.220.9202, специальная версия модульного контактора 22.32.0.230.9201 и промышленные таймеры 83 серии 83.02.9.220.0000 с нормированным срабатыванием. Они соответствуют российским отраслевым стандартам: СО 34.35.302 2006 «Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций», ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007- 29.130.10.0902011 «Типовые технические требования к КРУЭ классов напряжения 110-500 кВ», в части пункта 3.7.1: Напряжение срабатывания реле, действие которых может привести к ложному срабатыванию коммутационных аппаратов (например, выходные реле защит, РКВ, РКО и т.д.), не менее 0,6Uп.ном.». Работая в плотном контакте с инженерами-проектировщиками систем РЗА ведущих российских компаний, мы поняли потребность отечественного рынка в реле других серий с аналогичными характеристиками по напряжению срабатывания. Проведя в декабре 2013 года и в феврале 2014 года ряд совещаний на заводе Finder в г. Альмезе с представителями ведущих российских компаний, работающих в данной отрасли, мы приняли решение начать выпуск универсального модуля, который может работать со стандартными переключающими реле 55, 56, 60 и 62 серий с питанием

220 В DC, обеспечивающим ограничение минимального напряжения срабатывания катушки реле 132 В DC (0,6 Un). Помимо основной функции ограничения минимального напряжения срабатывания катушки реле на уровне 132 В DC новый модуль имеет ряд дополнительных функций: индикацию срабатывания при помощи встроенного зеленого светодиода, защиту от импульсов обратного напряжения с помощью диода, а также защиту от ошибок при подключении с помощью дополнительного диода (установленного последовательно). Первая опытная партия модулей была оперативно изготовлена на итальянском заводе, и уже в марте мы передали на испытания образцы изделий в заинтересованные в данной продукции компании в Москве, Санкт-Петербурге, Чебоксарах и Екатеринбурге. После проведения функциональных испытаний в лабораториях российских компаний были получены положительные заключения о целесообразности применения данного изделия и начато серийное производство модулей. Новый ограничительный модуль, которому был присво-

ен заказной код 99.02.9.220.60, является универсальным решением для выполнения отраслевых стандартов для систем РЗА для российской энергетики. Поставка первой серийной партии модулей ожидается в августе этого года. Два года назад компания Finder вступила в НП «СРЗАУ». Основными предпосылками вступления в партнерство стали: оказание содействия в эффективной работе релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА) и автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) как составной части системы противоаварийного управления в ЕЭС России, а также содействие разработке, развитию и внедрению концепции систем РЗА, базирующейся на научном подходе и передовом опыте компании в области релестроения. Продукция Finder широко применяется на железнодорожном транспорте в Европе, России и странах СНГ. В 2013 году мы провели работы по сертификации отдельных серий продукции Finder для применения на подвижном составе РЖД РФ согласно требованиям ССФЖТ в соответствии с ГОСТ 9219-88 пп 2.3, 2.4, 2.8 и 2.11. В 2012 году мы провели испытания реле Finder 66 серии на соответствие категории применения УХЛ4 по ГОСТ 15150 при смене температур и при пониженной температуре окружающей среды до минус 60°С. В июле 2013 года прошла инспекция головного предприятия Finder в г. Альмезе и проведены испытания переключающих реле 40 и 55 серии, изготавливаемых серийно, на соответствие требованиям Российского Морского Регистра Судоходства. На основании освидетельствования и проведенных испытаний выданы Свидетельства о Типовом Одобрении (СТО) для электромеханиче-

ских реле Finder указанных серий сроком на 5 лет. В ноябре 2013 года проведена сертификация продукции торговой марки Finder на соответствие требованиям Технического регламента Таможенного союза в рамках ЕврАзЭС. Сертификаты соответствия Таможенного союза могут быть использованы для импорта товаров на территорию любого государства – России, Белоруссии или Казахстана, и эти сертификаты действительны на территории любой из этих стран до ноября 2018 года включительно. Технический регламент ТР ТС 004/2011 «О безопасности низковольтного оборудования» дает разрешение на использование продукции Finder в составе электрических щитов на особо ответственных объектах промышленности в странах ТС, в т.ч. на объектах атомной энергетики. Копии сертификатов и деклараций соответствия ТР ТС опубликованы на сайте компании Finder http://www.findernet.com и занесены в единый реестр выданных сертификатов и деклараций соответствия Федеральной службы по аккредитации, на сайте Росаккредитации: http://fsa.gov.ru. Компания ответственно относится к проблемам защиты окружающей среды, использует самые передовые технологические разработки и уделяет внимание выпуску оборудования для альтернативной энергетики, работающей по принципу возобновляемых источников, а также разработке и внедрению энергоэффективных приборов для управления системами освещения, позволяющих обеспечивать комфорт для людей и в то же время существенно экономить электроэнергию. Российский филиал Finder проводит большую работу по продвижению своей продукции в России и в странах

научно‑практическое издание

СНГ. Помимо участия в выставках, проведения конференций и семинаров для дистрибуторов и проектировщиков мы, совместно с нашими партнерами, активно посещаем конечных потребителей нашей продукции – предприятия, занимающиеся разработкой и выпуском электрических распределительных щитов и шкафов автоматики для промышленности, транспорта, энергетики и строительной инфраструктуры. В своей ежедневной работе мы уделяем большое внимание конструкторским бюро, проектным организациям и НИИ, специализирующимся в области электротехники. На сайте Finder помимо документации на продукцию и инструкций по монтажу и наладке на русском языке для всех изделий представлены чертежи в формате AutoCad, а также базы данных по продукции Finder в форматах специализированных программ для автоматизированного проектирования электрических цепей. В статье в следующем номере журнала мы планируем дать подробный обзор по наиболее значимым новинкам продукции Finder за 2014 год. Желаем Вам успехов в работе с продукцией Finder!

ООО «ФИНДЕР» – Компания FINDER Центральный офис: Finder S.p.A. Via Drubiaglio, 1410040, ALNESE (TO)-ITALY. Российский филиал: ООО «ФИНДЕР», 107023, Россия, г. Москва, ул. Электрозаводская, д. 24, стр. 1, тел.: +7 (495) 229 49 29, факс: +7 (495) 229 49 42, finder.ru@findernet.com, www.findernet.com 21

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316.925

Авторы: Кокоулин Д.Н., к.т.н. Антонов Д.Б., ЗАО «РАДИУС Автоматика», г. Москва, Россия.

Kokoulin D., Antonov D., PhD, ZAO «Radius Avtomatica», Moscow, Russia.

Совместная работа дифференциальнофазных защит разных производителей Team work of phase-comparison protection of different producers Аннотация: в статье рассматривается дифференциально-фазная защита как одна из ВЧ-защит абсолютной селективности, отдельное внимание уделено вопросу совместного использования дифференциально-фазных защит разных производителей на одной линии, приводится описание проделанной работы и технических решений, направленных на обеспечение требований совместимости.

Ключевые слова: ДФЗ, совместная работа, технические решения.

Annotation: in this article the author considers the phasecomparison protection as the high-frequency protection of absolute selectivity. The author takes special attention to the question of phase-comparison protection common usage of different producers on the one line and describes the work involved and technical decisions of compatibility objective providing.

Keywords: phase-comparison protection, team work, technical decisions.

Кокоулин Дмитрий Николаевич Год рождения: 1987. Окончил ИГЭУ по специальности «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем». Инженер-разработчик лаборатории РЗА 110 кВ ЗАО «РАДИУС Автоматика».

22

03 /Сентябрь 2014

В качестве основной защиты линий электропередач напряжением 110-220 кВ с двухсторонним питанием, как правило, применяются защиты абсолютной селективности, которые обеспечивают отключение коротких замыканий (КЗ) без выдержки времени на всем протяжении линии электропередачи (ЛЭП). Для правильной организации защиты на линии подразумевается установка двух и более (в случае трехконцевой линии) отдельных устройств – полукомплектов, установленных по концам ЛЭП и связанных между собой каналом связи. Широкое распространение получили высокочастотные (ВЧ) защиты с абсолютной селективностью, в которых связь между полукомплектами осуществляется по высокочастотному каналу связи, с помощью высокочастотных приемопередатчиков. На данный момент некоторые типы приемопередатчиков позволяют передавать данные по оптическому каналу связи, при этом принцип работы ВЧ-защит не меняется. К одному из типов ВЧ-защит относится дифференциально-фазная защита (ДФЗ). В настоящее время на рынке электроэнергетики присутствует большое множество устройств разных производителей, выполняющих функцию ДФЗ, а на практике широко применяются электромеханические панели, например ДФЗ-201, ДФЗ-201М и др. При рассмотрении возможности согласования защит линий, выполненных на микропроцессорной базе, с аналогичными старыми электромеханическими защитами, а также с микропроцессорными защитами других производителей, наибольший интерес представляет анализ работы дифференциально-фазного принципа. При использовании других принципов реализации основных защит линий (например ВЧНЗ), как правило, проблемы при согласовании не возникает за счет похожих алгоритмов

действия и за счет возможности гибкой настройки параметров в микропроцессорном терминале. Тогда как алгоритмы функционирования ДФЗ разных производителей отличаются динамическими характеристиками в силу различия подхода к реализации данной функции. В связи с таким фактом возникает целесообразный вопрос о возможности реализации ДФЗ на линии, если с противоположных концов установлены устройства разных производителей или в качестве одного из полукомплектов применяется электромеханическая панель. Данный вопрос многими производителями микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики был решен частично, в плане совместимости и стабильной работы в том случае, когда один из полукомплектов выполнен на электромеханике, а другой – на микропроцессорной технике. Много вопросов возникает при совместном использовании двух устройств разных производителей, ведь, как было отмечено ранее, алгоритмы их функционирования имеют разные динамические характеристики. Для решения вопроса обеспечения совместимости работы ДФЗ разных производителей на уровне ОАО «ФСК ЕЭС» была поставлена задача подготовить стандарт для производителей в котором будут определены пути и средства, с помощью которых может быть достигнута совместимость микропроцессорных устройств релейной защиты. Данная работа была возложена на ОАО «Всероссийский научно-исследовательский и технологический институт релестроения» (ВНИИР). После проведения испытаний в ноябре – декабре 2012 года были получены результаты, которые показали, что для обеспечения совместимости защит разных производителей требуется внести изменения в алгоритмы.

НАУКА

Релейная защита

Перечень необходимых изменений был сформирован в проекте СТО [1]. В фирме ЗАО «РАДИУС Автоматика» было принято решение в кратчайшие сроки произвести доработку алгоритмов функционирования микропроцессорных устройств, выполняющих функцию ДФЗ, в части соответствия требованиям, отраженным в [1]. В настоящее время фирма ЗАО «РАДИУС Автоматика» производит следующие микропроцессорные устройства релейной защиты, выполняющие функцию ДФЗ: • «Сириус-3-ДФЗ-01» (содержит основную защиту абсолютной селективности ДФЗ); • «Сириус-3-ДФЗ-02» (содержит основную защиту абсолютной селективности ДФЗ и комплект ступенчатых защит: максимальная токовая защита, дистанционная защита, токовая защита нулевой последовательности). Совместная работа устройств «Сириус-3-ДФЗ-01» и «Сириус-3-ДФЗ-02» с электромеханическими панелями обеспечивается путем задания необходимых уставок в микропроцессорных терминалах [2]. В результате работы, связанной с модернизацией алгоритмов функционирования, была подготовлена модификация устройства «Сириус-3-ДФЗ-01», выполненная с учетом всех требований [1], данное устройство было отправлено во ВНИИР для проведения полного комплекса проверки на соответствие требованиям. Результаты испытаний отражены в [3]. В ходе испытаний было проверено поведение комплектов защит при различных видах повреждений, включая различные режимы внутренних и внешних КЗ при наличии предварительной несимметрии, а также при переходных режимах и реверсе мощности. Испытания проводились с использованием динамической модели на RTDS. Структура испытательного стенда приведена на рис. 1. Результаты испытаний показали, что устройство «Сириус-3-ДФЗ-01» пригодно для совместного применения с другими производителями, защиты которых выполнены согласно требованиям [1].

Рис. 1. Структура испытательного стенда для проведения динамических исследований на совместимость микропроцессорных устройств разных производителей

По результатам испытаний было принято решение о реализации на базе одного устройства «Сириус-3-ДФЗ-01» двух режимов функционирования [2]: • режим совместной работы (соответствует специальной версии, целесообразно использовать, когда с противоположной стороны установлено устройство другого производителя, выполненное согласно требованиям, описанным в [1]); • режим основной работы (соответствует рабочей версии и обеспечивает более широкие функциональные возможности работы устройства, целесообразно применять, когда с противоположной стороны уставлено аналогичное устройство или терминал «Сириус-3-ДФЗ-02»). Выбор режима осуществляется программным способом [1]. Режим совместной работы имеет ряд отличительных особенностей, обусловленных требованиями [1]: • изменен способ фильтрации тока манипуляции; • управляющий сигнал ОМ выдается только по отрицательному полупериоду; •д иапазон уставки «φповор.,град » в режиме совместной работы имеет диапазон: -90 о ÷ -10 о;

научно‑практическое издание

•ф ункция восстановления фазной характеристики выведена из действия. Решение о поддержке двух режимов функционирования позволяет менять возможности устройства «Сириус-3-ДФЗ-01» в зависимости от того, какая защита установлена на противоположном конце линии, без обращения на завод-изготовитель и делает данный микропроцессорный терминал более универсальным. Выпуск устройств «Сириус-3ДФЗ-01» с универсальным исполнением осуществляется с начала третьего квартала 2014 года. Литература 1. Проект СТО «Методические указания по совместному применению микропроцессорных устройств РЗА различных производителей в составе дифференциально-фазных и направленных защит с передачей блокирующих и разрешающих сигналов для ЛЭП напряжением 110-220 кВ». – ОАО «ФСК ЕЭС», разработан в 2013 г.

2. Микропроцессорное устройство защиты линий 110-220 кВ «Сириус-3-ДФЗ-01». Техническое описание и руководство по эксплуатации. – М.: ЗАО «РАДИУС Автоматика», 2014 г.

3. Отчет об испытаниях по договору № 771/072013 «Исследование на совместимость МП ДФЗ линий 110-220 кВ типа «Сириус-3-ДФЗ-01» производства ЗАО «Радиус Автоматика» с МП ДФЗ различных производителей с проведением динамических испытаний». – Чебоксары, 2014 г.

23

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316.9:621.316.57

Автор: к.т.н. Маруда И.Ф., ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго», г. Волгоград, Россия Maruda I.F., PhD, «LUKOILVolgogradenergo», (Volgograd, Russia).

Вопросы устойчивости электростанций в защитах линий электрической сети 110-220 кВ ON STABILITY OF POWER STATIONS DURING OPERATION OF 110220 KV POWER LINE PROTECTIONS Аннотация: предложены условия отключения трехфазных КЗ, опасных для устойчивости электростанций, в течение времени протекания КЗ без нарушения устойчивости электростанций.

Ключевые слова: трехфазное КЗ, быстродействующая РЗ, быстродействующие отключающие аппараты.

Annotation: The article suggests conditions for tripping of three-phase faults that present danger for stability of power stations. The suggested tripping conditions during a fault must not affect the stability of power stations.

Key words: three-phase fault, fast relaying, fast tripping equipment.

В «Методических указаниях по устойчивости энергосистем» содержится положение, в соответствии с которым в расчетах динамической устойчивости электростанций для сетей 110-220 кВ должны учитываться трехфазные короткие замыкания (короткое замыкание, КЗ), когда сетевой элемент отключается действием УРОВ [1]. В проекте ОАО «ЭНЕКС» – Волгоградэнергосетьпроект» «Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ «Волжская» применительно к Волжскому району Волгоградской энергосистемы использованы результаты расчетов динамической устойчивости электростанций Волжского района (рис. 1) с учетом этих требований, выполненных на динамической модели ОЭС ОЛУ Юга [2].

В расчетах принимались: время отключения трехфазных КЗ при действии основных защит ВЛ 110-220 кВ Тотк л = 0,18 с для сети 110 кВ и Тотк л = 0,16 с – для сети 220 кВ; время действия УРОВ Т уров = 0,4 с (Времена действия соответствуют устройствам релейной защиты и УРОВ, выполненных на электромеханической элементной базе. – прим. авт). Расчеты показали, что КЗ в сети 220 кВ вблизи ПС «Волжская», точка К-1, приводят к нарушению устойчивости электростанций: • В олжской ГЭС – 10 генераторов по 120 МВт блоков 220 кВ, генераторы блоков 500 кВ сохраняют устойчивость; • В олжской ТЭЦ – 4 генераторов блоков 110 кВ, 2 генераторов ГРУ-6 кВ; • Волжской ТЭЦ-2 – 2 генераторов блоков 110 кВ.

Рис. 1. Электрическая схема в районе Волжских электростанций Волгоградской энергосистемы: 2 ВЛ, 3ВЛ, 5ВЛ – количество линий; 2 (100, 140) – два блока мощностью 100 и 140 МВт; 2х125 – два автотрансформатора мощностью 125 МВ·А

24

03 /Сентябрь 2014

НАУКА

Релейная защита

Рис. 2. Трехфазное КЗ на линии 220 кВ вблизи ПС «Волжская»: 1 – изменение углов роторов генераторов Волжской ГЭС; 2, 3 – изменения углов роторов генераторов Волжской ТЭЦ и Волжской ТЭЦ-2; 4 – изменения углов роторов генераторов остальных электростанций системы

Короткие замыкания в сети 110 кВ, точки К-2 и К-3, приводят к нарушениям устойчивости обеих Волжских ТЭЦ. На рис. 2 приведены изменения углов роторов генераторов электростанций при КЗ в сети 220 кВ. Из графиков видно, что углы роторов генераторов Волжской ГЭС – кривая 1, Волжской ТЭЦ и Волжской ТЭЦ-2 – кривые 2 и 3 уже в течение времени протекания КЗ выходят за пределы простых колебаний. В расчетах показано, что углы выбегов роторов достигают 750-760 градусов, что соответствует двум проворотам роторов (2х360) и устанавливающимся режимам нагрузки в пределах 30-40 градусов. На другие, более удаленные электростанции, кривые 4, воздействия этих КЗ меньшие и не приводят к проворотам роторов генераторов. Для нормализации работы энергосистемы предусматривается размещение устройств системной противоаварийной автоматики АЛАР – основных и резервных комплектов – на генераторах и блоках, и их отключение. Действие автоматики приводит к ощутимым потерям гене-

рирующей мощности в энергосистеме: • на Волжской ГЭС – 1200 МВт; • на Волжской ТЭЦ – 480 МВт; • на Волжской ТЭЦ-2 – 280 МВт. Другое направление предусматривает сохранение устойчивой работы энергосистемы и отключения опасных трехфазных коротких замыканий в течение времени допустимой длительности протекания КЗ без нарушения устойчивости электростанций. В том же расчете приведено время допустимой длительности протекания КЗ без нарушения устойчивости, которое составляет: 0,22 c для сети 110 кВ и 0,23 с для сети 220 кВ. Это время предлагается принимать за полное время отключения коротких замыканий действием УРОВ. Совершенствование принципов построения защит, использование быстродействующих микропроцессорных защит и быстродействующих коммутационных аппаратов – выключателей для элементов сети 110-220 кВ электростанций позволяют получить такие результаты. Для этого в необходимых пределах на элементах сети 110-220 кВ электростанций требуется проведение технического перевооружения устройств релейной защиты и

научно‑практическое издание

Рис. 3. Поясняющая схема электрической сети 110-220 кВ (а) и выходные цепи защит ВЛ 1W-3W (б): 1G – электростанция; 2G – другие источники питания; 1W - 4W – линии; 1Q-3Q – выключатели; 1Т, 2Т – трансформаторы подстанций; РЗ – релейная защита; ТО– телесигнал защиты; А-А – граница КЗ с U ост =0,6-0,7U н на шинах электростанции 1G; I-I, II-II – граница уставки первой (I) и второй (II) ступеней защиты линии; 1КL, 2КL – промежуточные реле; DT, DT (уров) – выдержки времени

коммутационных аппаратов. На примерах использования микропроцессорных защит НПП «ЭКРА» и быстродействующих элегазовых выключателей типа LTB-145D 1/В (фирма АВВ) для линий сети 110-220 кВ, изображенной на рис. 3, приведены представляющие интерес принципы построения защит и выдержек времени действия элементов схемы защиты 25

НАУКА

Релейная защита

Рис. 4. Отключение трехфазных КЗ в электрической сети 119-220 кВ без нарушения устойчивости электростанций. Время действия защит, УРОВ и коммутационных аппаратов

и УРОВ, отвечающие действиям в пределах принятого времени (рис. 4). Границы (А-А) трехфазных коротких замыканий, при которых остаточные напряжения на шинах электростанций составляют U ост = 0,6 – 0,7U ном и которые не приводят к нарушениям устойчивости электростанций в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) [3], приняты за границы действия быстродействующих ступеней защит. УРОВ на отключение системы шин или секции в примерах действует через выходные реле дифференциальной защиты шин (ДЗШ).

1. Линия 1W с трансформато26

03 /Сентябрь 2014

ром 1Т тупиковой подстанции. Время действия быстродействующих защит и коммутационных аппаратов на рис. 4, обозначенных позициями в последовательности действия, составляют: 1) Т = 0,025 с – время срабатывания быстродействующей – первой ступени защиты (дистанционной, токовой) на отключение выключателя 1Q и пуск УРОВ – таймера УРОВ 1DT. 2) Т = 0,04 с – полное время отключения выключателя 1Q. 3) T = 0,025 с – время возврата токовых реле контроля протекания тока КЗ в цепи выключателя. Из значений Твозвр. = 0,025-0,03 с, учитывая, что к междуфазным КЗ реле имеет большую чувствительность, чем к однофазным,

что число ступеней защит, обеспечиваемых УРОВ – две при междуфазных КЗ (I и II ступени), вместо трех, как правило, при однофазных КЗ, и что КЗ рассматриваются в I ступени до границ А-А на линии, в которой кратности тока КЗ к уставке реле значительны, условия для возврата реле при отключении междуфазных КЗ более благоприятны. Это позволяет считать Твозвр. = 0,025 с достаточным.

4) Т = 0,05 с – время запаса УРОВ для фиксации отказа выключателя. При принятии времени запаса УРОВ учитывалось, что в течение этого времени удерживается КЗ и его завышение нежелательно по условиям устойчивости электростанций. Вместе с тем необходимо оценивать факторы, которые при малом времени запаса могут привести к неселективному действию УРОВ. С учетом использования микропроцессорных защит, обладающих повышенной точностью и быстродействием, такой фактор, как возврат схемы пуска УРОВ, не имеет такого значения, какое он имеет при использовании устройств на электромеханической элементной базе. С учетом этих положений время запаса УРОВ (вместе с действием выходного реле таймера УРОВ) принимается в пределах 0,05 с. В части неселективных действий УРОВ может быть использовано смягчающее обстоятельство, что неселективные действия защит ПУЭ допускаются, когда они исправляются действием АПВ.

5) Т = 0,011 с – время действия быстродействующих выходных промежуточных реле типа РП-17 ДЗШ 110-220 кВ при отключении от УРОВ системы шин или секции.

6) Т = 0,04 с – полное время отключения выключателей с. ш. или секции при действии УРОВ. В результате: • время действия УРОВ составляет Туров = 0,115 с; • время локализации КЗ отключением с. ш. или секции действием УРОВ составляет Тоткл с.ш. = 0,191 с и находится в пределах допустимой длительности 0,22 – 0,23 с протекания КЗ без нарушения устойчивости электростанций.

2. Линия 2W с ответвительной 1Т

НАУКА

Релейная защита

и тупиковой 2Т подстанциями. На линии граница А-А коротких замыканий с остаточным напряжением на шинах электростанции 1G Uост =0,6 – 0,7Uном находится на линии за пределами ответвительной 1Т подстанции. Построением защит линии предусматриваются: • т рехфазные короткие замыкания на линии в пределах границ А-А, точка К-1, отключаются первыми ступенями защит без выдержки времени; • т рехфазные короткие замыкания на стороне ВН подстанции 1Т в пределах защит трансформатора, точка К-2, отключаются II ступенями защит. Первые ступени защит, обладающие достаточной чувствительностью к КЗ в точке К-2, при срабатывании быстродействующих дифференциальных или токовых защит трансформаторов выводятся. Сигнал вывода передается по телеканалам. Такое построение защит позволяет расширить зоны I ступеней защит, действующих без выдержки времени, до границ А-А. На линиях с ответвительными подстанциями с выключателями в цепях трансформаторов они сокращаются при отстройке уставок срабатывания защит от КЗ на стороне ВН трансформаторов по условиям согласования с их быстродействующими защитами. Но традиционно, как и на линиях с отделителями и короткозамыкателями в цепях трансформаторов ответвительных подстанций, I ступени выполняются с замедлением. С учетом времени действия УРОВ они, кроме того, не обеспечивают устойчивость электростанций. Время действия быстродействующих защит и коммутационных аппаратов на рис. 4, обозначенных позициями в последовательности действия, составляют: 1) Т = 0,025 с – время срабатывания быстродействующей – первой ступени защиты (дистанционной, токовой) линии на отключение выключателя 2Q и пуск УРОВ – таймера УРОВ 2DT при КЗ на линии или время срабатывания быстродействующих защит трансформатора 1Т подстанции при КЗ на стороне ВН.

2) T = 0,034 с – время задерж-

ки 1DT. Учитывает время прохождения телекоманды вывода I ступеней защит линии при КЗ на стороне ВН трансформатора 1Т подстанции. Время задержки включает: 0,007 с – время прохождения телекоманды при использовании оптоволоконного канала (от контакта пуска до контакта на выходе аппаратов телекоманды); 0,011 с – время срабатывания выходного промежуточного реле типа РП-17 приема сигнала, которым выводится быстродействующая ступень защиты линии; 0,005 с – время запаса. Вместе они составляют выдержку времени таймера задержки Т = 0,023 с; 0,011 с – время срабатывания выходного промежуточного реле типа РП-17 таймера задержки. Полное время задержки составляет Т = 0,034 с.

3) Т = 0,04 с – полное время отключения выключателя 2Q. 4) T = 0,025 с – время возврата токовых реле контроля протекания тока КЗ в цепи выключателя (см. поз. 3 для линии 1W).

5) Т = 0,045 с – время запаса УРОВ для фиксации отказа выключателя линии (см. поз. 4 для линии 1W).

6) Т = 0,011 с – время действия быстродействующих выходных промежуточных реле типа РП-17 ДЗШ 110-220 кВ при отключении от УРОВ системы шин или секции.

7. Т = 0,04 с – полное время отключения выключателей системы шин или секции при действии УРОВ. В результате: • время действия УРОВ составляет Туров = 0,144 с; • время локализации КЗ отключением с. ш. или секции действием УРОВ составляет Тоткл с.ш. = 0,22 с и находится в пределах допустимой длительности 0,22-0,23 с протекания КЗ без нарушения устойчивости электростанций. Отключение коротких замыканий на стороне ВН трансформатора 1Т подстанции, точка К-2, в зоне действия защит трансформатора при отказе выключателя трансформатора. Как отмечено выше, отключения этих КЗ находятся в зоне действия II ступеней защит линии. Первые ступени выводятся. Вторые ступени защит линии в

научно‑практическое издание

этих условиях осуществляют резервирование отказов выключателя подстанции. Учитывая, что эти КЗ находятся в зоне А-А, на них распространяется условие отключения без нарушения устойчивости электростанции 1G, т.е. отключение в пределах 0,22-0,23 с. Это время принимается за полное время отключения КЗ вторыми ступенями защит линии. Тогда без времени отключения выключателя допустимое время срабатывания II ступени составит: Тс.з. = (0,22-0,23) с – 0,04 с = 0,18-0,19 c. Время протекания КЗ на стороне ВН трансформатора при успешном отключении выключателя составляет: Т = 0,025 с – время срабатывания быстродействующих защит трансформатора; Т = 0,04 с – полное время отключения выключателя. Полное время отключения КЗ: Тоткл = 0,065 с. Располагаемое время для возврата II ступени защиты после успешного отключения КЗ выключателем трансформатора 1Т: (0,18-0,19) с – 0,065 с = 0,115-0,125 с. При времени возврата защиты 0,02 с селективность обеспечивается. Одновременный отказ выключателей трансформатора 1Т и линии 2Q не рассматривается.

3. Линия 3W с двухсторонним питанием. Граница А-А коротких замыканий с остаточным напряжением на шинах электростанции 1G Uост = 0,6 – 0,7Uном для защит линии находится за пределами линии 3W – на линии 4W. Этим обуславливается необходимость охвата быстродействующей ступенью защиты всей линии в виде защиты с абсолютной селективностью, например по типу защиты ДЗЛ. Для передачи информации о срабатывании защиты на противоположном конце линии используется волоконнооптический телеканал как обладающий быстродействием. На рис. 3 приведена принципиальная схема выходных цепей, отвечающих логике построения защиты. Контроль срабатывания защиты на противоположном конце линии в схеме защиты выполняется промежуточным ре27

НАУКА

Маруда Иван Федорович Год рождения: 1936. В 1960 г. окончил энергетический факультет Новочеркасского политехнического института – ныне ЮРГТУ (НПИ). В 2003 г. защитил диссертацию (там же) на тему «Повышение эффективности релейной защиты электрических распределительных сетей 110-220 кВ при несимметричных повреждениях». Работал в РЗА: «Волгоградэнерго» – СО ЕЭС – Волгоградское РДУ – ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго».

28

03 /Сентябрь 2014

Релейная защита ле 2КL, имеющим задержку на возврат. Задержка на возврат обеспечивает работу УРОВ на стороне электростанции 1G при отключении линии без выдержки времени со стороны подстанции 2G. Время действия быстродействующих защит и коммутационных аппаратов на рис. 4, обозначенных позициями в последовательности действия, составляют: 1) Т = 0,025 с – время срабатывания быстродействующей защиты (дистанционной, токовой) на отключение выключателя 3Q и пуск УРОВ – таймера УРОВ 1DT. 2) Т = 0,018 с – время прохождения сигнала телеотключения срабатывания защиты на противоположном конце линии, включающее: 0,007 с – время прохождения телесигнала (см. поз. 2 для линии 2W) и 0,011 с – время срабатывания выходного реле 1КL типа РП-17 приема сигнала.

3) Т = 0,04 с – полное время отключения выключателя 3Q. 4) T = 0,025 с – время возврата токовых реле контроля протекания тока КЗ в цепи выключателя (см. поз. 3 для линии 1W).

5) Т = 0,05 с – время запаса УРОВ для фиксации отказа выключателя линии (см. поз. 4 для линии 1W).

6) Т = 0,011 с – время действия быстродействующих выходных промежуточных реле типа РП-17 ДЗШ 110-220 кВ при отключении от УРОВ системы шин или секции.

7) Т = 0,04 с – полное время отключения выключателей системы шин или секции при действии УРОВ. В результате: • время действия УРОВ составляет Туров = 0,13 с; • время локализации КЗ отключением системы шин или секции действием УРОВ составляет Тоткл с.ш. = 0,206 с и находится в пределах допустимой длительности 0,22-0,23 с протекания КЗ без нарушения устойчивости электростанций.

4. Линия 4W подстанции 2G. Ввиду того, что короткие замыкания на линии 4W влияют на устойчивость электростанций – граница А-А коротких замыканий с остаточным напряжением на шинах электростанции 1G Uост = 0,6 – 0,7Uном для защит линии находится на линии 4W, ее защиты и отключающие аппараты должны выполняться аналогичными защитам и отключающим аппаратам линий 1W-3W. Современные терминалы линейных защит не содержат отдельных защит от трехфазных коротких замыканий, их дистанционные и токовые защиты работают как при трехфазных, так и при

двухфазных коротких замыканиях. Использование их как защит, обеспечивающих устойчивость электростанций, позволяет повысить быстродействие защит при двухфазных коротких замыканиях. Выводы 1. Трехфазные короткие замыкания на линиях 110-220 кВ вблизи электростанций, отключаемые в соответствии с положениями «Методических указаний по устойчивости энергосистем», устройствами релейной защиты и резервирования отказа выключателей, приводят к нарушениям динамической устойчивости электростанций и сопровождаются асинхронными режимами работы по отношению к другим источникам энергосистемы. Для нормализации работы энергосистемы в проектах предусматривается размещение устройств системной противоаварийной автоматики АЛАР – основных и резервных комплектов – на генераторах и блоках электростанций и их отключение (Помимо устройств АЛАР, имеющихся на них в соответствии с Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей для ликвидации несинхронной работы при выпадении из синхронизма отдельного возбужденного генератора относительно других генераторов электростанции [4] – прим. авт.).

2. Другое решение. Совершенствование принципов построения защит, использование быстродействующих микропроцессорных защит и быстродействующих коммутационных аппаратов-выключателей позволяют производить отключения опасных по условиям устойчивости электростанций близких трехфазных коротких замыканий в течение времени допустимой длительности протекания коротких замыканий без нарушения устойчивости электростанций. Для этого в необходимых пределах на элементах сети 110-220 кВ электростанций требуется проведение технического перевооружения устройств релейной защиты и коммутационных аппаратов. Литература 1. Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждено приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г., № 277., М., издательство НЦ ЭНАС, 2004.

2. Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 220 кВ «Волжская». ОАО «Южный инженерный центр энергетики, Филиал Волгоградэнергосетьпроект», том 5-9, 2012 г.

3. Правила устройства электроустановок. – М., ЗАО «Энергосервис», 2002 г.

4. Пособие для изучения Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей. Электрическое оборудование. – М., Издательство НЦ ЭНАС, 2002 г.

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316.925.45

Авторы: Хакимзянов Э.Ф., к.ф.-м.н. Мустафин Р.Г., КГЭУ,

к.т.н. Исаков Р.Г., КНИТУ им. А.Н. Туполева, г. Казань, Россия.

Khakimzyanov E.f., Mustafin R.g., PhD, Kazan State Power Engineering University, Isakov R.g., PhD, Kazan National Research Technical University named affer A.N. Tupolev, Kazan.

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ ОРГАН СОПРОТИВЛЕНИЯ, ВЫЯВЛЯЮЩИЙ ДВОЙНОЕ ЗАМЫКАНИЕ НА ЗЕМЛЮ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 6-35 кВ

MEASURING PART OF RESISTANCE FOR IDENTEFICATION OF DOUBLE EARTH FAULTS IN DISTRIBUTION NETWORKS 6-35 kV Аннотация: в статье предлагается способ определения расстояний до мест двойных замыканий на землю на разных линиях электропередачи в распределительных сетях с малыми токами замыкания на землю путем замера аварийных составляющих фазного напряжения и токов нулевой последовательности. Результаты теоретических расчетов совпали с результатами моделирования в программной среде MatLab Simulink.

Ключевые слова: распределительные сети, линии электропередачи, двойное замыкание на землю, измерительный орган сопротивления, компьютерное моделирование, осциллограммы аварийных режимов, вектора сопротивлений поврежденных контуров.

Annotation: In article the way of determination of distances to places of double short circuits on the earth on different power lines in distributive networks with small currents of short circuit on the earth, by measurement of emergency components of phase voltage and currents of zero sequence is offered.

Results of theoretical calculations coincided with results of modeling in the program MatLab Simulink environment.

Keywords: distributive networks, power lines, double short circuit on the earth, measuring body of resistance, computer modeling, oscillograms of emergency operation, a vector of resistance of the damaged.

Наиболее распространенными повреждениями в распределительных сетях напряжением 6-35 кВ являются однофазные замыкания на землю (ОЗЗ), которые составляют около 60-80% от общего числа всех повреждений [1]. Продолжительная работа сети в режиме ОЗЗ может привести к появлению замыкания на землю в другой точке сети [1]. Второе замыкание на землю обычно возникает на участке сети с наиболее ослабленной изоляцией и сопровождается увеличением тока и падением напряжения в поврежденных фазах, появлением в контуре повреждения токов нулевой последовательности. На вводной ячейке распределительного устройства среднего напряжения осциллограмма фазных токов и напряжений может соответствовать режиму, аналогичному двухфазному короткому замыканию. Однако величина тока двойного замыкания на землю обычно недостаточна для срабатывания токовых защит от междуфазных повреждений, к тому же максимальная токовая защита имеет повышенное время срабатывания, а защиты нулевой последовательности, как правило, действуют на сигнал. В связи с этим является актуальной разработка алгоритма защиты от двойных замыканий на землю в распределительной сети среднего напряжения 6-35 кВ, позволяющего с определенной чувствительностью и селективностью определять поврежденные линии, а также расстояния до каждого из мест научно‑практическое издание

повреждений. В настоящее время в распределительных сетях среднего напряжения начали внедряться комплекты дистанционной защиты, производящие замер сопротивлений петли замыкания. Так, известны зарубежные проекты по оснащению линий распределительных сетей комплектами ступенчатых защит SIPROTEC 7SA6 (Siemens), а также отечественные проектные решения применения терминалов защит типа БЭ2502 А10 (НПП «ЭКРА»), Сириус-ДЗ-35 («РАДИУС Автоматика»), имеющих в своем составе многоступенчатую дистанционную защиту от междуфазных повреждений и замыканий на землю. Однако в технической документации вышеуказанных терминалов методическим указаниям по настройке алгоритмов выявления двойных замыканий на землю с определением мест повреждений, выбору уставок и характеристик срабатывания не уделено достаточного внимания. Кроме того, в распределительных сетях 6-35 кВ особо остро стоит проблема определения места повреждения (ОМП). Для сетей данного класса напряжения предусматриваются методы ОМП, основанные обычно на одностороннем измерении параметров аварийного режима (замер составляющих обратной последовательности тока и напряжения при междуфазных повреждениях). Известен способ измерения сопротивления петли короткого замыкания для выявления места двух29

Для реализации алгоритма защиты от двойных замыканий на землю предлага

использование фиксирующего органа сопротивления (ФОС), подключенного таким обра

чтобы сопротивление петли двойного замыкания на землю было пропорционально расстояни

НАУКА

мест повреждений. Предложенное техническое решение поясняется однолинейной электриче Релейная защита

схемой распределительной сети 10 кВ (рис. 1) и ее упрощенной трехфазной схемой замещен

режиме двойного замыкания на землю фаз А и В на разных участках сети (рис. 2),

фазного повреждения (фиксатор техническое решение отходящих линий;сопротивления – Z ления ЕА, Е , Е С –Предложенное ЭДС питающей системы; – эквивалентные пр ВданноФМК-10) [3]. Также авторами поясняется однолинейной электриче- 1ссопротивления прямой и нулевой го фиксатора был предложен спо- ской схемой распределительной сети последовательности до места попоследовательности системы; TV – измерительный трансформатор напряжения; Т соб определения расстояния до мест 10 кВ (рис. 1) и ее упрощенной трех- вреждения первой отходящей линии; тока отходящих двойных замыканий измерительные на землю раз- трансформаторы фазной схемой замещения в режиме линий; фиксирующий – сопротивленияорган прямойсопротивл и ных линий, отходящих от распредедвойного замыкания на землю фаз А и нулевой последовательности до ме  отходящих линий; Z 1л1 , Z 0л1 – сопротивления прямой и нулевой последовательности до м лительного устройства подстанции В на разных участках сети (рис. 2), где ста повреждения второй отходящей 0л2 – сопротивления Z 1л2 , Zлинии; повреждения линии; системы; прямой [4-5]. Централизованный измерительпервой EA , E B ,отходящей E C – ЭДС питающей – сопротивление со- и нул подключается к питающей распреде- Z1c – эквивалентные сопротивления ответствующих фаз отходящих линий; до места повреждения второй линии; Z – сопротивл лительное устройствопоследовательности линии и опре- прямой Z н – сопротивления последовательности систе- отходящей нагрузки соответл1 , Z л2 деляет индуктивное сопротивление мы; TV – измерительный трансформа- ствующих фаз А, В, С; R п1, R п2 – пересоответствующих фаз отходящих линий; Z н – сопротивления нагрузки соответствующих ф контура замыкания, пропорциональ- тор напряжения; ТА – измерительные ходные сопротивления в месте замыное расстоянию до В, места поврежтрансформаторы тока отходящих ликаний; R з – сопротивление земли. земли.

Rз – сопротивление С; Rп1, Rп2 – переходные сопротивления в месте замыканий; дения. Недостатком данного спосо- ний; фиксирующий орган сопротивПоявление токов нулевой послеба является то, что в данном методе двойное замыкание на землю разных TA1 W1 линий измерительным органом восSн1 S ф. А принимается как однофазное поTA вреждение, а измерительный орган сопротивления (ИОС) подключен к TA2 W2 измерительным трансформаторам Sн2 TV ф. В тока и напряжения, установленным на питающем вводе распределительного устройства подстанции, что осложняет определение поврежденных Рис. 1. Модель распределительной 10 кВ Рис. 1. Модельсети распределительной сети 10 кВ линий. Также для распределительных Rп1 IдвА l1к сетей применялись фиксаторы поЕА Z’ Z’ Z1сA TA1 1л1А 0л1А ZнА вреждений типа ФПТ (ЛИФП), а также микропроцессорные устройства IдвВ ЕВ Z1сB Zл1В ZнВ ИМФ-1Р [6-7]. Однако вышеперечисTA2 ленные фиксаторы повреждений использовались для определения расЕС Zл1C Z1сC ZнС TA3 стояния до мест только межфазных повреждений. Данные фиксаторы определяют возникновение замыФОС1 TV каний на землю по регистрации токов нулевой последовательности, а Rз двойное замыкание на землю восприa b нимается как двухфазное короткое c замыкание.

"0" Рассмотрим наиболее сложный для распознавания аварийный режим, когда точки замыкания на землю ФОС2 находятся на разных отходящих линиZнА Zл2А ях (рис. 1).

TA4 l2к Для реализации алгоритма защиты от двойных замыканий на землю Z’1л2В Z’0л2В ZнВ предлагается использование фиксиRп2 TA5 Zл2С рующего органа сопротивления (ФОС), подключенного таким образом, чтобы ZнС TA6 сопротивление петли двойного замыкания на землю было пропорциональРис. 2. Упрощенная схема замещения сети в режиме двойного замыкания на землю но расстоянию до мест повреждений. Рис. 2. Упрощенная схема замещения сети в режиме двойного замыкания на землю 30

03 /Сентябрь 2014

Появление токов нулевой последовательности 3I01 и 3I02 на выходе фильтра тока нулево

последовательности отходящих линий означает возникновение замыканий на землю на разны линиях. Ток двойного замыкания на землю I дв определяется как

НАУКА

Релейная защита довательности 3I 01 и 3I 02 на выходе фильтра тока нулевой последовательности отходящих линий означает возникновение замыканий на землю на разных линиях. Ток двойного замыкания на землю Iдв определяется как , (1)

Хакимзянов Эльмир Фердинатович Дата рождения:11.07.1986 г.

,

где

В 2008 году окончил Казанский государственный

,

энергетический университет, кафедра «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем», старший преподаватель кафедры

.

Общая формула расчета тока двойного замыкания на землю выглядит следующим образом:

«Релейная защита и автомати-

,(2)

зация электроэнергетических систем» ФГБОУ ВПО КГЭУ.

где

. Напряжения поврежденных фаз в месте установки измерительного органа сопротивления (на шинах подстанции) определяются выражениями (3) .

Исаков Руслан Геннадьевич Дата рождения: 16.12.1986 г.

(4)

При известных значениях тока и напряжения в аварийном режиме ФОС для определения расстояния до мест повреждений следует настроить таким образом:

В 2009 году окончил

, (5)

Казанский государственный энергетический университет, кафедра «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем». В 2012

.

году защитил кандидатскую диссертацию на тему «Токовые защиты распределительных сетей с повышенным быстродействием и чувствительностью» в КНИТУ им. А.Н. Туполева под руководством доктора технических наук, профессора Рижского технического университета Владимира Георгиевича Гарке.

(6)

Как видно, сопротивление на зажимах реле, подключенного к фазному напряжению Uф и току нулевой последовательности поврежденной линии, зависит также и от активного переходного сопротивления в местах повреждений и активного сопротивления земли. Поэтому влияние дополнительных активных сопротивлений можно исключить путем выделения индуктивной составляющей сопротивления Хф1 и Хф2 :

Кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры «Электрооборудование»

, (7)

КНИТУ им. А.Н. Туполева.

научно‑практическое издание

, (8) где Re(3I01(2)), Im(3I01(2)), Re(Uф1(2)), Im(Uф1(2)) – реальные и мнимые составляющие тока нулевой последовательности и фазного напряжения поврежденных линий. Используя вычисленные индуктивные сопротивления поврежденных фаз Хф1(2), определяются расстояния до двух мест повреждений l1к и l 2к по следующим формулам:

(9) (10)

где Х0луд, X1луд – удельные индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательности поврежденных линий электропередачи. Использование токов нулевой последовательности уменьшает влияние тока нагрузки на точность определения расстояния до мест повреждений l1к и l 2к , поскольку в сетях с малыми токами замыкания на землю ток нулевой последовательности не возникает (мал) в нормальном режиме, при любой несимметрии в нагрузке сети. Практическая реализация предлагаемых алгоритмов ФОС возможна на основе современных микропроцессорных комплексов дистанционной защиты. Особое подключение ФОС к измерительным цепям тока и напряжения соответствует требованию пропорциональности сопротивления расстоянию до места повреждения в режиме двойного замыкания на землю в распределительной сети с малыми токами замыкания на землю. Проверка работы ФОС, фиксирующего расстояние до места замыкания на землю, осуществлена в программной среде MatLab Simulink, в которой смоделирована электрическая сеть напряжением 10 кВ (рис. 1) со следующими параметрами: система S имеет отношение X/R = 0.6/0.1, длина линии W1 7 км, W2 – 12 км. Удельные активные и индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательности линии: X1луд = 0.37 Ом/км, Х0луд = 1.57 Ом/км, R1луд = 0.57 Ом/км, R0луд = 0.72 Ом/км, влияние «земли» учитывается сопротивлением R з = 10 Ом, переходное сопротивление в месте повреждения принято равным 0 Ом. В момент времени t1 = 0,1 с происходит замыкание на землю ф. А линии W1 на расстоянии 1 км, в момент времени t2 = 0,3 с происходит замыкание на землю ф. В линии W2 на расстоянии 6 км. В

31

НАУКА

Релейная защита

модели фиксируются значения фазных токов на питающем вводе ТА, на Нагрузочный ОЗЗ ф. А линии W1 Замыкания на землю ф. А линии режим W1 и ф. В на линии W2 отходящих линиях – ТА1 и ТА2, фазные и линейные напряжения на шинах распределительного устройства от трансформатора напряжения TV. Линия электропередачи нагружена на высокое сопротивление, имитирующее холостой ход работы сети, поэтому ток нагрузки в нагрузочном режиме равен 2 А. Осциллограммы токов и напряжений сохраняются в формате *.cfg для анализа аварийных режимов в приложении FastView 4.2, разработанном ООО НТЦ «Механотроника» [9]. Так, согласно формуле (1), действующее значение тока двойного замыкания на землю в указанных точках составляет 625 А. С учетом влияния нагрузки ток, протекающий в поврежденных фазах линии при двойном замыкании на землю, составляет 627 А. На рис. 5 приведены осциллограммы и векторные диаграммы* фазных токов отходящих линий W1, W2 (IA1, I B1, I C1, IA2 , I B2 , I C2) и фазных напряжений (UA1, U B1, UC1) в нагрузочном и аварийном режимах работы сети. Как видно из рис. 3, в режиме ОЗЗ ф. А на линии W1 наблюдается снижение напряжения поврежденной фазы до 58 В, тогда как напряжение неповрежденных фаз достигает значений 10 кВ, что в √3 раз больше номинальных фазных значений. Фазные токи в данном режиме не изменяются ввиду малых значений токов замыканий на землю. При последующем замыкании ф. В на линии W2 наблюдается увеличение токов поврежденных фаз А и Рис. 3. Осциллограммы и векторные диаграммы фазных токов отходящих линий (I , I , I , I , I , I ) и фазных A1 B1 C1 A2 B2 C2 В отходящих линий до 627 А, а угол Рис. 3. Осциллограммы и векторные диаграммы фазных токов отходящих линий напряжений UA1, UB1, UC1 при нагрузочном (ХХ) и аварийном режимах работы сети сдвига между токами составляет (IA1, IB1, IC1, IA2, IB2, IC2) и фазных напряжений UA1, UB1, UC1 при нагрузочном (ХХ) и аварийном 180° [10]. Напряжения поврежден- режимах работы сети ных фаз достигают значений 6,7 кВ и Как видно из рис. 3 в режиме ОЗЗ ф. А на линии W1 наблюдается снижение напряжение 3,7 кВ, что подтверждается расчета- ведены осциллограмма и векторная 625 А (совпадает с расчетом) и сдвиповрежденной фазы до 58 В, тогда как напряжение неповрежденных фаз достигает значений 10 диаграмма токов нулевой последова- нуты относительно друг друга на 180°. ми по формулам (3-4). кВ, что в 3 отходящих раз больше линий. номинальных фазных значений. Фазные токи в данном режиме не Так, токи Поскольку токовые цепи ФОС тельности Программа FastView 4.2 позвонулевойввиду последовательности 3I 0замыканий включены на выход фильтра нулевойизменяются сопротивления от- ляетнаконтролировать малых значений токов землю. последовательности, на рис. 4 при- ходящих линий принимают значения фазных и междуфазных сопротивлеПри последующем замыкании ф. В на линии W2 наблюдается увеличение токов поврежденных фаз А и В отходящих линий до 627 А, а угол сдвига между токами составляет 180°

*За опорный вектор принят вектор напряжения Ua1

32

03 /Сентябрь 2014

Напряжения поврежденных фаз достигают значений 6,7 кВ и 3,7 кВ, что подтверждается

етами по формулам (3-4). Поскольку токовые цепи ФОС включены на выход фильтра нулевой последовательности,

ис. 4 приведены осциллограмма и векторная диаграмма токов нулевой последовательности

НАУКА

Релейная защита

дящих линий. Так, токи нулевой последовательности 3I0 отходящих линий принимают

ения 625 А (совпадает с расчетом) и сдвинуты относительно друг друга на 180°.

ний контуров замыкания. В табл. 1 представлены результаты расчетов сопротивлений фазных и междуфазных контуров при однофазном и двойном замыкании на землю. На рис. 5-6 представлены изменения сопротивлений ИОС фазных Z a1, Z a2 , Z b1, Z b2 , Z c1, Z c2 и междуфазных контуров Z ab1, Z ab2 , Z bc1, Z bc2 , Z ca1, Z ca2 соответственно в нагрузочном и аварийном режимах (однофазное и двойное замыкание на землю). В нагрузочном режиме сопротивление расчетных контуров соответствует сопротивлению нагрузки. Как видно из табл. 1 и рис. 5-6, Рис. 4. Осциллограмма и векторная диаграмма токов нулевой последовательности Рис. 4. поврежденных Осциллограмма и векторная токов нулевой последовательности поврежденных линий при возникновении ОЗЗ сопротивлелиний в режимедиаграмма двойного замыкания на землю ф. А и ф. В на разных линиях ния междуфазных контуров, не свяв режиме двойного замыкания на землю ф. А и ф. В на разных линиях занных с поврежденной фазой, остаТабл. 1. Сопротивления измерительных контуров в нагрузочном режиме, ются неизменными. Т.е. на линии с ОЗЗ и двойном замыкании на землю разных линий замыканием на землю можно опредеПрограмма FastView 4.2 позволяет контролировать сопротивления фазных и междуфазных лить поврежденную фазу. В представСопротивления измерительных контуров при нагрузочном режиротивлений контуров замыкания. В табл.

1 представлены результаты расчетов сопротивлений ленном случае изменяются контуры ме, ОЗЗ и двойном замыкании на землю разных линий, Ом Измерительные контуры Z ab1, Z ca1, сопротивления остальных сопротивлений ных и междуфазных контуров при однофазном и двойном замыкании на землю.

Rн Rозз Rдв Xн Хозз Хдв анализируемых междуфазных контуров не изменяются. Таким образом, при возникновении замыканий на ZТаблица Z1.

Zab1дв 2000 1560 контуров 14,3 в нагрузочном 1900 -607 Сопротивления измерительных режиме, 5,4 ab1 ab1озз землю на разных линиях электропеОЗЗ и двойном замыкании на землю разных линий редачи неизменным остается тот конZbc1озз Zbc1дв 2000 2000 2000 1900 1900 1900 Zbc1 тур, который не связан с поврежденСопротивления измерительных контуров при ной фазой линии.

Zca1озз контура Zca1дв 2000 140 13 и двойном 1900 замыкании -4,2 на -10 Zca1 нагрузочном режиме, ОЗЗ Измерительные При возникновении ОЗЗ сопротивления расчетных фазных контуземлю разных линий, Ом сопротивлений ров ведут себя по-разному. Среди Zab2озз Zab2дв 2000 2000 14,3 1900 1900 5,4 Zab2 Rн Rозз Rдв Xн Хозз Хдв всех анализируемых фазных контуров резко уменьшаются контуры Zab1 Zab1озз Zab1дв 2000 1560 14,3 1900 -607 5,4 Zbc2озз Zbc2дв 2000 2000 1,5 1900 1900 15,3 Zbc2 поврежденной фазы А на обеих лиZbc1 Zbc1озз Zbc1дв 2000 2000 2000 1900 1900 1900 ниях. Подобное резкое уменьшение Zca2озз Zca2дв 2000 2000 2000 1900 1900 1900 Zca2 сопротивления обусловлено глуZca1 Zca1озз Zca1дв 2000 140 13 1900 -4,2 -10 боким снижением напряжения поZab2 Zab2озз Zab2дв 14,3 5,4 2000 2000 1900 1900 врежденной фазы (до 58 В). Однако Za1озз Za1дв 2000 9,2 7,1 1900 -0,9 -1,8 Za1 сопротивление поврежденного конZbc2 Zbc2озз Zbc2дв 2000 1,5 15,3 2000 1900 1900 тура не пропорционально расстояZ озз 2000 1400 2000 -10 1900 19001900 1600 Zb1 Zca2 Zb1ca2 озз ZZca2 дв 2000 b1дв 2000 1900 -0,23 нию до места замыкания. Векторы сопротивлений фазных Za1 Za1озз Za1дв 2000 9,2 7,1 1900 -0,9 -1,8 контуров А1 и А2 переходят в III и II Zc1озз Zc1дв 2000 1800 11,2 1900 1200 14,4 Zc1 Zb1 Zb1озз Zb1дв 2000 1400 -10 1900 1600 -0,23 квадрант соответственно. Кроме того, немного уменьшаZZa2c1озз Z 2000 -19,4 11,2 -12,5 1900 19001200 19,214,4 13 Za2Zc1 озз Za2 дв 2000 1800 c1дв ются сопротивления фазных контуров неповрежденных фаз поврежденной Zb2озз Zb2дв 2000 4400 3,4 1900 850 2,2 Zb2 линии W1. Аналогичные сопротивления неповрежденной линии W2 увеличиваются, причем характер Zc2озз Zc2дв 2000 1400 -11,3 1900 4700 -14,6 Zc2 изменения разный: Z b2 – активный, Нагруз. режим

ОЗЗ ф. А линии W1

научно‑практическое издание

Замыкание на землю ф. А линии W1 и ф. В линии W2

33

Zb2

Zb2озз

Zb2дв

2000

4400

3,4

1900

850

2,2

Zc2

Zc2озз

Zc2дв

2000

1400

-11,3

1900

4700

-14,6

ОЗЗ

1000 0 -1000

Дв. зам., ОЗЗ

-1000

а рис. 5-6 представлены изменения сопротивлений ИОС фазных Za1, Za2, Zb1, Zb2, Zc1, Zc2

Za2 Zb2 Zc2

ОЗЗ

0

1000

2000

3000

4000

R ф-з, Ом

5000

б

НАУКА защита фазных контуров Zab1, Zab2, Zbc1Релейная , Zbc2, Zca1, Zca2 соответственно Рис. в 5. нагрузочном и Изменение сопротивлений междуфазных (а) и фазных (б) контуров в нагрузочном и аварийном

м режимах (однофазное и двойное замыкание на землю).

(однофазное и двойное замыкание) режимах

Х ф-ф , Ом

Х

2500

II

2000

I

Zab1 Zbc1 Zca1 Zab2 Zbc2 Zca2

0 -500

III

Дв. зам.

III

IV

ОЗЗ ОЗЗ

-1000 -500

0

500

1000

1500

2500

а а)

Х ф-з, Ом 4000 3000

ОЗЗ

2000 0 -1000

Za1 Zb1 Zc1 Za2 Zb2 Zc2

нагр. режим ОЗЗ

1000

ОЗЗ Дв. зам., ОЗЗ

-1000

0

1000

2000

Zca1

5

Zab2

0

Zbc2

-5

IV

-15 0

5

3000

4000

R ф-з, Ом

5000

15 10 5 0 -5 -10 -15 -20

10

а)

Х ф-з , Ом 20 II

ОЗЗ

5000

Zab1

10

-10

R ф-ф , Ом 2000

I

15

1500 500

, Ом

20

нагр. режим, ОЗЗ

1000

ф-ф

15

ф-ф

, Ом

а

I

IV

III -20

R 20

-10

0

10

Za1 Zb1 Zc1 Za2 Zb2 Zc2

R ф-з , Ом

20

б) б) б б Рис. 5. Изменение сопротивлений междуфазных (а) и фазных (б) Рис. 6. Сопротивления междуфазных (а) и фазных (б) контуров с. 5. Изменение сопротивлений междуфазных (а) и фазных (б) контуров в нагрузочном и аварийном Рис. 6. при Сопротивления междуфазных и фазных (б) контуров при двойном замыкании на землю контуров в нагрузочном и аварийном (однофазное и двойное двойном замыкании на(а) землю замыкание) режимах (однофазное и двойное замыкание) режимах

В нагрузочном режиме сопротивление расчетных контуров соответствует сопроти

Z с2 Х ф-ф ,–Омреактивный. Векторы сопро-

тивлений контуров В1, С1, В2, С2 20 остаются в I квадранте.

15 Таким образом, возникновение 10 ОЗЗ сопровождается изменением расчетных контуров на всех присое5 динениях, анализ которых позволя0 ет определить поврежденную фазу и-5поврежденную линию.

-10 При возникновении замыкания на землю во второй точке сети (ф.

-15 В, линия W2) сопротивления между-15 0 5 10 фазных контуров, не связанных с поврежденными фазами поврежденных линий, остаются неизменными. В данном случае это контуры Z bc1 и Z ca2 . Данный факт может служить критерием определения поврежденных фаз при двойном замыкании на землю на отходящих линиях. Сопротивления остальных междуфазных контуров резко уменьшаются, причем контуры Z ab1, Z ab2 принимают равные значения Z ab1 = Z ab2 = 14,3 + j5,4 Ом (I квадрант), 34

03 /Сентябрь 2014

нагрузки. Как видно из результатов замевектор сопротивления контура СА1 (табл.

2, рис. 7), между переходит в IV квадрант Как видно иизстановится табл. 1 и рис.ра 5-6,сопротивлений при возникновении ОЗЗ сопротивления равнымI Z ca1 = 13 – j10 Ом. Сопротив- индуктивные сопротивления поконтуров, не связанных с поврежденной фазой, остаются неизменными. Т.е. на линии с замы ление контура Zab1 ВС2 уменьшается до врежденных фаз Z a , Z b принимают землю можно определить поврежденную фазу.пропорциональные В представленном случае изменяются к Z bc2 = 1,5 на значения, расстоя+ j15,3 Ом (I квадрант).

Zca1 Z , Z , сопротивления остальных анализируемых междуфазных контуров не изменяются. Замыкание ab1 ca1 на землю во второй Zab2 точке сети приводит к уменьшению образом,Zbc2 при возникновении замыканий на землю на разных линиях электропередачи неизм сопротивлений фазных контуров. Од- Табл. 2. Сопротивления измерительных контуров остается тот контур, который не связан с поврежденной фазой линии. нако характер изменения сопротив- от двойных замыканий на землю при двойном ОЗЗ сопротивления расчетных фазных контуров ведут себя по-р лений разный: При Z a1 возникновении – IV квадрант, Z b1, замыкании на землю разных линий , Оманализируемых фазных контуров резко уменьшаются контура поврежденной фа R ф-фвсех IVквадрант, Среди Z c2 – III Z b2 , Z c1 – I квадрант, Z a2 – II квадрант. обоих линиях. Подобное резкое уменьшение сопротивления 20 R X обусловлено глубоким сни Таким образом, ни одно раснапряжения поврежденной фазы (до 58 В). Однако, сопротивление поврежденного конт четное сопротивление фазных и Za1dv 10,6 0,77 4º пропорционально расстоянию до места замыкания. междуфазных контуров не пропорВектора сопротивлений контуров А1 и А2 переходят в III и II кв ционально расстоянию до мест за-фазных -3,7 -4,6 231º Zb1dv мыканийсоответственно. как при ОЗЗ, так и при двойных замыканиях на землю.

-2,2 10,7 102º неповрежденн Zc1dv сопротивления Кроме того, немного уменьшаются фазных контуров Проанализируем поведение поврежденной линии W1. Аналогичные сопротивления неповрежденной линии W2 увеличи сопротивлений контуров, реагиру-10,6 -0,77 184º Za2dv причем характер изменения разный: Zb2 – активный, Zс2 – реактивный. Вектора сопроти ющих на двойные замыкания на земконтуров В1, С1, В2, С2 остаются в I квадранте. лю, по формулам (7-8). Результаты 3,7 4,6 51º Zb2dv замеров сопротивлений при двойТаким образом, возникновение ОЗЗ сопровождается изменением расчетных конту ном замыкании на землю приведе2,2 -10,7 282º фазу и повреж c2dv всех присоединениях, анализ которых Zпозволяет определить поврежденную ны в табл. 2 и на рис. 7. линию.

При возникновении замыкания на землю во второй точке сети (ф. В, лини

сопротивления междуфазных контуров, не связанных с поврежденными фазами повреж

линий, остаются неизменными. В данном случае, это контуры Zbc1 и Zca2. Данный факт

НАУКА

Zc1dv

-2,2

10,7

102º

Za2dv

-10,6

-0,77

184º

Zb2dv

3,7

4,6

51º

c2dv

2,2

-10,7

282º

Релейная защита Z Xф.дв., Ом 15

Мустафин Рамиль Гамилович Дата рождения: 01.08.1957 г. В 1995 году защитил кандидатскую диссертацию на тему «Экспериментальное исследование ядерного магнитного резонанса фтора в сверхпроводниках с электронным типом

II

Za1dv

I

10

Zb1dv

5

Zc1dv Za2dv

0

Zb2dv

-5

Zc2dv

-10 -15

III

IV -10

-5

0

5

10

15 Rф.дв., Ом

проводимости Re2 CuO4-x Fx (Re=Pr, Nd)» по специальности 01.04.11 «Физика магнитных явлений». Кандидат физико-математических наук, доцент кафедры «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем» ФГБОУ ВПО КГЭУ.

Рис. 7. Сопротивление контуров, реагирующих на двойные замыкания на землю,

Рис. 7. Сопротивление контуров, реагирующих на двойные замыкания на землю, при двойном замыкании на землю линий W1 (ф. А) и W2 (ф. В) при двойном замыкании на землю линий W1 (ф. А) и W2 (ф. В)

ниям до мест замыканий (Х0л1уд/3 + 2Х1л1уд/3 = 0,77): l1к = Х а1dv/(Х0л1уд /3 + 2Х1л1уд /3) = 0,77/0,77 = 1 км, l2к = Хb2dv/(Х0л1уд/3 + 2Х1л1уд/3) = 4,6/0,77 = 6 км. Значения векторов сопротивлений Za1dv = (10,6 + j0,77) Ом, Zb2dv = (3,7 + j4,6) Ом располагаются в I квадранте, Z с1dv = (–2,2 + j10,7) Ом во II, а векторы Z a2dv, Z b1dv и Z c2dv являются зеркальными отображениями контуров Z a1dv, Z b2dv и Z c1dv: Z с2dv = (2,2 – j10,7) Ом – IV квадрант, Za2dv = (–10,6 – j0,77) Ом, Zb1dv = (–3,7 – j4,6) Ом – III. Таким образом, индуктивные сопротивления контуров поврежденных фаз, замеренных ФОС при двойных замыканиях на землю, пропорциональны расстояниям до каждого из мест повреждений, а векторы поврежденных контуров располагаются в первом квадранте комплексной плоскости.

Вывод В работе предложен способ, позволяющий с высокой точностью определять расстояния до мест двойных замыканий на землю на разных линиях электропередачи при помощи установки ФОС, включенных на фазное напряжение и ток нулевой последовательности поврежденных линий. Наставником и идейным вдохновителем на начальном этапе работы был доктор технических наук, профессор Рижского технического университета Владимир Георгиевич Гарке.

научно‑практическое издание

Литература 1. Басс Э.И., Дорогунцев В.Г. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие / Под ред. А.Ф. Дьякова. – 2-е изд., стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 296 с.

2. Манилов А.М., Барна А. ОЗЗ в сетях 6-35 кВ в сетях с комбинированным заземлением нейтрали / «Новости ЭлектроТехники», – №6(78), – 2012. Электронный доступ: http://www.news.elteh.ru/arh/2012/78/06.php.

3. Авторское свидетельство СССР №1569752. Способ определения расстояния до места двухфазного короткого замыкания / Э.П. Ванзович, А.-С.С. Саухатас, В.Г. Гловацкий, А.П. Кузнецов / заяв. 26.04.1988, опубл. 07.06.1990, Бюл. №21 – 4 с.

4. Авторское свидетельство СССР №1569753. Способ определения расстояния до мест двойных замыканий на землю / Э.П. Ванзович, А.-С.С. Саухатас, В.Г. Гловацкий / заяв. 16.05.1988, опубл. 07.06.1990, Бюл. №21 – 5 с.

5. Гловацкий В.Г., Халидов А.Г. Определение расстояния до мест двойных замыканий на землю в электрических сетях 35 кВ. – Энергетик, – 1985, – №9. – С. 31.

6. Айзенфельд А.И., Аронсон В.Н., Гловацкий В.Г. Фиксирующие индикаторы тока и напряжения ЛИФП-А, ЛИФП-В, ФПТ и ФПН. – Москва, 1989 г. Электронный доступ: http:// forca.ru/knigi/arhivy/fiksiruyuschie-indikatory-lifp-a-lifp-vfpt-i-fpn.html.

7. Индикатор микропроцессорный фиксирующий ИМФ-1Р. Руководство по эксплуатации, паспорт. БПВА.656122.009 РЭ. – 46 с.

8. Хакимзянов Э.Ф., Исаков Р.Г. Поведение измерительных органов сопротивления при двойных замыканиях на землю в распределительных сетях 6-35 кВ. – Релейная защита и автоматизация, – 2014. – №1 (14). – С. 18-21.

9. ООО «НТЦ «Механотроника», программное обеспечение FastView 4.2, электронный доступ: http://www.mtrele. ru/ 10. Костров М.Ф., Соловьев И.И., Федосеев А.М. Основы техники релейной защиты. / Под общ. ред. А.М. Федосеева. / Гос. энерг. изд-во, 1944 г. – 437 с.

35

НАУКА Авторы: к.т.н. Малый А.П., к.т.н. Дони Н.А., к.т.н. Шурупов А.А., ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

Релейная защита

РасчЕт уставки блокировки дистанционной защиты при качаниях по скорости изменения сопротивления

УДК 621.316.925

Calculation of power swing blocking setting based on impedance rate-of-change for distance protection function Аннотация: рассмотрена структура блокировки дистанционной защиты при качаниях по скорости изменения сопротивления, характеристики её измерительного органа, и выведена формула для практического расчёта его уставки по времени. Ключевые слова: дистанционная защита, блокировка при качаниях, расчёт уставки.

Annotation: The article discusses the algorithm of power swing blocking based on impedance rate-of-change used for distance protection. The shape of the measuring function characteristic with the practical formula for characteristic time setting are also presented.

Keywords: distance protection, power swing blocking, setting calculation.

В статье приводится вывод формулы для практического расчёта уставки блокировки дистанционной защиты (ДЗ) при качаниях по скорости изменения сопротивления (∆Z/∆t) на входе защиты (далее в тексте обозначенной БК). В формуле используются только параметры эквивалентной схемы сети и характеристики реле сопротивления. Блокировка при качаниях различает короткие замыкания (КЗ) от качаний и асинхронного режима по скорости изменения сопротивления Z на входе защиты. Функциональная схема БК содержит (рис. 1): измерительный орган (ИО) блокировки – ИО dZ/dt, реле тока обратной последовательности РТ I 2 БКz, две выдержки времени DT1, DT2 и триггер TG. Измерение скорости изменения сопротивления Z основано на сравнении времени прохождения годографом Z области между внешней и внутренней характеристиками срабатывания ИО dZ/dt с заданным значением времени DT1 – искомой уставкой. При возникновении КЗ годограф Z скачкообразно переходит из области нагрузки в

область внутренней характеристики срабатывания измерительного органа БК. В случае возникновения синхронных качаний или в асинхронном режиме годограф Z заходит во внутреннюю область срабатывания с меньшей скоростью, и БК выдаёт запрет на срабатывание быстродействующих ступеней ДЗ. В качестве внутренней характеристики срабатывания ИО dZ/dt в устройствах дистанционных защит производства НПП «ЭКРА» выбирается ненаправленная характеристика реле сопротивления (РС) третьей ступени ДЗ от междуфазных КЗ (или второй ступени, если третья ступень в защите не используется). Внешняя характеристика срабатывания ИО dZ/dt отстоит от внутренней характеристики на ∆R по оси R и ∆X по оси Х (∆RУСТ и ∆X УСТ), которые равны 1 Ом для номинального тока I НОМ , равного 5 А, и 5 Ом для I НОМ , равного 1 А. Симметричность изменения Z по всем трём фазам контролируется с помощью трёх междуфазных реле сопротивления в составе ИО dZ/dt, выходы которых объединены логической схемой «И». Благодаря этому бло-

РТ I2 БКz

Малый

1

Альберт Петрович В 1958 г. окончил МЭИ, кандидат технических наук (НПИ, 1988 г.), старший

ИО dZ/dt

DT1

DT2

научный сотрудник. Ведущий инженер ООО НПП «ЭКРА».

36

03 /Сентябрь 2014

Рис. 1. Функциональная схема БК по скорости изменения сопротивления

R TG Y1 S

Y2

Выход БКz

НАУКА

Релейная защита E2

Z

E2

DU2С

Z2С

DU S2

S2

XУСТ

DU L

L

A

d/2 d

а)

1 jС

DU1С=DUS1 E1

d1

I

РС U S1

d1/2

A

U

0

0 -Z1С

j1 RУСТ DR RУСТ+DR R

E1

б)

в)

Рис. 2. Эквивалентная схема сети (а), диаграмма токов и напряжений (б) и характеристики РС БК (в)

кировка ДЗ осуществляется только в симметричных режимах, к которым относятся качания и асинхронный режим. В соответствии с функциональной схемой (рис. 1), блокировка при качаниях работает следующим образом. Сигнал логическая единица «1» на выходе ИО dZ/dt устанавливается при нахождении сопротивления Z в промежутке между внешней и внутренней характеристиками, в остальной части плоскости Z этот сигнал равен «0». В рабочем режиме нагрузки сопротивление Z находится снаружи внешней характеристики, и на выходах ИО dZ/dt, выдержек времени DT1, DT2, а также на входе S триггера TG сигналы равны «0». На инверсном выходе триггера TG – (на «Выходе БКz») при этом устанавливается сигнал «1», разрешающий действие ДЗ (блокирование отсутствует). При коротком замыкании сопротивление Z за время, меньшее DT1, переходит из области вне внешней характеристики ИО dZ/dt внутрь внутренней характеристики, сигнал

на выходе DT1 не успевает измениться, и БК по-прежнему разрешает действие ДЗ. В режиме качаний и в асинхронном режиме годограф Z попадает в область между внешней и внутренней характеристиками и продолжает находиться там и по истечении выдержки времени DT1. Сигнал «1» на выходе DT1 устанавливает на выходе «Y2» триггера TG сигнал «0», блокирующий срабатывание ДЗ. Через выдержку времени DT2 триггер возвращается в исходное состояние, и блокировка снимается. В случае возникновения несимметричного КЗ на фоне качаний срабатывает реле тока обратной последовательности «РТ I2 БКz», реагирующее на отношение модулей токов обратной и прямой последовательности, и триггер TG также возвращается в исходное состояние. Выдержка времени DT1 является искомой уставкой БК по скорости изменения сопротивления. Рассмотрим эквивалентную схему сети на рис. 2, а, которая состоит из системы S1 с эквивалентной э.д.с.

научно‑практическое издание

Е1 и сопротивлением Z1С (предвключённая часть общей системы) и расположенных в прямом направлении (относительно места установки защиты) линии L и системы S2 с э.д.с. Е2 и сопротивлением Z 2С, включающим сопротивление линии и системы S1. Дистанционная защита установлена в начале линии L со стороны системы. На диаграмме токов и напряжений (рис. 2,б) ток I и напряжение U в месте установки защиты изображены в произвольный момент времени, когда угол между Е1 и Е2 равен δ. Значение тока I принято действительным (не комплексным). В этом случае комплексные сопротивления Z сохраняют те же углы по отношению к действительной оси R комплексной плоскости сопротивлений, что и э.д.с. и напряжения по отношению к току I (рис. 2, б и 2, в). Во время прохождения годографа сопротивления Z через малый промежуток ∆Z скорость V перемещения годографа при качаниях можно считать постоянной. Промежуток ∆Z, а значит, и время прохождения этого промежутка наименьшее при равенстве модулей э.д.с. Е1 и Е 2 , что и тре37

НАУКА

Релейная защита

X Z2C X УСТ+DX асинхронный режим

XУСТ

Xa

XS

d1/2 d1 p/2-jС

X1 0

ZS

A

jС Ra

DZ 3 2

RУСТ

Z

1

3

j1 R1 DR

R

j1

DZ p/2-jС

2

DR

1

-Z1C RS

Рис. 3. Характеристики РС для БК по скорости изменения сопротивления

буется в расчётном случае. Годограф Z перемещается вдоль прямой 1-А (рис. 3) через точку 1 входа во внешнюю характеристику ИО dZ/dt и точку А – среднюю точку (электрический центр энергосистемы) суммарного сопротивления Z Σ [1]. Блокировка ДЗ при качаниях по скорости изменения сопротивления на входе ДЗ использовалась ещё в электромеханических устройствах защиты [2]. Наиболее подробно выбор уставки БК по скорости изменения сопротивления рассмотрен в [3]. Согласно [3], годограф сопротивления на входе защиты при качаниях и в асинхронном режиме описывается уравнением: Z=Z а+j*(ZΣ /2)*ctg(δ/2)/2,

(1)

где Zа = (Z1С–Z2С)/2 – сопротивление от места установки защиты до точки А – электрического центра энергосистемы (рис. 3); Z Σ = (Z1С+Z2С) – суммарное сопротивление энергосистем S1 и S2; δ1 = (∆ω)*t – угол между эквивалентными э.д.с. при входе годографа Z во внешнюю характеристику ИО dZ/dt; ∆ω =2*π*(∆f) – угловая скорость расхождения эквивалентных э.д.с. (скольжение) во время качаний или при асинхронном режиме (частоту скольжения (∆f) при прохождении короткого участка характеристики ИО dZ/dt можно 38

03 /Сентябрь 2014

принять постоянной). Скорость V изменения сопротивления Z при этом определяется формулой [3]: V=dZ/dt = π*ZΣ*(∆f) /(2*sin2(δ1/2)). (2) Формула (2) показывает, что скорость изменения сопротивления Z, даже при постоянной частоте скольжения ∆f, меняется от максимальной при угле δ, близком к нулю (при больших Z), до минимальной при угле δ, равном π, – при пересечении линии ZΣ. Если известны полное сопротивление ZΣ системы в расчётном режиме и угол δ1 при вхождении годографа Z во внешнюю характеристику ИО dZ/dt, из (2) можно определить предельное минимальное время T прохождения участка между внешней и внутренней характеристиками ИО dZ/dt (равное уставке БК) при скольжении с максимальной частотой ∆fmax [3]: T=(∆Z)/Vmax=2*(∆Z)*sin2(δ1/2)/(πZΣ*∆f max),(3) где ∆Z – длина (сопротивление) промежутка между внешней и внутренней характеристиками ИО dZ/dt при изменении Z вдоль годографа. В формуле (3) использованы действительные (не комплексные) значения ∆Z и V, так как скорость изменения сопротивления по прямой вдоль годографа коллинеарна с годографом.

Формула (3) весьма наглядна. В то же время она неудобна для расчёта уставки БК по скорости изменения сопротивления, так как для этого надо сначала произвести расчёт режима и найти угол δ1, хотя на самом деле, как будет показано ниже, уставку можно рассчитать и без последнего. Кроме того, в формуле (3) остаётся неопределённым расчётное значение сопротивления системы Z Σ , а от него зависит угол δ1, и не определено влияние уставки РС БК по оси R (RУСТ) на уставку Т блокировки при качаниях по скорости изменения сопротивления. Угол δ1 может быть выражен через абсциссу R a средней точки системы и абсциссу R1 точки 1 пересечения траектории Z при качаниях с внешней характеристикой ИО dZ/dt блокировки [3]: sin2(δ1/2)=

/(4*(Ra–R1)2+

).

(4)

Найдём ∆Z, решая треугольник 1-2-3 (рис. 3), по стороне ∆R и двум углам φ1 и (π/2–φС): ∆Z=(∆R)*sinφ1/cos(φ1 –φс).

(5)

С учётом (4) и (5) уравнение (3) примет вид: Т=∆Z/Vmax=2*(∆R)* *sinφ1/(π*ZΣ*cos(φ1– –φC)*(∆fmax)*(4*(Ra–R1)2+ )), а с учётом того, что ZΣ= X Σ/sinφС, уравнение для Т имеет вид: Т=2*(∆R)*X Σ* sinφ1*sinφС/(π*X Σ*cos(φ1– –φC)*(∆fmax)*(4*(Ra–R1)2+ ))= =2*(∆R)*X Σ/(π *(1+ctgφ1*ctgφС)* *(∆f max)*(4(Ra–R1)2+ )), (6) где Z Σ = √((R 2С+R1С)2+(X 2С+X1С)2) – модуль суммарного сопротивления системы Z Σ; φ1 – угол наклона правой части внешней ненаправленной характеристики РС БК; φС=arctg((X 2С+X1С)/(R 2С+R1С)) – аргумент суммарного сопротивления системы |Z Σ|; ∆f max = 1 /ТРАСЧ МИН – максимальная частота скольжения при качаниях; R a=(R 2С –R1С)/2 – абсцисса средней точки А системы;

НАУКА

Релейная защита

X

Однострочная формула (8) может быть записана в виде выражения с горизонтальной дробной чертой:

Z2C

асинхронный режим

Xa

Дони Николай Анатольевич

A

jС

X1

Окончил НПИ в 1969 году.

0

В 1981 году во ВНИИЭ защитил кандидатскую дис-

ZS

Ra

1

jС RУСТ

Z

. (8')

j1

R1 DR

R

-Z1C

сертацию «Исследование и разработка высокочастотной защиты линий сверхвысокого напряжения». Имеет более 120 научных публикаций в области релейной защиты, микропроцессорной техники и

Рис. 4 . К расчёту R1

цифровой обработки сигналов электроэнергетических систем. Директор по науке - заведующий отделом перспективных разработок.

R1 – абсцисса точки 1 пересечения траектории Z с внешней характеристикой ИО dZ/dt при качаниях (рис. 4); X Σ =X 2С+X1С – проекция суммарного сопротивления системы Z Σ на ось Х. Координаты точки 1 однозначно определяются координатами точки А, уставкой RУСТ реле сопротивления БК и углами наклона Z Σ и правой границы характеристики РС БК. Далее, для нахождения R1, решим систему уравнений:

Единица изм.

Значение

X1С

Ом

5

X 2С

Ом

10

R1С

Ом

1

R 2С

Ом

4

∆f max

Гц

2

R1=(Xa+Ra*ctgφC+(RУСТ+∆R)*tgφ1)/(tgφ1+ctgφC),(7)

∆R

Ом

1

где Хa=(X 2С –X1С)/2 – ордината средней точки А системы; Ra=(R 2С – R1С)/2 – абсцисса средней точки А системы; φС=arctg((X 2С+X1С)/(R 2С+R1С)) – аргумент суммарного сопротивления системы ZΣ; RУСТ и ∆R – уставки РС БК. Подставляя (7) в (6), получим общую формулу для расчёта уставки DT1 блокировки при качаниях дистанционной защиты по скорости изменения сопротивления на входе защиты:

RУСТ

Ом

8

φ1

радиан

π/4

X1=(R1 – RУСТ – ∆R)*tgφ1 X1= Xa – (R1 –Ra)*ctgφC,

Алексей Александрович В 1973 г. окончил НПИ, (НПИ, 1981 г.), старший научный сотрудник. Заведующий отделом защит подстанционного оборудования ООО НПП «ЭКРА».

Табл. 1. Расчётные параметры

Параметр

Шурупов

кандидат технических наук

Формула (8) менее наглядна, чем формула (3), но она позволяет автоматизировать вычисления, анализировать результаты и оценивать влияние параметров РС БК и параметров системы на расчётную уставку БК по скорости изменения сопротивления. Формула (8) более удобна для использования в вычислительных программах, например, в EXCEL, а формула (8') – для единичных расчётов «вручную». Пример: при расчётных параметрах, заданных в табл. 1, расчётная уставка DT1 равна 8 мс.

откуда

Т=2*(∆R)*XΣ /(π*(∆f max)*(1+ctgφ1*ctgφС)*(4*(Ra – –(Xa+Ra*ctgφ C+(RУСТ+(∆R))*tgφ1)/ (tgφ1+ctgφ C))2+ )).

(8)

научно‑практическое издание

Заключение Уставка (DT1) БК по скорости изменения сопротивления может быть рассчитана по формуле (8) на основе параметров РС, используемых в БК, и данных об эквивалентной схеме сети. Литература 1. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 520 с.

2. Атабеков Г.И. Дистанционный принцип защиты дальних электропередач. – Ереван: Изд. АН Армянской ССР, 1953. – 216 с.

3. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 548 с.

39

НАУКА

Автоматика УДК 621.311

Автор: к.т.н. Ефремов В.А.,

ОАПВ: Опыт разработки и применения

ООО «ИЦ «Бреслер»,

Single-phase auto-reclosing: Experience in developing and applying

г. Чебоксары, Россия.

Efremov V.A., PhD, LLC «RS «Bresler», Cheboksary, Russia.

Аннотация: рассмотрены проблемы создания устройства однофазного автоматического повторного включения и пути их решения.

Ключевые слова: однофазное автоматическое повторное включение, адаптивное ОАПВ, орган контроля дуги подпитки, токовый избиратель поврежденных фаз и вида повреждения.

Annotation: in this article problems in development of single-phase auto-recloser are shown and solutions are given.

Keywords: single-phase automatic reclosing, adaptive single-phase auto-reclosing, control of feeding arc, faulted phase and damage type selector.

Ефремов Валерий Александрович Кандидат технических наук, директор Центра применения продукции ООО «ИЦ «Бреслер». Доцент кафедры ТОЭ и РЗА Чувашского госуниверситета. Защитил в 1993 г. кандидатскую диссертацию на тему «Адаптивный дистанционный принцип и средства его реализации» в Санкт-Петербургском техническом университете.

40

03 /Сентябрь 2014

Эффект работы однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) не подвергается сомнению. Статистика сегодняшних дней [1] и советских времен [2] подтверждают данный тезис. ОАПВ является одним из способов повышения надежности электроснабжения потребителей и отлично вписывается в концепцию построения сетей «Smart Grid». Известно, что большинство повреждений на линиях электропередачи (ЛЭП) носит неустойчивый характер и может быть ликвидировано устройством ОАПВ. Создание микропроцессорного устройства (функции, модуля) ОАПВ и режимы, возникающие в цикле ОАПВ, ставят перед разработчиками множество проблем. В первую очередь следует отметить, что меняется сама идеология построения системы ОАПВ: вместо одного устройства ОАПВ, через которое происходило отключение и повторное включение поврежденной фазы (см., например, АПВ-500 или ПДЭ 2004.01), в микропроцессорном (МП) варианте используются несколько одинаковых функций ОАПВ в различных устройствах линейных защит и в автоматике управления выключателем, тем самым повышается не только надежность функционирования системы защит, но и возникают к такому построению ОАПВ дополнительные требования по селективности действия защит и необходимость передачи информации между всеми функциями (модулями) ОАПВ. Анализ многообразия задач, решаемых при создании устройства ОАПВ, выделяет несколько наиболее значимых, таких как: • задача пуска и фиксации ОАПВ; • задача выявления поврежденных фаз и вида повреждения; • защита неповрежденных фаз в цикле ОАПВ; • определение момента повторного включения по расчетной или адаптивной паузе; • выявление успешности включения;

• проблема быстродействия при неуспешном включении; • проблема возможных перенапряжений на линии при отключении линии тремя фазами в режимах запрета ОАПВ, непогасании дуги подпитки, неуспешном ОАПВ и др. Решение перечисленных задач в устройствах микропроцессорного ОАПВ можно выполнить двояко – традиционно, когда в качестве информационной базы применены токи и напряжения. Такой подход в микропроцессорном ОАПВ оптимален еще и тем, что он позволяет выполнить ряд дополнительных функций, связанных с применением адаптивного ОАПВ, т.е. такого ОАПВ, длительность паузы ОАПВ которого зависит от текущего состояния линии. Другой подход заключается в том, что МП ОАПВ позволяет обойтись без цепей напряжения, при этом выполняя полный цикл ОАПВ с расчетной паузой. Указанные два подхода реализованы в концепции построения ОАПВ, принятой в ООО «ИЦ «Бреслер». В первом случае предполагается использование всей доступной информационной базы, включающей токи и напряжения текущего и предшествующего режимов. Второй случай возможен при потере цепей напряжения в устройстве. Однако в таком режиме устройство остается полностью работоспособным. В нем блокируются только измерительные органы (ИО), в алгоритм действия которых входят цепи напряжения, а функция ОАПВ способна выполнить полный цикл «Отключение – ОАПВ – отключение при неуспешном ОАПВ». Дальнейшее дано в соответствии с указанной концепцией. Задача пуска и фиксации ОАПВ. До эры МПзащит в качестве пускового органа использовалось комбинированное реле тока и напряжения нулевой последовательности (см., например, ПДЭ-2004). Очевидно, что эти два реле дополняли друг друга для режимов с мощной системой «за спиной» и повреждениях через большие пере-

НАУКА

Автоматика

ходные сопротивления при недостаточной чувствительности соответственно напряженческих и токовых ИО. Сегодня известны решения ОАПВ для случаев междуфазных повреждений [3], когда комбинированное реле нулевой последовательности не может срабатывать. Эффективным пусковым органом для защит при несимметричных повреждениях является универсальный токовый орган, реагирующий на сумму модулей токов обратной и нулевой последовательности Такие ИО показали высокую надежность в эксплуатации и полностью вписываются в принятую концепцию построения ОАПВ. Аналогичные органы применены во многих защитах «ИЦ «Бреслер», в т.ч. и в МП ДФЗ на ЛЭП-500 при замене ДФЗ503, когда наблюдается недостаточная чувствительность токовых пусковых/отключающих ИО, реагирующих на составляющие обратной последовательности. Следует отметить, что параметр срабатывания (уставка защиты) данного комбинированного ИО отстраивается от небалансов и в заводских бланках уставок для защит с абсолютной селективностью и ОАПВ назначено без предложения его пересчета. Задача выявления поврежденных фаз и вида повреждения. Классическое ОАПВ предполагает наличие в своем составе дистанционных избирательных органов (ДИО), построенных на реле сопротивления со сложными круговыми для электромеханических или микроэлектронных ОАПВ или многоугольными характеристиками для МП ОАПВ. Известны сложности расчета уставок ДИО, ограничения по чувствительности, наличие «мертвых зон», проблемы с направленностью при близких повреждениях и др. В то же время еще на заре создания микроэлектронных ОАПВ были попытки использования в качестве избирателей токовые ИО симметричных составляющих – фильтровые избирательные органы (ФИО). Такие работы были проведены во ВНИИЭ Стрелковым В.М., Фокиным Г.Г., Якубсоном Г.Г. Анализируя устройства выбора поврежденных фаз и вида повреждения, в основу которых положены фазо-

вые соотношения между симметричными составляющими, следует сказать, что они не всегда могут быть отстроены от нагрузочного и некоторых аномальных режимов, но в них заложена принципиальная возможность обеспечения большей чувствительности к переходным сопротивлениям по сравнению с ДИО. Устройства определения поврежденной фазы на базе ФИО в основном нацелены на определение поврежденной фазы при K(1). При возникновении качаний (асинхронного хода) селективность указанных способов резко снижается, что явилось причиной отказа от их практического применения. Возрождение токовых избирателей стало возможно в эпоху применения МП-защит, которые с точки зрения алгоритмов позволили применить информацию о предшествующем режиме и получить тем самым чисто аварийные составляющие на значительном (до 40 мс и более) промежутке времени. Вот уже более 10 лет «ИЦ «Бреслер» предлагает избиратели, которые построены только на токовом принципе. Замечательной особенностью таких избирателей является то, что они не требуют расчета параметров срабатывания. Их чувствительность ограничена только небалансами измерительных трансформаторов тока, которые обычно не превышают 5% номинального тока. В качестве основного информационного параметра токовых избирателей поврежденных фаз и вида повреждения (ИПФ) выступают аварийные составляющие фазных токов и их аварийных симметричных составляющих, которые получены как разность между величинами текущего и предшествующего режимов: ;

где

Алгоритмы с применением аварийных составляющих можно строить как с использованием абсолютных значений аварийных токов, так и с использованием угловых соотношений между безнулевыми (центрированными) аварийными составляющими и током I0 [5] (рис. 1). Определение уставки для всех видов повреждений можно выполнить по условию , где k у – расчетная величина, зависящая от типа линии, вида повреждения, величины переходного сопротивления Rf и других параметров. Приближенно

.

Часто аварийные составляющие называются чисто аварийным (коммутационным) током или напряжением, или величинами по приращению.

научно‑практическое издание

Рис. 1. ИПФ на базе аварийных составляющих

где Z1, Z0 – модули сопротивлений прямой и нулевой последовательности эквивалентных систем, ZC2 – сопротивле41

НАУКА

Автоматика

ние прямой последовательности дальней от места установки защиты эквивалентной системы, KЗ =1.1 – 1.3 – коэффициент запаса. В общем случае для линии 220-500 кВ k у = 0.625 является константой для защиты на рис. 1 и не подлежит изменению и расчету. Основной недостаток ИПФ на основе аварийных составляющих заключается в их зависимости от применяемого порядка фильтра аварийных составляющих (ФАС) [6]. При первом включении (или ОЛ) и ТАПВ, когда токи предшествующего режима нулевые, ФАС в течение времени, определяемого порядком фильтра (обычно 10 мс для ФАС 1-го порядка и 30 мс для ФАС 3-го порядка), сравнивает текущие значения токов с нулевыми значениями и выдает в этом переходном режиме текущие значения величин как аварийные. Такая особенность алгоритма ФАС предопределяет его блокировку на время собственного переходного процесса при первом опробовании линии напряжением или ТАПВ. Следует заметить, что в указанных режимах ОЛ и ТАПВ, когда возможна блокировка ИПФ по аварийным составляющим, производится всегда отключение линии тремя фазами, а результаты работы избирателя могут быть использованы только для анализа неуспешного включения. Для защиты неповрежденных фаз в цикле ОАПВ должны быть предусмотрены основная и резервная защиты. Первая из них строится на основе защиты с абсолютной селективностью линии или с ускорением второй ступени дистанционной защиты от всех видов повреждения, которая должна быть отстроена от качаний (асинхронного режима) в цикле. В качестве резервной защиты в цикле ОАПВ обычно выступает токовая защита неповрежденных фаз (ТЗНФ), построенная по отношению токов, оставшихся в работе фаз [7]. Однако, как показано в [8], она обладает недостаточной чувствительностью и требует дополнительной отстройки от ложных срабатываний в неполнофазных режимах с малыми углами пере42

03 /Сентябрь 2014

дачи мощности. В устройствах ОАПВ «ИЦ «Бреслер» для резервной защиты неповрежденных фаз в неполнофазном режиме цикла ОАПВ предназначен комбинированный ИО приращения модуля вектора тока обратной и нулевой последовательностей [∆(I2+I 0)], который за счёт адаптивности в цикле отстроен от ложных срабатываний и обладает значительно лучшей чувствительностью по сравнению с алгоритмом, построенным по отношению токов оставшихся в работе фаз [8]. Кроме того, в устройстве ОАПВ «ИЦ «Бреслер» предусмотрена возможность реализации ТЗНФ с привлечением дифференциально-фазного принципа, что позволяет получить абсолютную селективность для таких защит в неполнофазном режиме. ТЗНФ вводится в работу в начале неполнофазного режима цикла ОАПВ. При срабатывании этого ИО происходит отключение трех фаз. Задача определения момента повторного включения. С началом применения микропроцессорных устройств ОАПВ в полной мере стала реальной идея повторного включения повреждающейся фазы не только по расчетной, но и адаптивной паузе [3]. Известно, что выдержка времени ОАПВ, определяющая длительность бестоковой паузы, выбирается по наихудшим условиям для погасания дуги подпитки и деионизации ее канала, и которая в большинстве случаев получается неоправданно завышенной, а успешное ОАПВ осуществляется значительно позже того момента, когда оно могло бы произойти. Контроль погасания дуги начинает выполняться по истечении определенной выдерж-

ки времени, отсчитываемой от начала фиксации цикла ОАПВ. Это время может определяться, например, временем готовности выключателя к повторному включению или временем отстройки от переходного процесса, связанным с горением дуги подпитки или условиями работы системы в неполнофазном режиме. В общем случае бестоковая пауза ОАПВ должна отвечать двум условиям: • условию восстановления электрической прочности канала дуги после обрыва тока короткого замыкания при работе выключателей линии (линия без реакторов). При этом задержка на повторное включение: • условию восстановления электрической прочности после гашения дуги подпитки на линиях с шунтирующими реакторами: . Такое ОАПВ носит название ОАПВ с расчетной паузой. Применяемая в настоящее время практика использования ОАПВ позволяет выполнять повторные включения линии на неустранившиеся или устойчивые повреждения, что утяжеляет условия работы силового и коммутационного оборудования, ухудшает динамические характеристики энергосистемы в аварийных режимах. Устранению этого недостатка способствует автоматический контроль состояния фазы, отключенной в цикле ОАПВ, позволяющий блокировать включение на неустранившееся повреждение, а также сократить до минимума паузу ОАПВ при самоликвидации повреждения. Такие функции выполняет орган контроля погасания дуги подпитки (ОКПД) [9], который позволяет реали-

Отслеживаемый режим – α

Альтернативный режим – β

а) б) Рис. 2. Перечень режимов для ОКПД а – отсутствие замыкания на отключенной с двух сторон фазе; б – наличие замыкания на отключенной с двух сторон фазе

ПРАКТИКА

Автоматика

зовать ОАПВ с адаптивной паузой. В этом случае на включаемом втором конце линии вводят в действие орган выявления успешности включения (ОВУВ) [4], который блокирует включение второго конца линии при неуспешном АПВ на первом конце, тем самым предотвращая повторное включение на устойчивое замыкание. Данные измерительные органы реализованы в функциях ОАПВ микропроцессорных защит «ИЦ «Бреслер» [10]. Рассмотрим методику расчета временных задержек адаптивного ОАПВ. К ОКПД предъявляют следующие требования: • орган должен надежно срабатывать, когда на отключенной в цикле ОАПВ фазе отсутствует короткое замыкание (рис. 2, а); •о рган не должен срабатывать, когда на отключенной в цикле ОАПВ фазе имеется короткое замыкание (рис. 2, б). Бестоковая пауза «адаптивного» повторного включения задается выражением

где tзад – задержка на ввод в работу «адаптивного» органа относительно момента отключения фазы линейных выключателей; tдуги – время горения дуги подпитки, определяемое ИО ОКПД; tдеиониз – время, задаваемое на деионизацию канала дуги подпитки для отстройки от возможного повторного пробоя дугового промежутка; tвкл – время включения

выключателя; tупр =0 ÷ 0,3 с – необходимая задержка для получения требуемой очередности повторного включения фаз выключателей по концам линии; tпред ≤2,5 ÷ 3,0 с – предельно допустимая по условиям устойчивости пауза ОАПВ, ограниченная сверху из соображения, что дуга, не погасшая за tпред, будет гореть устойчиво, и необходимо выполнить доотключение неповрежденных фаз. При выборе исходят из необходимости при мгновенном гашении дуги подпитки выждать до повторного включения, примерно чтобы успела восстановиться электрическая прочность канала дуги тока КЗ. Эта же задержка практически перекрывает возможное время затухания апериодической составляющей тока подпитки. Выводы 1. Предложена концепция выполнения устройства ОАПВ без привлечения цепей напряжения.

2. Разработанные алгоритмы избирателя поврежденных фаз и вида повреждения на базе аварийных величин обладают высокой чувствительностью к переходным сопротивлениям и не требуют расчета параметров срабатывания защиты.

3. Токовая защита неповрежденных фаз срабатывает селективно при повреждении фаз в цикле ОАПВ.

научно‑практическое издание

4. Адаптивное ОАПВ позволяет повысить динамическую устойчивость энергосистемы. Литература 1. Анализ работы устройств РЗА ЕНЭС в 2012году// Кузьмичев В.А., Сахаров С.Н.// – Сб. тез. докл. II международная научн.-практ. конф. «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем России». – Чебоксары: РИЦ «СРЗАУ», – 2013. – С. 56-57.

2. Беляков Н.Н., Рашкес В.С., Левинштейн М.Л., Хорошев М.И. Перспективы применения ОАПВ в электропередаче 1150 кВ. Сб. статей «Электропередачи 1150 кВ» в 2-х кн. Кн.1. М.: Энергоатомиздат, – 1992. С. 129-159.

3. Концепция построения дифференциально-фазной защиты ЛЭП./Григорьев О.Н., Ефремов В.А., Козлов В.Н., Лямец Ю.Я., Подшивалин Н.В., Нудельман Г.С. – Сб. тез. докл. XV научн.-техн. конф. «Релейная защита и автоматика энергосистем 2002».- М.: ЦДУ ЕЭС России. – 2002. – С. 91-93.

4. Стрелков В.М., Фокин Г.Г., Якубсон Г.Г. Основные принципы выполнения многофункционального устройства АПВ ВЛ 1150 кВ. В кн. «Перенапряжение, конструкции и радиопомехи в электропередачах 1150 кВ» Сб. научных трудов ВНИИЭ. М.: Энергоатомиздат, – 1984. С. – 61-66.

5. Ефремов В.А. Адаптивный дистанционный принцип и средства его реализации. Автореферат диссертации. //Чебоксары, – 1993 г. – 24 с.

6. А.С. Лямец Ю.Я., Ефремов В.А. Способ выделения аварийной слагаемой тока короткого замыкания. Патент 2058747 Россия БИ № 12, – 1996.

7. Коржецкая Т.А., Левиуш А.И. Некоторые принципы выполнения резервной защиты в цикле ОАПВ // Электричество. – 1978, – № 8. – С. 81-84.

8. Ефремов В.А., Романов Ю.В., Воронов П.В. Токовая защита неповрежденных фаз в цикле ОАПВ. // Электроэнергия. Производство и распределение. – 2013, – № 3 (18). – С. 104-106.

9. Хорошев М.И., Ковалев Б.И., Калиниченко А.Ф., Ильин В.А. Устройство для контроля за погасанием дуги подпитки на линиях электропередачи // Электромеханика. – 1985. – № 10. – С. 22-25.

10. Ефремов В.А. Защиты абсолютной селективности серии «Бреслер». Часть 2. Основная защита линий с ОАПВ // Энерго-Info. – 2008. – № 9. – С. 70-73.

43

НАУКА

Автоматика УДК 621.311.4 2

Автор: к.т.н. Илюшин П.В., ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС», г. Москва, Россия.

Ilyushin P.V., PhD, CJSC «Technical inspection UES» (Moscow, Russia) .

Annotation: The article analyses the integration of equipment overload control systems in energy distribution networks and the existing norms and regulations pertaining to such overload control systems for power transformers. The disadvantages of the most typical overload control algorithms are highlighted with evaluation of their reliability consequences for the customer. The analysis is made as to the technical characteristics of modern monitoring and diagnostic

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АЛГОРИТМА РАБОТЫ АВТОМАТИКИ ОГРАНИЧЕНИЯ ПЕРЕГРУЗКИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ИНТЕГРАЦИИ С СИСТЕМАМИ МОНИТОРИНГА И ДИАГНОСТИКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ IMPROVEMENT OF THE OVERLOAD CONTROL ALGORITHM DURING INTEGRATION INTO MONITORING AND DIAGNOSTIC SYSTEMS FOR POWER TRANSFORMERS Аннотация: проведен анализ существующего положения с внедрением автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) в распределительных сетях, а также действующих НТД и НПА применительно к средствам ограничения перегрузки силовых трансформаторов. Выявлены недостатки наиболее распространенных алгоритмов АОПО и оценено их влияние на возможность обеспечения надежного электроснабжения потребителей. Выполнен анализ технических характеристик современных систем мониторинга и диагностики силовых трансформаторов на предмет возможности оценки нагрузочной способности в режиме on-line. Обоснована целесообразность интеграции систем мониторинга и диагностики силовых трансформаторов в АОПО. Предложены пути совершенствования алгоритма АОПО силовых трансформаторов для повышения надежности электроснабжения потребителей.

Ключевые слова: автоматика ограничения перегрузки оборудования, система мониторинга и диагностики, нагрузочная способность силового трансформатора, надежность электроснабжения потребителей.

systems for power transformers and their function as online overload data evaluation.

The suggested conclusion is integration of monitoring and diagnostic systems for power transformers into overload control equipment.

The suggestions are made on improvement of overload control algorithm in power transformers for more reliable supply of energy customers.

Keywords: equipment overload control system, monitoring and diagnostic system, power transformer capacity, reliability of customer energy supply.

44

03 /Сентябрь 2014

Силовые трансформаторы являются важными технологическими элементами подстанций и играют важную роль в процессе передачи и преобразования электрической энергии, а также сохранения целостности электроэнергетической системы в целом. При этом все силовые трансформаторы имеют свой эксплуатационный ресурс и в случае его превышения, особенно под воздействием неблагоприятных условий, возможно возникновение тяжелых повреждений у силовых трансформаторов, что, в свою очередь, может привести к частичному или полному нарушению электроснабжения потребителей. Учитывая то, что более 50% от общего количества силовых трансформаторов 35-220 кВ, находящихся в эксплуатации в распределительном сетевом комплексе страны, отработало нормативные сроки, установленные заводами-изготовителями, в короткое время

осуществить их замену на новые в нынешних экономических условиях представляется невыполнимой задачей. С другой стороны, ресурс многих силовых трансформаторов (Т) и автотрансформаторов (АТ) не исчерпан полностью и срок их эксплуатации возможно продлить, сохраняя при этом требуемую эксплуатационную надежность, однако это возможно только при наличии достоверной информации об их техническом состоянии. Под контролем технического состояния (ТС) следует понимать проверку соответствия значений параметров оборудования требованиям технической документации и определение для этого оборудования на этой основе одного из возможных видов ТС в данный момент времени (например, исправное, работоспособное, неисправное и т.д.). Одним из наиболее эффективных путей проведения контроля ТС оборудования элек-

НАУКА

Автоматика

троэнергетических объектов является создание систем непрерывного контроля и диагностики состояния оборудования, включающих в себя мониторинг основных параметров при помощи сигналов от установленных датчиков. Обработка сигналов с использованием соответствующего программного обеспечения, позволяющего проводить также расчеты по заданным алгоритмам, позволяет расширить количество информативных параметров и обеспечивать не только контроль технического состояния всех подсистем, но и выявляя развивающиеся повреждения на ранней стадии прогнозировать их развитие с выдачей соответствующих рекомендаций эксплуатационному персоналу по дальнейшим действиям. У каждого трансформатора, находящегося в эксплуатации, происходит постепенное старение примененных при изготовлении материалов, в том числе и изоляционных. При неполной загрузке силового трансформатора скорость старения его изоляции незначительная. За счет этого допускается в отдельные периоды перегрузка трансформатора, которая не сокращает нормативный срок его работы. Допустимость и величину систематической перегрузки силового трансформатора в отдельное время суток за счет его недогрузки в другие часы определяют по диаграммам нагрузочной способности трансформатора и суточным графикам нагрузки. Допустимость аварийных (кратковременных или длительных) перегрузок Т (АТ) лимитируется не износом изоляции, а предельно допустимыми температурами обмоток, которые не должны превышать 140 °С [1]. В последние годы нагрузки в распределительных сетях мегаполисов и крупных городов постоянно растут, что обусловлено опережающим ростом электропотребления, связанным как с повышением энерговооруженности отдельных потребителей, так и с подключением новых потребителей к существующим электриче-

ским сетям. При этом возможности развития и реконструкции распределительных сетей ограничены техническими и финансовыми факторами, так как связаны со строительством новых подстанций и линий и реконструкцией существующих (увеличением трансформаторных мощностей, увеличением пропускной способности линий), а также трудностями выбора и согласования мест под строительство электросетевых объектов, ростом уровня токов короткого замыкания и т.д. Учитывая существующее положение следует отметить, что растет число трансформаторов, работающих в режиме систематической перегрузки, а расчетные величины аварийной перегрузки для ряда трансформаторов достигают 100% и более. Однако незначительное количество силовых трансформаторов в распределительных сетях оснащено локальными устройствами ПА – автоматикой ограничения перегрузки оборудования (АОПО) или автоматикой разгрузки трансформаторов (АРТ). Данная ситуация требует внимания и решения для обеспечения безаварийной эксплуатации трансформаторного оборудования и надежного электроснабжения потребителей в различных режимах работы сети. Анализ требований НТД и НПА по внедрению АОПО Для контроля за перегрузками силовых трансформаторов и принятием своевременных мер по их устранению в отдельных распределительных сетевых компаниях, по результатам расчетов электрических режимов, выявляются силовые трансформаторы с перегрузкой в аварийном режиме более 30% по номинальному току при напряжении на ответвлениях не выше 105% и реализовываются мероприятия по вводу в работу АОПО на таких трансформаторах. Внедрение АОПО позволило уменьшить возможные выходы из строя силовых трансформаторов, а также снять часть работы с оператив-

научно‑практическое издание

но-выездных бригад, на которые возложена обязанность проводить вручную разгрузку перегружаемых силовых трансформаторов на ПС 35-220 кВ без постоянного обсуживающего персонала, при отсутствии средств телемеханизации для управления присоединениями распределительных устройств 6-20 кВ. Данный подход обусловлен тем, что для Т (АТ) увеличение температуры ННТ на каждые 6 °С (в диапазоне от 80 до 140 °С) снижает срок службы изоляции обмоток примерно в 2 раза. Экономически обосновать допустимость аварийных перегрузок или систематических, но с превышением лимита по износу изоляции, не представляется возможным, так как происходит ускоренный износ изоляции обмоток и сокращается полный срок службы Т (АТ). Следует отметить, что износ изоляции за 3 дня работы Т (АТ) при температуре ННТ в 140 °С такой же, как и один год работы при t=98 °С или четыре года работы при t=80 °С [2]. В соответствии с ГОСТ Р 551052012 [3] АОПО предназначена для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки электрооборудования и ЛЭП, а в соответствии с «Методическими указаниями по выбору логики действия и уставок срабатывания автоматики ограничения перегрузки оборудования», разработанными ОАО «СО ЕЭС», для выбора уставок АОПО (АОПТ) собственником должна быть предоставлена в том числе информация по длительно допустимой токовой нагрузке (I длит. доп.) с учетом технического состояния оборудования. Кроме того, при выборе выдержек времени ступеней реализации УВ, таких как секционирование (деление) сети, отключение генераторов, отключение нагрузки (ОН) и отключение перегружающегося элемента, необходимо полностью использовать перегрузочную способность электросетевого оборудования. Учитывая, что состояние оборудования в процессе эксплуатации меняется, то и уставки ПА желатель45

НАУКА

Автоматика

но выбирать с учетом данного обстоятельства, но для реализации принципа адаптивности целесообразно осуществить интеграцию систем мониторинга и диагностики силовых трансформаторов с АОПО, что дополнительно позволит минимизировать объемы и время отключения потребителей электрической энергии. В соответствии с п. 40 раздела IV [4] при возникновении (угрозе возникновения) аварийной перегрузки и повреждения линий электропередачи или иного электротехнического оборудования в целях предотвращения нарушения устойчивой работы энергосистемы возможно проведение отключений линий электропередачи и трансформаторов, питающих энергопринимающие устройства потребителей, не включенных в графики аварийного ограничения, за исключением электроприемников аварийной брони электроснабжения потребителей. Однако у промышленных и непромышленных потребителей возникают обоснованные претензии к распределительным сетевым компаниям, отключающим электроустановки потребителей от устройств ПА при повреждениях отдельных элементов сети или при возникновении перегрузок отдельных трансформаторов и линий электропередачи, локальных снижениях напряжения в узлах нагрузки и т.п., при отсутствии признаков системной аварии. Сложившееся положение требует изменения подходов в выборе управляющих воздействий локальных устройств ПА. Анализ существующих алгоритмов АОПО Как известно, систематические перегрузки трансформаторов допускаются в зависимости от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузки в летнее время. Они не должны превышать 50% номинальной мощности, при этом систематические перегрузки, более чем 1,5 кратным номинальным током, могут быть 46

03 /Сентябрь 2014

допущены только по согласованию с заводом-изготовителем Т (АТ). Под систематической перегрузкой трансформатора понимают такой режим работы (совокупность условий), при котором в течение части времени нагрузка трансформатора превышает его номинальную мощность, а в остальное время рассматриваемого периода (суток, года) она меньше номинальной. При этом нагрузки таковы, что износ изоляции за рассматриваемый период не превышает номинального износа, соответствующего температуре обмотки 98 °С. Температура масла в верхних слоях не должна превышать 95 °С. Однако основным критерием допустимости того или иного режима при систематической перегрузке трансформатора является износ изоляции за рассматриваемый период. Температура обмотки может лимитировать систематическую перегрузку только при наличии резко выраженных пиков нагрузки, а трансформатор может работать в режиме систематиче-

а)

ской перегрузки в течение всего срока службы. Как отмечалось ранее, при аварийных перегрузках Т (АТ) температура наиболее нагретой точки (в часы максимума нагрузки) может превышать 98 °С, но она не должна быть выше 140 °С. На рис. 1 приведены характеристики, реализованные в цифровых терминалах АОПО, с помощью которых реализуется разгрузка Т (АТ) в режимах перегрузок как систематических, так и аварийных. Как правило, устройства АОПО (АОПТ), выполненные на цифровой элементной базе, обеспечивают защиту от перегрузки трансформаторов путем автоматического отключения потребителей электрической энергии (до пяти ступеней) в зависимости от тока перегрузки. При этом имеется возможность выбора двух групп уставок по току и времени, каждая из которых задается ступенчатыми характеристиками с помощью нескольких точек (до 5 точек), в соответствии с требованиями п. 5.3.15 ПТЭ [5].

б)

Рис. 1. Характеристики устройства АОПО (АОПТ): а – систематическая перегрузка от 30 до 100%; б – аварийная перегрузка свыше 100%

НАУКА

Автоматика

Первая характеристика, как правило, настраивается на разгрузку силового трансформатора при систематических перегрузках от 30 до 100%, а вторая – при аварийных перегрузках выше 100% с выдержками времени ступеней существенно меньшими. Разгрузка производится до тех пор, пока ток нагрузки не снизится ниже уставки возврата, равной 105% от номинального тока нагрузки. При снижении тока ниже пускового с помощью математической модели имитируется остывание трансформатора. Алгоритм устройств АОПО (АОПТ) выбран таким, что предусматривает возврат по завершению срабатываний всех заданных ступеней, следовательно, мероприятий, реализуемых АОПО (АОПТ), должно быть достаточно для разгрузки трансформатора до безопасной величины в любых схемно-режимных ситуациях. При перегрузках трансформаторов менее 30% оперативный персонал обязан принимать своевременные меры по их устранению, действуя в соответствии с местной инструкцией. В [5] допустимые значения перегрузок Т (АТ) приводятся для всех систем охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды и не учитывают фактическое техническое состояние отдельно взятого Т (АТ), а принимая во внимание высокую степень износа силовых трансформаторов, могут привести к их повреждению. Существующий подход не позволяет учитывать как ТС перегружаемого трансформатора, так и параметры окружающей среды, оказывающие существенное влияние как на выбор объемов управляющих воздействий АОПО, так и на время отключения потребителей от действия устройств ПА. Анализ современных систем мониторинга и диагностики Т (АТ) Целью внедрения систем мониторинга и диагностики (СМиД) силовых трансформаторов и автотрансформаторов является обеспечение

эксплуатирующего персонала следующей информацией: • текущее техническое состояние трансформаторов, причины и дефекты, обусловившие ухудшение состояния всего Т (АТ); • о статочный, на текущий момент времени, ресурс работы Т (АТ), т.е. возможная длительность безаварийной эксплуатации при выявленных и развивающихся дефектах; • э ффективность и сроки проведения ремонтных работ, которые должны быть выполнены для дальнейшей безаварийной эксплуатации. Нагрузочная способность силовых трансформаторов определяется предельно допустимым значением температуры, полученным на основе опыта длительной эксплуатации Т (АТ), при этом обеспечивается нормированный срок службы изоляции. Следует отметить, что понятие «предельно допустимое значение температуры трансформаторов» интерпретируется по-разному в разных нормативных документах. Так, например, согласно ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия» и МЭК 60076-2, рассматривается среднее превышение температуры обмотки над температурой окружающей среды. В то же время, согласно ГОСТ 14209-97 и МЭК-60354 «Руководство по нагрузочной способности силовых масляных трансформаторов», в качестве допустимого значения температуры принимается температура наиболее нагретой точки (ННТ) обмотки. Рекомендации о предельно допустимых нагрузках по ГОСТ 14209-97 и МЭК-60354 основаны на расчетах с учетом мощности трансформаторов и типов нагрузки: нормальный продолжительный режим, нормальный режим систематических нагрузок, режим аварийных перегрузок. В последнем случае расчетным путем определяются также потери срока службы. Во всех программно-технических комплексах, аттестованных в ОАО «ФСК ЕЭС», системах мониторинга и диагностики Т (АТ) применяются математические модели, предложенные

научно‑практическое издание

в МЭК-60354. Таким образом, можно предположить, что результаты расчета нагрузочной способности Т (АТ) для всех СМиД будут идентичными. В отечественной практике имеются разработки специализированных комплексов по контролю длительности перегрузок, предназначенных для контроля теплового режима Т (АТ) и автоматического прогнозирования в реальном времени их предельно допустимой нагрузки в зависимости от ее ожидаемой длительности с выдачей предупредительной и аварийной сигнализации. К преимуществам современных систем мониторинга и диагностики Т (АТ) следует отнести следующие возможности: •п роводить оперативный контроль основных параметров Т (АТ) в режиме on-line, включая анализ допустимости систематических и аварийных перегрузок (величину и длительность); • в ыполнять ретроспективный анализ основных параметров, характеризующих техническое состояние Т (АТ); • с воевременно выявлять негативные тенденции и осуществлять вывод Т (АТ) из работы до возникновения аварийных режимов; •ф ормировать библиотеку состояний контролируемого Т (АТ), обеспечивающую индикацию перехода в аварийный режим; •о босновывать продление срока службы Т (АТ); •п ланировать периодичность и объемы текущих ремонтов и технического обслуживания, исходя из фактического технического состояния Т (АТ); •п овысить эффективность анализа причин аварийных отключений Т (АТ) за счет более полной информации о предаварийных режимах. Учитывая функциональность современных систем мониторинга и диагностики Т (АТ), представляется целесообразным осуществить интеграцию систем мониторинга и диагностики с устройствами противоаварийной автоматики – автоматики 47

НАУКА

Автоматика

Рис. 2. Структурная схема взаимодействия подсистем для реализации АОПО

ограничения перегрузки оборудования (АОПО) для максимального использования нагрузочной способности Т (АТ), но с учетом фактического технического состояния для минимизации объемов и времени отключения потребителей в режимах систематических и аварийных перегрузок трансформаторов [6]. Данная интеграция позволит обеспечить адаптивность уставок АОПО, а также исключает необходимость задания нескольких групп уставок: для летних и зимних температур наружного воздуха. Для более точной оценки нагрузочной способности силовых трансформаторов напряжением 35 кВ и выше необходимо в объеме заводских приемо-сдаточных испытаний проводить испытания на нагрузочную способность, с приложением соответствующих характеристик к паспорту трансформатора. Совершенствование алгоритма АОПО Т (АТ) В целях повышения эффективности АОПО (АОПТ) за счет интеграции с системами мониторинга и диагностики Т (АТ) была разработана структурная схема взаимодействия подсистем, представленная на рис. 2, которая позволяет минимизировать недостатки существующих подходов, реализованных в цифровых терминалах АОПО, к ликвидации систематических и аварийных перегрузок Т (АТ).

48

03 /Сентябрь 2014

Каждая из представленных подсистем имеет ряд функций.

1. Подсистема мониторинга и диагностики трансформатора: • контроль значений температуры верхних слоев масла и обмоток в наиболее нагретой точке (ННТ) трансформатора (прямые или косвенные измерения); • в ычисление допустимых параметров перегрузки трансформатора (формирование прогнозных кривых) на основании текущего теплового режима и внешних климатических условий с контролем температуры наружного воздуха для систематических и аварийных перегрузок; • ф ормирование команд на форсировку системы охлаждения перед предполагаемым увеличением нагрузки трансформатора (на основании прогнозного графика нагрузки, вводимого диспетчером, либо на основании архивированных данных по суточным, недельным, месячным и сезонным графикам нагрузок трансформатора с учетом праздничных дней); • в процессе перегрузки производится расчет скорости исчерпания ресурса изоляции обмоток и определение величины общего износа изоляции за время эксплуатации трансформатора на текущий момент времени;

• п осле ликвидации перегрузки осуществляет контроль за остыванием трансформатора и сравнивает фактические значения температуры с расчетными (по тепловой модели) для определения готовности Т (АТ) к возможному включению нагрузки, отключенной АОПО.

2. Подсистема управления охлаждением трансформатора: • у правление электродвигателями системы охлаждения трансформатора (маслонасосов и вентиляторов) в соответствии с командами подсистемы мониторинга и диагностики; • д иагностика состояния электродвигателей системы охлаждения трансформатора (маслонасосов и вентиляторов) по спектру потребляемой мощности, а также контроль изоляции в отключенном состоянии; • ф ормирование сигналов об исчерпании возможностей системы охлаждения Т (АТ) и неисправностях отдельных элементов.

3. Подсистема автоматики ограничения перегрузки трансформатора: • к онтроль значений токов, напряжений и мощностей нагрузки обмоток трансформатора (прямые измерения, расчетные значения); • в ычисление допустимых параметров токовой нагрузки для каждой из обмоток трансформатора на основании текущего режима работы трансформатора для систематических перегрузок (с учетом расчетной величины износа изоляции) и аварийных перегрузок (с учетом температуры ННТ); • р асчет прогнозных объемов нагрузки и времени, через которое они должны быть сняты для исключения ускоренного износа изоляции обмоток трансформатора, с формированием соответствующей информации диспетчеру ЦУС для принятия мер по плановой разгрузке Т (АТ); • в процессе перегрузки расчет объемов УВ, времени их реализации и выдача команд на включение объектов распределенной генерации (РГ), загрузку генерирующих

НАУКА

Илюшин Павел Владимирович Окончил факультет энергетики Новосибирского государственного технического университета в 1997 г. В 2011 г. в ОАО «НТЦ электроэнергетики» защитил кандидатскую диссертацию на тему «Разработка и развитие принципов противоаварийного управления распределительными сетями мегаполиса». В настоящее время – директор по техническому контролю и аудиту ЗАО «Техническая инспекция ЕЭС».

Автоматика установок объектов РГ, включение БСК, отключение нагрузки; • п одбор конкретных присоединений секций 0,4-6-10 кВ под расчетные параметры УВ, с учетом категорийности и ответственности подключенных потребителей; • ф ормирование блокирующих и разрешающих сигналов на включение присоединений секций 0,4-6-10 кВ на основании данных об остывании трансформатора после перегрузки и готовности к включению нагрузки.

4. Подсистема контроля и управления присоединениями: • в ключение, отключение присоединений секций 0,4-6-10 кВ (фиксация положений коммутационных аппаратов; ведение журнала событий); • и зменение токов и расчет мощностей (P и Q) присоединений секций 0,4-6-10 кВ в режиме on-line и передача данной информации в подсистему АОПО. Отключение потребителей электрической энергии – широко используемый вид УВ при проектировании, в том числе локальных устройств или комплексов ПА, хотя оно должно применяться в порядке исключения, при недостаточности сетевых мероприятий, однако учитывая низкую оснащенность распределительных сетей дополнительными средствами управления режимом и минимальное сетевое резервирование, во многих случаях отказаться от ОН практически невозможно. В последнее время к распределительным сетям подключаются объекты распределенной генерации (РГ), которые имеют возможность принять нагрузку значительно быстрее, чем на тепловых электростанциях с паротурбинными установками, что, в свою очередь, позволяет осуществить быструю ликвидацию термической (токовой) перегрузки трансформаторов с помощью автоматического запуска и набора мощности объектами РГ, подключенных к шинам подстанций. Вводимые в работу объекты РГ, как правило, не оснащаются заводами-изготовителями средствами автоматизации, однако для реализации указанных выше возможностей необходимо полностью автоматизировать процесс пуска агрегатов электростанции по команде от внешних устройств, оснастить электростанцию средствами передачи/приема цифровой и дискретной инфорнаучно‑практическое издание

мации, в т.ч. УВ от устройств АОПО (АОПТ), а также обеспечить расчетную настройку уставок регуляторов мощности генерирующих установок на скорость набора мощности, обеспечивающую разгрузку в необходимом объеме трансформаторов. Указанные мероприятия позволят минимизировать объемы и время отключения потребителей в режимах недопустимой перегрузки Т (АТ) и содействовать их надежному электроснабжению в различных режимах работы распределительных сетей [6]. Заключение Представляется целесообразной интеграция систем мониторинга и диагностики Т (АТ) в АОПО (АОПТ) для учета фактического технического состояния и оптимального использования их нагрузочной способности. Целесообразно новые Т (АТ) заказывать с системами мониторинга и диагностики, в которых реализована функция контроля нагрузочной способности Т (АТ). При проектировании АОПО (АОПТ) не следует рассматривать ОН в качестве приоритетного УВ как наиболее простого и малозатратного решения. Целесообразно использовать УВ на АЗГ объектов распределенной генерации и коммутации СКРМ в алгоритмах АОПО (АОПТ) для минимизации объемов и времени отключения потребителей. Литература 1. Илюшин П.В., Догадкин Д.И. «Пути повышения надежности работы и снижения затрат на эксплуатацию силовых трансформаторов 6-220 кВ в распределительных сетях» // Энергоэксперт. – 2012. – № 5. – С. 74-79.

2. Илюшин П.В., Русов В.А. «Интеллектуальная система управления охлаждением силовых трансформаторов с функцией «precooling»»// Энергоэксперт.– 2014. – № 1. – С. 54-56.

3. ГОСТ Р 55105-2012 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативнодиспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования», утвержден приказом Росстандарта от 15 ноября 2012 года № 807-ст., введен в действие с 1 июля 2013 года.

4. Постановление Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии».

5. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – М: ЭНАС, 2013. – 264 с.

6. Илюшин П.В. «Выбор управляющих воздействий противоаварийной автоматики в распределительных сетях для повышения надежности электроснабжения потребителей» // Релейная защита и автоматизация. – 2013. – № 3. – С. 74-81.

49

НАУКА

Цифровая ПС

Авторы: к.т.н. Антонов Д.Б., Евсеев В.С., Алымов И.В.,

АППАРАТНЫЕ И ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМЫ РЗА ЦИФРОВЫХ И ГИБРИДНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

УДК 621.316.925:681.3

ЗАО «РАДИУС Автоматика», г. Москва, Россия.

Antonov D., PhD, Evseev V., Alymov I., ZAO «Radius Avtomatica», Moscow, Russia.

Hardware and software for relay protection systems for digital and hybrid substation Аннотация: рассматриваются особенности построения ИЭУ (IED) в качестве полевых устройств и терминалов РЗА, построенных на новой программно-аппаратной платформе «Сириус-4».

Ключевые слова: цифровая подстанция, релейная защита, МЭК 61850.

Annotation: the author considers main particularities of development IED as field devices or relay protection devices, which are based on the new hardware and software platform «Sirius-4».

Keywords: digital substation, relay protection, IEC 61850.

Антонов Дмитрий Борисович Год рождения: 1980. Окончил ИГЭУ по специальности «РЗ и автоматизация электроэнергетических систем». Начальник лаборатории РЗА 110 кВ ЗАО «РАДИУС Автоматика», к.т.н.

Евсеев Вадим Сергеевич Год рождения: 1989. Окончил ИГЭУ по специальности «РЗ и автоматизация электроэнергетических систем». Инженер лаборатории РЗА 110 кВ ЗАО «РАДИУС Автоматика».

50

03 /Сентябрь 2014

Введение В соответствии с технической политикой ОАО «Россети» [1] основным направлением развития систем РЗА и АСУ ТП объектов электроэнергетики является применение технологии, получившей название «Цифровая подстанция» (ЦПС). В рамках данной технологии производится переход к передаче сигналов на ПС в цифровом виде путем замены всех или части оперативных цепей на оптические каналы связи, что является естественным результатом эволюции вторичного оборудования подстанции от электромеханических к цифровым устройствам. При этом возникает необходимость в стандартном протоколе обмена информацией для обеспечения совместимости устройств различных производителей. Для этой цели формируется модель данных в соответствии со стандартом МЭК 61850 [2]. Также данный стандарт определяет протоколы и механизмы цифрового обмена между интеллектуальными электронными устройствами (ИЭУ, IED) одного уровня, а также с вышестоящими системами. На фоне быстрого развития информационных технологий появляется возможность пересмотреть подходы к реализации функций РЗА, а также к аппаратному и программному обеспечению, на котором защиты реализуются. Аппаратные изменения в первую очередь касаются повышения коммуникационных возможностей устройства, а также общей производительности системы с целью обеспечения возможности обмена информацией в режиме реального времени. Значительные изменения претерпевает программная реализация функций. Это связано с тем, что для выполнения максимально полной модели данных в соответствии МЭК 61850-7 недостаточно связать стандартную

реализацию функций защиты и автоматики с протоколом связи. Появляется необходимость как полного пересмотра структуры функций внутри отдельно взятого устройства РЗА, так и распределения функций между устройствами одной подстанции. Ниже рассматриваются особенности построения ИЭУ (IED) в качестве полевых устройств и терминалов РЗА, построенных на новой программно-аппаратной платформе «Сириус-4» (далее платформа). Основные технические решения Платформа «Сириус-4» предназначена для создания цифровых устройств релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики, контроллеров присоединений и других устройств автоматизации для электроэнергетических объектов. Платформа имеет модульную конструкцию основного блока и возможность наращивания аппаратных ресурсов с помощью дополнительных блоков (рис. 1-2). Базовый блок может содержать до 6 модулей, дополнительный – до 4. Модули являются самостоятельными изделиями и могут поставляться как в составе блоков, так и отдельно. Это позволяет формировать ЗИП в виде модулей и при необходимости производить быструю замену вышедшего из строя модуля на исправный. Предусматриваются модули различного назначения: • для приема и передачи классических дискретных сигналов «по меди»; • для приема аналоговых сигналов от традиционных ТТ и ТН; • коммуникационные, которые содержат один порт RS485 и до 4-х оптических портов Ethernet 100BASE-FX (рис. 3);

НАУКА

Цифровая ПС

Рис. 3. Коммуникационный модуль (обеспечивает три оптических канала связи и один RS485)

Рис. 1. Устройство «Сириус-4», основной и дополнительный блоки (вид спереди)

• модули блока питания (допускается установка нескольких модулей в одно устройство для повышения допустимой нагрузки либо для выполнения резервирования по питанию); •м одули интерфейса «человек-машина» (ИЧМ) и индикации. Предусмотрены три типа модулей ИЧМ и индикации (рис. 4): • с большим графическим индикатором; • с малым индикатором; •б ез индикатора, со светодиодным полем. Модуль индикации любого типа является съемным и может быть вынесен на переднюю панель шкафа, что существенно упрощает компоновку и монтаж. Монтажная глубина терминала выбиралась из расчета установки его в релейном отсеке ячейки КРУ или шкафа наружного исполнения и составляет 120 мм вместе с разъемами. Платформа реализована с учетом требований стандарта МЭК 61850 редакция 2, в частности: • модель данных полностью соответствует МЭК 61850-7.4; •п оддерживается прием и передача GOOSE-сообщений и MMS в соответствии с МЭК 61850-8.1; •п оддерживается прием и формирование потоков SV-сообщений с мгновенными значениями токов и напряжений в соответствии с МЭК 61850-9.2LE. Предусматривается синхронизация времени с высокой точностью по портам Ethernet в соответствии с IEEE 1588 [4], подготовка и передача

научно‑практическое издание

Пуск МТ З -2 Пуск МТ З -3

3

дополнительный блоки (вид сзади)

цифровой подписи к ретранслируемым данным по МЭК 62351 [5]. Варианты применения Благодаря указанным выше свойствам на базе платформы «Сириус-4» могут создаваться устройства для различных поколений станций и подстанций – как для инновационных цифровых, так и гибридных типов объектов, где часть сигналов передается по «меди», а часть – по цифровому каналу связи. Кроме того, идеологически в конструкцию и программное обеспечение платформы заложена возможность поэтапной модернизации, что очень важно в переходный период, когда происходит постепенное внедрение новых технологий. Данное свойство может быть определяющим при выборе устройства РЗА, если рассматривать перспективу развития объекта электроэнергетики. В этом случае путем замены модулей измерения аналоговых сигналов и модулей дискретных входов/выходов на коммуникационные модули можно модернизировать терминал из «классического» исполнения в исполнение для современных ЦПС. Пример состава модулей «классического» терминала приведен на рис. 5. Здесь показана резервная защита линии 110-220 кВ с необходимым набором модулей. На рис. 6 приведен терминал аналогичной защиты, где модули подключения по «меди» отсутствуют, за исключением

Пуск МТ З -1

МЛ (№ 14080005)

Рис. 2. Устройство «Сириус-4», основной и 5

1

10. 08. 2014 09: 49: 15

Пуск З ОФ

80%

Г ЛАВ НАЯ

Линия 6кВ « Свет лый пут ь»

С раб. АПВ Сраб. МТЗ Сраб. УРОВ Сраб. ЗОФ Сраб. АПВ Неис правнос т ь ТН

Uав = 0В Uвс = 0В Uс а = 0В

0 0 0

I а = 0, 00A I в = 0, 00A I с = 0, 00A

0 0 0

УРОВ F1 АПВ F2 АЧР F3

Г аз . з ащ. F4 МТЗ- 1 F5 МТЗ- 2 F6

МТЗ- 3 F7

Рис. 4. Модули индикации (слева направо: модуль с большим индикатором, модуль со светодиодным полем)

J4 X2

X1

J2 X2

A1

D1

C1

X1

X1 X4.1 X1 X1

X2 X4.2 П Р X3

X4.3

J5 X2

X1

J1

J3 X2

X1

X2

D2

X1

B1 Питание

X1

Р абота Неиспр.

X1 Питание

Рис. 5. Состав модулей «классического» терминала (A1 – коммуникационный модуль; B1 – модуль блока питания; D1, D2 – модули измерения напряжения; C1 – модуль измерения тока; J1-J5 – комбинированные модули дискретных входов/выходов)

51

НАУКА

Цифровая ПС

A2

J1 X2

X1

A1 X1

X4.1

X1 X4.1

X2 X4.2

X2 X4.2

П Р X4.3

П Р X3

X3

X4.3

B1 Питание Р абота Неиспр.

Рис. 7. Шкафы наружного исполнения серии «ШЭРА-Н»

X1 Питание

Рис. 6. Состав модулей терминала для ЦПС (A1, А2 – коммуникационные модули; B1 – модуль блока питания; J1 – комбинированный модуль дискретных входов/выходов)

небольшого числа сигналов для локального управления и сигнализации. Взаимодействие с другими устройствами производится по цифровым каналам связи. На базе платформы предусматривается реализация различных типов устройств сопряжения с оборудованием (УСО, Meging Unit) как одного из элементов трехуровневой системы по МЭК 61850. Основное назначение указанных полевых устройств — располагаясь на ОРУ в непосредственной близости от первичного оборудования, обеспечивать преобразование аналоговых и дискретных сигналов в цифровые. В зависимости от состава модулей УСО может выполнять функции: • передачу дискретных сигналов в виде GOOSE-сообщений и ретрансляцию их в электрические дискретные сигналы для контроля и управления коммутационными аппаратами; • измерение вторичных токов и напряжений от классических преобразователей (ТН и ТТ) и выдача в сеть измеренных значений в виде SV-потоков в соответствии с МЭК 61850-9.2LE. 52

03 /Сентябрь 2014

В данном случае установка модуля с полноценным индикатором не оправдана, используется упрощенная панель со светодиодами для вывода диагностической информации в процесс наладки и эксплуатации. Для установки УСО на ОРУ применяются шкафы наружного исполнения, которые надежно обеспечивают как климатические условия, так и систему резервного питания для обеспечения бесперебойной работы. На рис. 7 приведены примеры малогабаритных шкафов модели «ШЭРА-Н». Интерфейс «человек-машина» (ИЧМ) На первых этапах внедрения нового поколения устройств всегда возникают трудности, связанные с переучиванием и адаптацией персонала. Помимо качественной документации обязательным элементом удобства работы с устройством является доступный интерфейс «человек-машина», предоставляющий полный объем информации и доступ ко всем функциям. При разработке интерфейса новой платформы ставилась сложная и противоречивая задача по обеспечению удобства работы и доступности информации для персонала различного уровня квалификации. Вывод информации «в лоб» в терминологии МЭК 61850 приведет к сложностям понимания и невозможности работы с устройством персонала с низким и средним уровнем квалификации. При этом для персонала, занимающегося внедрением и наладкой элементов ЦПС, необходима полная информация, в том числе о состоянии элементов модели данных МЭК 61850.

С учетом указанного выше требования в ИЧМ предусмотрены элементы меню различной детализации, а также преднастроенные мнемокадры с информацией для различного персонала. ИЧМ доступен непосредственно на модуле индикации с цветным графическим индикатором, который позволяет кроме обычного текстового меню выводить информацию о текущем состоянии защит, отображать мнемосхему защищаемого присоединения, показывать векторные диаграммы и т.п. Примеры кадров меню приведены на рис. 8-11. Помимо стандартных кнопок управления диалогом предусмотрены кнопки быстрого перехода в нужный раздел меню. Также присутствует кнопка «Помощь», при нажатии на которую в любом месте меню появляется контекстная подсказка. В журналах срабатываний, неисправностей, событий предусмотрена возможность фильтрации выводимой информации по дате возникновения или по виду события. В структуре меню предусмотрен раздел, где информация отображается в соответствии с моделью данных МЭК 61850-7. Допускается просмотр данных, изменение уставок, переход к журналам. Информация дублирует данные, отображаемые в «классическом» меню, но структурирована по-другому. В перспективе меню со структурой МЭК должно заменить традиционное меню. Кроме того, терминал имеет в своем составе web-сервер, на котором реализован АРМ инженера РЗА. Т.е. любой компьютер без дополнительной установки специализированного программного обеспечения, обычным web-браузером может подключиться к терминалу через один из цифровых каналов связи, и ему будет доступен полноценный АРМ инженера РЗА. Вся информация по данному каналу связи передается в зашифрованном виде с использованием одноразовых паролей, чтобы предотвратить несанкционированный доступ к терминалу. Программное обеспечение В соответствии со стандартом МЭК 61850-6 [2], для проектирования системы автоматизации цифровой

НАУКА

Цифровая ПС

Рис. 8. Главный экран меню

Рис. 9. Оповещение

Рис. 10. Мнемокадр «Состояние

Рис. 11. Мнемокадр «Векторная

о срабатывании

функций»

диаграмма»

подстанции необходимо иметь специализированные инструменты – системный конфигуратор (System Configurator) и конфигуратор ИЭУ (IED Configurator). Конфигуратор ИЭУ – специфический для каждого производителя (может быть даже для отдельных устройств) инструмент для создания и редактирования файлов описания ИЭУ и редактирования различных параметров ИЭУ. Системный конфигуратор – это независимый от ИЭУ инструмент системного уровня, необходимый для проектирования системы автоматизации подстанции в целом.

Такое разделение обеспечивает возможность объединения в одной системе ИЭУ различных производителей, когда системные параметры, связанные с обеспечением обмена информацией между логическими узлами различных ИЭУ, настраиваются системным конфигуратором, а специфические параметры, связанные с обеспечением функционирования самих ИЭУ, включая обмен информацией между логическими узлами внутри одного ИЭУ, настраиваются соответствующим конфигуратором ИЭУ. Однако мы как разработчики и производители ИЭУ имеем возможность

научно‑практическое издание

объединить два вышеупомянутых инструмента в одном, что открывает ряд дополнительных возможностей. Поэтому нашей компанией была разработана система автоматизированного проектирования (САПР), которая позволяет проектировать как новые терминалы платформы «Сириус-4», так и выполнять проектирование системы автоматизации ЦПС на основе вновь спроектированных терминалов, типовых устройств данной платформы или любых других терминалов, поддерживающих стандарт МЭК 61850. При проектировании системы автоматизации ЦПС в САПР на основе терминалов «Сириус-4» появляется возможность полноценной реализации подхода «сверху вниз», когда сначала создается необходимый функционал системы в целом, а затем выбранные функции распределяются по конкретным физическим устройствам. Это связано с тем, что логические узлы представляют собой изолированные друг от друга функции, с точки зрения которых совершенно не важно, с какими конкретно логическими узлами они обмениваются информацией – с узлами внутри того же ИЭУ или другого ИЭУ – они функционируют внутри единого информационного пространства. Логические узлы в этом случае становятся минимальными элементами – «строительным материалом» – для создания системы автоматизации ЦПС. Таким образом, мы предлагаем комбинированный подход с точки зрения реализации гибкой или жесткой логики, когда отдельные функции уже созданы нашими специалистами, полностью проверены и сохранены в библиотеке компонентов, а пользователи САПР могут использовать эти компоненты для реализации необходимого функционала. Указанное не отменяет возможности использования «классического» подхода, так как наша компания по-прежнему будет предлагать типовые устройства платформы «Сириус-4». В этом случае типовые устройства используются в САПР подобно устройствам других производителей, но с сохранением возможности полноценной настройки и редактирования модели данных непосредственно внутри САПР без использования других программ.

53

НАУКА

Алымов Иван Владимирович Год рождения: 1976. Окончил Московский Институт Электронной Техники по специальности «Специализированные системы управления». Начальник лаборатории программного обеспечения и автоматизированных систем управления ЗАО «РАДИУС Автоматика».

54

03 /Сентябрь 2014

Цифровая ПС В соответствии с объектной моделью ЦПС проектирование в САПР разделяется на 3 этапа: 1) создание однолинейной схемы подстанции с целью указания соответствия между логическими узлами и функцией подстанции, части подстанции или оборудования для получения функционального назначения логического узла из структуры подстанции; 2) добавление ИЭУ в проект ЦПС, создание функциональных связей между различными логическими узлами соответствующих ИЭУ, а также создание новых ИЭУ платформы «Сириус-4»; 3) создание коммуникационной сети ЦПС для обеспечения обмена данными, указанными при создании функциональных связей на втором этапе. В процессе проектирования системы автоматизации ЦПС САПР обеспечивает пользователям удобный интерфейс для создания необходимых объектов, связей между объектами и настройки их параметров, контролирует корректность и полноту заполнения данных для предотвращения воз-

можных ошибок и помогает оптимальным образом настроить потоки данных внутри ЦПС. Кроме того, САПР соответствует обязательным требованиям к системному конфигуратору в соответствии со стандартом МЭК 61850-6, а также максимально соответствует опциональным требованиям к системному конфигуратору для совместимости с любыми устройствами, поддерживающими стандарт МЭК 61850. Литература 1. Положение ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе, утвержден в 2013 г.

2. IEC 61850 (International Standard). «Communication Networks and Systems in Substations», Edition 2.

3. Об опыте проектирования систем РЗА и АСУ ТП на объектах ЕНЭС. В.В. Троицкий, А.Е Черёмушкин, А.С. Кушулинский (Московский филиал ОАО «Южный ИЦЭ») // Сборник докладов конференции CIGRE 2013, г. Екатеринбург.

4.

IEEE Std. 1588-2008, «IEEE Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems», IEC, 2008.

5.

IEC 62351-6, «Power systems management and associated information exchange – Data and communications security – Part 6: Security for IEC 61850», IEC, 2012.

ПРАКТИКА

Международный электроэнергетический форум 15-17 ОКТЯБРЯ 2014 ЦВК «Экспоцентр», павильон №7. Москва, Краснопресненская наб., 14 По вопросам участия в Форуме: Тел.: 8 (800) 555-14-53, е-mail: rugrids@rugrids-electro.ru По вопросам участия в выставке: Тел.: +7 (499) 795-42-42, е-mail: rge@expocentr.ru www.rugrids-electro.ru

научно‑практическое издание

55

ПРАКТИКА

Релейная защита

Авторы: к.т.н. Романов Ю.В., к.т.н. Шевелев А.В.,

Особенности реализации защит блока «генератор-трансформатор»

ООО «Исследовательский центр «Бреслер», г. Чебоксары, Россия.

56

03 /Сентябрь 2014

Шкаф цифровой релейной защиты типа «ШГ 2114.511» производства ООО «ИЦ «Бреслер» предназначен для реализации комплекса защит блоков «генератор-трансформатор» различной конфигурации мощностью до 800 МВт, установленных как на тепловых, так и на гидроэлектростанциях. Как правило, в состав комплекса входят две одинаковые системы защиты с независимыми оперативными, измерительными и выходными цепями, т.е. реализуется принцип дублирования. Для защиты генераторов, работающих непосредственно на сборные шины, выпускаются шкафы типа «ШГ 2114.510», описанные в [1]. Шкаф «ШГ 2114.511» удовлетворяет требованиям ПУЭ, заводов-изготовителей первичного оборудования, РД 34.35.310-97, других нормативных документов и изготавливается по согласованному проекту. Проектным организациям по официальному запросу предоставляются типовые решения. Типовые решения выполнены с избыточностью, как функциональной (доступно максимальное число функций защит), так и аппаратной (заложено достаточное число резервных оперативных переключателей и выведенных на клеммы шкафа резервных дискретных входов и выходов), что обеспечивает гибкость привязки под защищаемый объект. Предлагаются услуги по комплексному проектированию и перепроектированию с реализацией «под ключ» системы РЗА всей станции, включая защиты собственных нужд и РУ высокого (сверхвысокого) напряжения. При этом обеспечивается полная унификация всего поставляемого оборудования РЗА, что способствует удобству его обслуживания и эксплуатации. Пример схемы расстановки защит, входящих в состав шкафа, по трансформаторам тока (ТТ) и трансформаторам напряжения (ТН) приведён на рис. 1. Функциональный состав приведён в табл. 1, где порядковые номера функций защиты соответствуют номерам, обведённым на рис. 1 двойными окружностями. Все защиты разработаны с опорой на отечественный опыт построения систем РЗА станционного оборудования и на длительный опыт их применения на установках отечественной энергосистемы. Цифровые терминалы в составе шка-

Рис. 1. Схема расстановки защит типового шкафа «ШГ 2114.511» по ТТ и ТН. а – защиты синхронного генератора и системы возбуждения; б – защиты повышающего трансформатора; в – защиты трансформатора собственных нужд

ПРАКТИКА

Релейная защита

Табл. 1. Функциональный состав шкафа «ШГ 2114.511» №

Наименование функции защиты

Защиты синхронного генератора и системы возбуждения 1

Продольная дифференциальная токовая защита генератора

2

Односистемная поперечная токовая дифференциальная защита

3

Максимальная токовая защита с пуском по напряжению

4

Дистанционная защита с функцией блокировки при качаниях

5

Защита от замыкания на землю обмотки статора генератора блока

6

Защита ротора от замыканий на землю в двух точках

7

Защита статора от перегрузки

8

Защита от несимметричной перегрузки, токовая защита обратной последовательности

9

Защита ротора от перегрузки током возбуждения

10

Защита от повышения напряжения

11

Защита от снижения напряжения

12

Защита от перевозбуждения

13

Защита обратной активной мощности

14

Защита от потери возбуждения

15

Защита от асинхронного режима без потери возбуждения

16

Защита от изменения (повышения, снижения) частоты

17

Защита от непреднамеренного включения генератора

18

Функция резервирования при отказе генераторного выключателя

19

Блокировка при неисправности цепей напряжения переменного тока

20

Функция контроля синхронизма

21

Максимальная токовая защита и токовая отсечка выпрямительного трансформатора

22

Защита ротора от замыкания на землю в одной точке

фа поставляются с ПО, которое максимально адаптировано под проект в соответствии с заданием заводу-изготовителю. Функциональные сти шкафа

особенно-

• Продольная дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) В состав шкафа могут входить до шести-семи отдельных дифференциальных защит: для генератора, ТБ, рабочего или резервного ТСН, выпрямительного трансформатора, ошиновки стороны ВН ТБ или генераторного напряжения, резервной дифференциальной защиты блока. ДЗТ выполнена трёхфазной и состоит из токовой отсечки (ДТО) и ИО с торможением от максимального из токов плеч. Характеристика срабатывания ДЗТ изображена на рис. 2.

Защиты повышающего трансформатора (ТБ) 23

Дифференциальная защита трансформатора блока

24

Дифференциальная защита ошиновки

25

Резервная дифференциальная защита блока

26

Максимальная токовая защита ВН ТБ

27

Максимальная токовая защита НН ТБ

28

Максимальная токовая защита ВН ТСН

29

Токовая защита нулевой последовательности

30

Функция резервирования при отказе выключателя ВН1

31

Функция резервирования при отказе выключателя ВН2

32

Комбинированный пуск по напряжению НН ТБ

33

Сигнализация при замыкании на землю НН ТБ

34

Контроль отсутствия напряжения и пуск пожаротушения

35

Реле тока пуска охлаждения ТБ

36

Защита от перегруза ТБ

37

Защита при потере охлаждения ТБ

38

Технологические защиты ТБ

39

Газовая защита ТБ

Защиты трансформатора собственных нужд (ТСН) 40

Дифференциальная токовая защита ТСН

41

Максимальная токовая защита ВН ТСН

42

Максимальная токовая защита НН1 ТСН

43

Максимальная токовая защита НН2 ТСН

44

Комбинированный пуск по напряжению НН1

45

Комбинированный пуск по напряжению НН2

46

Реле тока пуска охлаждения ТСН

47

Реле тока блокировки РПН

48

Защита от перегруза ТСН

49

Дистанционная защита ТСН

50

Технологические защиты ТСН

51

Газовая защита ТСН научно‑практическое издание

Рис. 2. Характеристика срабатывания ДЗТ

ДТО предназначена для быстрого отключения повреждений с большим током КЗ и выполнена в виде реле максимального действия с уставкой «Iдто» без выдержки времени. ИО с торможением имеет характеристику срабатывания, состоящую из трёх участков: 1) горизонтальный участок с уставкой «Iднач» обеспечивает высокую чувствительность к внутренним витковым повреждениям; 2) первый наклонный участок (уставки «Iторм2» и «Кторм2») обеспечивает отстройку защиты от токов небаланса при малых токах внешних КЗ и режимов пуска или самозапуска двигательной нагрузки; 3) второй наклонный участок (уставки «Iторм2» и «Кторм2») от57

ПРАКТИКА

Релейная защита

страивается от токов небаланса при насыщении одного или нескольких трансформаторов тока в режиме внешнего КЗ. Для исключения излишней работы ДЗТ в режиме броска намагничивающего тока трансформатора предусмотрена блокировка ИО с торможением одновременно по форме дифференциального тока и по его составляющей второй гармоники относительно составляющей основной частоты. Известно, что блокировка по второй гармонике способна вызвать замедление срабатывания ДЗТ при внутренних КЗ со значительным насыщением трансформаторов тока. Для предотвращения этого имеется возможность использовать режим автоматической активации блокировки по второй гармонике – она вводится в работу только при внешнем КЗ и при постановке трансформатора на холостой ход, при этом блокировка по форме тока активна постоянно. ИО с торможением может излишне сработать в режиме перевозбуждения трансформатора в результате повышения напряжения или снижения частоты. В то же время допускается работа трансформатора в данном режиме некоторое время. Отстройка ДЗТ от этого аномального режима осуществляется по отношению пятой гармоники дифференциального тока к составляющей основной гармоники. Существует вероятность излишнего отключения от ДЗТ в рабочем режиме блока в результате неисправностей (обрывов и замыканий) во вторичных цепях тока, т.к. уставка «Iднач» типично выбирается меньше номинального (базисного) тока – от 0,2 до 0,5 о.е. В связи с тем, что комплекс защит блока «генератор-трансформатор» чаще всего выполняется дублированным, данного отключения было бы целесообразно избежать, т.к. выполнение функции ДЗТ в этот момент осуществляется вторым комплектом РЗА блока. Для предотвращения излишнего срабатывания ДЗТ в схеме защиты предусмотрен быстродействующий модуль контроля исправности цепей тока, действующий 58

03 /Сентябрь 2014

либо на блокировку ИО с торможением, либо на его загрубение до уставки выше номинального (базисного) тока. При выполнении ДЗТ следует учитывать, что обмотки трансформатора могут иметь различные группы и схемы соединения, в общем случае – от 0 до 11 группы. Компенсация группы соединения обмоток осуществляется с помощью уставок, задаваемых отдельно для каждой из сторон трансформатора. Предусмотрена возможность принудительного удаления токов нулевой последовательности по выбранным сторонам. Как правило, номинальные токи трансформаторов тока плеч ДЗТ отличаются от базисных токов сторон трансформатора таким образом, что для приведения измеряемых токов к единому базису требуется выравнивание токов. Предусмотрено предварительное выравнивание с помощью выбора номинального вторичного тока терминала и точное выравнивание с использованием цифровых коэффициентов, задаваемых отдельно для каждого плеча. Выравнивание обеспечивается в диапазоне номинальных вторичных токов от 0,2 до 10 А (от 0,1 А – по спецзаказу).

• Резервная дифференциальная защита блока (РДЗБ) РДЗБ выполнена с двумя выдержками времени на срабатывание. С первой выдержкой защита действует на отключение выключателя генератора и АГП, со второй – на отключение всего блока. Чтобы не отстраивать вторую выдержку от времени действия АГП, действие РДЗБ на отключение всего блока может быть выполнено с контролем тока со стороны сети.

• Продольная дифференциальная защита генератора (ДЗГ) Нейтраль обмотки статора генераторов отечественного производства выполняется либо изолированной, либо заземлённой через дугогасящий реактор. В обоих случаях режим внутреннего однофазного КЗ

невозможен. Данное обстоятельство используется для повышения надёжности работы ДЗГ. Логика защиты построена таким образом, что при возникновении внутренних многофазных КЗ сигнал срабатывания ДЗГ формируется только в случае, если срабатывают дифференциальные ИО одновременно в любых двух фазах. Аналогично ДЗТ в ДЗГ применяется цифровое выравнивание токов плеч, а также быстродействующий модуль контроля исправности цепей тока.

• Дистанционная защита генератора (ДЗ) ДЗ выполнена трёхфазной, поэтому она реагирует как на симметричные, так и на несимметричные КЗ. Защита состоит из двух ступеней и эффективно осуществляет как дальнее, так и ближнее резервирование. Зоны действия ступеней ДЗ обозначены на рисунке 3. Протяжённость зоны второй ступени, предназначенной для дальнего резервирования, выбирается из условия отстройки от режима наибольшей реально возможной нагрузки. Первая ступень резервирует основные защиты блока. Для надёжного охвата обмотки ВН повышающего трансформатора её зона действия пересекается с зоной действия первых ступеней резервных защит смежных элементов. Из-за этого данная ступень не может быть выполнена быстродействующей, по условию отстройки от времени действия УРОВ её время срабатывания составляет порядка 1 с. Полноценное резервирование основной защиты генератора от симметричных КЗ может быть осуществлено с помо-

Рис. 3. Зоны действия ступеней ДЗ

ПРАКТИКА

Релейная защита

щью дополнительной быстродействующей ступени ДЗ с зоной действия, не выходящей за пределы блока «генератор-трансформатор». В настоящее время во многих проектах ДЗ выполняется с подключением к ТТ в цепи генератора со стороны линейных выводов. Следует отметить, что в этом случае из зоны охвата выпадает обмотка статора, более того, такая реализация защиты противоречит п.п. 3.2.45 и 3.2.81 ПУЭ [2]. В типовом шкафу «ШГ 2114.511» ДЗ присоединяется к ТТ, установленным в цепи генератора со стороны нулевых выводов, в полном соответствии с отечественной идеологией построения данной защиты. Согласно п. 3.2.78 ПУЭ [2], первая ступень ДЗ должна выполняться с блокировкой при качаниях (БК). В шкафу «ШГ 2114.511» функция БК реализована на токовом принципе, без использования цепей напряжения. В качестве измеряемых величин используются приращения токов прямой и обратной последовательности, что обеспечивает высокую чувствительность к удалённым КЗ, с запасом превышающую чувствительность второй ступени ДЗ. В отличие от БК по замеру комплексного сопротивления, блокировка на токовом принципе полностью исключает вероятность ложного срабатывания ДЗ при неисправностях цепей напряжения, что существенно повышает надёжность работы защиты. С учётом этого рекомендуется использовать БК также и для второй ступени ДЗ.

• Максимальная токовая защита с пуском по напряжению (МТЗН) Иногда чувствительность ДЗ может оказаться недостаточной, к примеру, для укрупнённых блоков. В этих случаях требуемую чувствительность, как ни странно, может обеспечить МТЗН. В соответствии с п. 3.2.43 ПУЭ [2], срабатывание ИО напряжения обратной последовательности в схеме комбинированного пуска МТЗН приводит к срабатыванию ИО линейного напряжения минимального действия, даже если значение его замера пре-

вышает значение уставки. Благодаря такой реализации чувствительность пуска по напряжению к симметричным КЗ повышается на 20%. Дополнительно повысить чувствительность к внешним КЗ можно за счёт включения в схему защиты ИО линейного напряжения на стороне ВН блока. Ток КЗ генератора может значительно уменьшиться со временем, приведя к возврату защиты до истечения выдержки времени на срабатывание. В этом случае надёжное срабатывание МТЗН обеспечивается введением логики самоподхвата. При активации самоподхвата сигнал пуска выдержек времени удерживается до тех пор, пока осуществляется пуск по напряжению.

• Защита от замыкания на землю обмотки статора генератора блока (ЗЗГ) ЗЗГ является усовершенствованным аналогом защиты типа ЗЗГ-1 (БРЭ 1301.01) [3] и выполнена по напряжению нулевой последовательности 3u 0 , измеряемому как со стороны нейтрали обмотки статора, так и со стороны линейных выводов генератора. Зона действия ЗЗГ охватывает 100% обмотки статора, что достигается взаимодействием входящих в состав защиты блока основной гармоники и блока третьей гармоники напряжения 3u 0 . К основным достоинствам защиты относятся простота исполнения и чувствительность ко всем видам однофазного замыкания на землю, включая повторно-кратковременные замыкания через перемежающуюся дугу. ЗЗГ применима для блоков любой конфигурации, в том числе для укрупнённых и имеющих на генераторном напряжении электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей (через токоограничивающий реактор). Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора блока с электрической связью с сетью собственных нужд или потребителей

научно‑практическое издание

часто выполняется по способу наложения контрольного тока с частотой 25 Гц. Данный способ позволяет выявить устойчивые замыкания, однако выявление повторно-кратковременных замыканий через перемежающуюся дугу гарантироваться не может. Дело в том, что сеть генераторного напряжения рассматриваемого типа блока, как правило, выполняется без компенсации ёмкостного тока. В таких сетях частота пробоя в месте повторно-кратковременного замыкания довольно высокая, может быть порядка 50 Гц и выше. Из-за этого в контрольном токе составляющая с частотой 25 Гц может отсутствовать, что приводит к отказу защиты. Исходя из указанных соображений, для защиты генератора такого блока рекомендуется использовать ЗЗГ с двухступенчатым действием [4]. При возникновении замыкания на землю в сети генераторного напряжения ЗЗГ с первой выдержкой времени действует на отключение выключателя реактированной отпайки, а на отключение генераторного выключателя действует со второй выдержкой времени. Общее время срабатывания защиты не превышает 1 с. Неселективное действие первой ступени ЗЗГ исправляется работой АВР. Неисправность цепей напряжения может привести к ложному срабатыванию блока третьей гармоники 3u 0 . Для предотвращения ложного срабатывания защиты однофазный ТН и ТН на линейных выводах генератора должны защищаться общим автоматом. Такая мера позволяет отстроиться от замыканий в цепях напряжения, однако при обрывах она неэффективна. Кроме того, в настоящее время во многих проектных решениях указанные ТН защищаются разными автоматами. В этих условиях надёжная отстройка от всевозможных неисправностей цепей напряжения обеспечивается применением в схеме ЗЗГ дополнительной блокировки по приращению 3u 0 . Блок третьей гармоники выполнен с фильтром составляющей 150 Гц.

59

ПРАКТИКА

Релейная защита

Рис. 4. Характеристика срабатывания ИВВС

Поскольку для генераторов третья гармоника 3u 0 не превышает 3% от уровня основной гармоники, при отклонении частоты сети от номинального значения может возникнуть значительная погрешность фильтрации. Без принятия специальных мер это может привести к избыточному срабатыванию защиты в некоторых аномальных режимах работы генератора. В ЗЗГ фильтр 150 Гц полностью избавлен от влияния составляющей основной гармоники – частоты от 0 до 75 Гц подавляются более чем в 100 раз.

• Защита ротора от перегрузки током возбуждения (ЗРП) Функция ЗРП обеспечивает защиту ротора от перегрузки током возбуждения I р как при основном, так и при резервном возбуждении. Защита состоит из сигнального ИО тока максимального действия, действующего с независимыми выдержками времени на срабатывание, токовой отсечки, также действующей с независимыми выдержками времени, и интегральной ступени с обратнозависимой выдержкой времени на срабатывание (ИВВС). Характеристика срабатывания ИВВС, изображённая на рис. 4, задаётся по восьми точкам с координатами (I1, T1), (I2 , T2), (I3, T3), (I4, T4), (I5, T5), (I6 , T6), (I7, T 7) и (I8 , T8). Благодаря такой реализации время срабатывания ИВВС полностью соответствует перегрузочной характеристике генератора, кроме того, кардинально упро60

03 /Сентябрь 2014

Рис. 5. Структура конфигурации терминала

щается процедура выбора уставок защиты. При возврате пускового ИО тока ИВВС переводится в режим имитации охлаждения. Время полного охлаждения задаётся уставкой «Tохл», равной интервалу времени, в течение которого генератор охладится в раз. Надёжность работы релейной защиты обеспечивается, помимо прочего, правильной настройкой её параметров срабатывания. В комплект поставки шкафа «ШГ 2114.511» входят рекомендации по расчёту уставок и конфигурированию защит блока «генератор-трансформатор». Для автоматизации расчёта уставок ООО «ИЦ «Бреслер» предлагает платный продукт – программу автоматизированного выбора уставок PSC2. Шкафы защиты изготавливаются с использованием современной базы устройств РЗА, поддерживающих стандарт МЭК 61850. Они могут иметь до 8 портов связи (USB, RS-485, 2xEthernet (ВОЛС) или 2xRS-485, 2xEthernet (ВОЛС), 2хВОЛС) с поддержкой протоколов ModBus-RTU, ModBus-ASCII, МЭК 60870 -5-103, IEEE C37.94 и стандартов МЭК 61850-8-1, МЭК 61850-9-2 (до 6 потоков МЭК 61850-9-2LE) по раздельным портам связи. Пары портов связи могут работать в режиме резервирования по стандарту МЭК 62439-3 PRP. В комплект поставки шкафа входит подробная инструкция по его монтажу и техническому обслужива-

нию. Данная инструкция даёт чёткие представления о том, как правильно обеспечивать и поддерживать электромагнитную совместимость шкафа. Для проведения наладочных работ предоставляется программа и методика испытаний вместе с бланком протокола испытаний. Терминалы, входящие в состав шкафа, являются свободно конфигурируемыми с помощью инструмента графического программирования. Благодаря конфигурируемой логике устройства (рис. 5) в среде графического программирования можно задать необходимый порядок и алгоритм функционирования и взаимодействия основных блоков защиты, автоматики, управления и сигнализации, настроить аналоговые входы, информацию, выводимую на дисплей (ИЧМ), то есть произвести полную начальную настройку терминала. Через сервисное программное обеспечение доступна быстрая и простая конфигурация дискретных входов/выходов, светодиодов, осциллографа и регистратора событий. Литература 1. Романов Ю.В., Алексеев А.Г. Особенности защиты генератора, работающего непосредственно на сборные шины // Электрические станции. – 2013. – № 11. – С. 45-48.

2. Правила устройства электроустановок, издание седьмое // НЦ ЭНАС. – М. – 2004.

3. Кискачи В.М. Защита генераторов энергоблоков от замыканий на землю в обмотке статора // Электричество. – 1975. – № 1. – С. 25-31.

4. Каневский Я.М. Применение устройства БРЭ 1301.01 для защиты от замыканий на землю статора генератора в блоке генератор-трансформатор с ответвлением // Энергетик. – 2004. – № 4. – С. 33-34.

ПРАКТИКА

Релейная защита

Авторы: Аганичев К.С., Лукоянов В.Ю.,

Новая модификация терминалов серии «Сириус-2» для объектов с переменным оперативным током

ЗАО «РАДИУС Автоматика», г. Москва, Россия.

В настоящее время среди поставляемых терминалов значительная часть приходится на объекты с переменным оперативным током. Для удовлетворения запросов заказчиков наше предприятие предлагает следующие варианты решений для таких объектов: • применение обычных терминалов серии «Сириус-2» с дополнительным блоком питания типа «Орион-БПМ» или «БПМ-2»; • применение специальных терминалов «Орион-РТЗ» совместно с терминалами «Сириус-ТН». Применение одних и тех же терминалов для подстанций на переменном и на постоянном оперативном токе даёт удобства в эксплуатации и обслуживании, однако использование дополнительных блоков питания имеет следующие негативные моменты: • усложняет и удорожает проект; • вносит дополнительную нагрузку на трансформаторы тока из-за низкого КПД; • занимает много места в релейном отсеке КРУ или КСО. При использовании неспециализированных терминалов для реализации отключения выключателя по схеме дешунтирования необходимо дополнительно использовать реле РП-361 или РП-341. Применение терминала «Орион-РТЗ», хотя и является привлекательным с экономической точки зрения, ограничивается изза недостатка его функциональных и, особенно, сервисных возможностей, таких как отсутствие цепей напряжения и дисплея с клавиатурой, отсутствие осциллографа, архива срабатываний и событий. Исходя из этого возникло предложение выпустить специальные модификации серийных терминалов серии «Сириус-2», приспособленных для применения на объектах с переменным оперативным током. Основные отличия терминалов для работы на переменном оперативном токе: • наличие токовой подпитки терминала при близких КЗ с посадкой (сильным

и даже полным пропаданием) напряжения оперативного тока с возможностью шунтирования токовых обмоток трансформаторов подпитки при наличии напряжения в допустимых пределах с целью уменьшения нагрузки на ТТ в нормальных режимах; • наличие встроенного реле дешунтирования для работы с выключателями с токовыми отключающими катушками; • наличие дискретных входов с запиткой цепи внешнего «сухого» контакта развязанным напряжением от внутреннего источника питания терминала (обеспечение так называемого «напряжения переноса сигнала»). Благодаря незначительному сокращению числа дискретных входов удалось разместить в стандартном корпусе «Сириус-2» дополнительный модуль, реализующий все вышеперечисленные требования. Токовые входы, предназначенные для обеспечения питания терминала при отсутствии напряжения, выполнены раздельно от измерительных токовых входов, что позволяет подключать их к отдельным кернам ТТ. Также при этом, за счет унификации, имеется возможность применения и поставки всех вариантов исполнений по интерфейсам связи с компьютером – исполнения с RS485 или с Ethernet по аналогии с базовой серией устройств. Логично было начать с разработки таких терминалов, как защиты силового трансформатора, ввиду наличия терминалов «Орион-РТЗ», которые в сочетании с терминалами «Сириус-ТН» обеспечивают необходимые функции релейной защиты и автоматики вводов, секционного выключателя и отходящих присоединений. Поэтому первыми разработками в этом ряду являются модификации известных терминалов «Сириус-Т» и «Сириус-УВ», но для переменного оперативного тока. В обозначении таких терминалов вместо номинального вторичного значения ТТ (всегда 5 А) и напряжения оперативного питания

научно‑практическое издание

(всегда 220 В) указывается аббревиатура «БПТ», подчёркивающая наличие подпитки от тока, то есть полное название терминала выглядит, например, так: «Сириус-Т-БПТ-И1». Терминал «Сириус-УВ-БПТ» по отношению к своему предшественнику дополнительно имеет возможность работы со схемой отделитель-короткозамыкатель (ОДКЗ), иногда еще встречающейся на практике. Для этого предусмотрены специальные точки внутренней функциональной логической схемы и программируемые реле, а также дискретный вход для подключения внешнего реле контроля бестоковой паузы при действии на отделитель. Остальные терминалы этой серии («Сириус-Т-БПТ», «Сириус-2-Л-БПТ», «Сириус2-МЛ-БПТ», «Сириус-2-С-БПТ» и «Сириус-2-ВБПТ») практически полностью повторяют функциональный набор от базовых моделей. Из дополнительных особенностей можно отметить специальное реле фиксации команды «включить выключатель» (РФК), выполненное на бистабильном, то есть энергонезависимом реле. Это позволяет при обесточивании подстанции, что достаточно вероятно для переменного оперативного тока, сформировать для телемеханики реальный сигнал аварийного отключения выключателя (РАО). Таким образом, применение новой модификации терминалов без сокращения функциональных возможностей позволит: • обеспечить выполнение всех требований, предъявляемых к терминалам, работающим на переменном оперативном токе; • снизить общую стоимость оборудования; • сократить необходимое число единиц оборудования, благодаря чему их можно размещать в малогабаритных релейных отсеках; • повысить удобство проектирования и эксплуатации РЗА таких объектов за счет унификации с базовыми терминалами серии «Сириус-2».

61

ПРАКТИКА Авторы: Зайцев Б.С., Медяков Е.А., ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары, Россия.

Испытания

В помощь релейщику: использование балластных сопротивлений для проверки ЭМ реле Аннотация: при проверке электромеханических (ЭМ) реле специалисты служб релейной защиты, применяющие в своей работе комплекс РЕТОМ-21, часто интересуются вопросами, касающимися использования балластных сопротивлений. Статья призвана помочь релейщикам разобраться в данной теме.

Ключевые слова: РЕТОМ-21, реле, балластное сопротивление, точность, фиксация.

Зайцев Борис Сергеевич Год рождения: 1959. В 1984 году окончил кафедру «Электрические аппараты» Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова. Заместитель директора по инжинирингу ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары.

При проверке электромеханических реле тока возникает необходимость обеспечения стабильного значения выдаваемого тока при их срабатывании, поскольку в это время может меняться внутреннее сопротивление реле. Если источник тока имеет малое выходное сопротивление, рекомендуется последовательно с обмоткой источника включать балластный резистор, номинал которого превышает сопротивление обмотки реле в 5-10 раз. В этом случае небольшое изменение внутреннего сопротивления реле при срабатывании почти не скажется на величине протекаемого тока. Производимое НПП «Динамика» испытательное устройство РЕТОМ-21 для проверки простых защит имеет один регулируемый источник напряжения постоянного тока (И1) и два регулируемых источника напряжения и тока переменной частоты (И2 и И3). Источник И3 является основным рабочим каналом устройства РЕТОМ-21 и содержит четыре выхода, выполненных в соответствии с величиной выходного напряжения и тока («500 В – 4 А», «250 В – 8 А», «40 В – 50 А», «10 В – 200 А»), а так-

Медяков Евгений Александрович Год рождения: 1985. В 2010 г. окончил Московский государственный открытый университет имени В.С. Черномырдина. Старший специалист по эксплуатации

Рис. 1. Балластные

оборудования

сопротивления

ООО «НПП «Динамика».

устройства РЕТОМ-21

62

03 /Сентябрь 2014

же балластные сопротивления номиналами 6, 150 или 300 Ом, которые размещены внутри корпуса устройства. В процессе эксплуатации пользователи нередко задают нам вопрос: «Почему в устройстве РЕТОМ-21 нет промежуточных балластных сопротивлений, например на 20 и 70 Ом?». Чтобы на него ответить, рассмотрим схему работы данного устройства. Источник И3 прибора РЕТОМ-21 имеет классическую схему источника напряжения, включающую в себя ЛАТР и выходной трансформатор с несколькими отпайками. Для обеспечения стабильного значения тока необходимо преобразовать источник напряжения в источник тока. С этой целью между ЛАТРом и трансформатором подключаются балластные сопротивления (рис. 1). При этом величина выходного сопротивления на каждой отпайке будет зависеть не только от подключенного балластного сопротивления, но и от коэффициента трансформации на данной отпайке и сопротивления выходной обмотки трансформатора. Из табл. 1 видно, что даже при отключенном балластном со-

ПРАКТИКА

Испытания

Табл. 1. Значения выходного сопротивления источника и максимального тока при использовании балластных сопротивлений Положение галетного переключателя Источника 3

Балластные

500 В –­ 4 А

сопротивления, Ом

250 В – 8 А

40 В – 50 А

10 В – 200 А

Z вн, Ом

Imax, А

Z вн, Ом

Imax, А

Z вн, Ом

Imax, А

Z вн, Ом

Imax, А

0

13

4

4

8

0,3

50

0,03

200

6

53

3,2

14

6,3

0,6

39,5

0,044

158

150

928

0,55

240

1,1

7

6,8

0,4

27,4

300

1707

0,22

438

0,45

12

2,8

0,75

11,2

противлении имеется некоторое значение сопротивления, ограничивающее ток. Наибольшим внутренним сопротивлением обладает выход «500 В–4 А». Так, при включенном балластном сопротивлении 300 Ом его значение превышает 1600 Ом, что позволяет получить плавную регулировку тока в диапазоне от единиц до 200 мА. При 150 Ом внутреннее сопротивление уменьшается до 900 Ом, а ток возрастает до 0,5 А. Если требуется большее значение тока, то галетный переключатель необходимо установить на другой диапазон. Например, на выходе «250 В – 8 А» при балластном сопротивлении 150 Ом ток достигает 1,1 А при внутреннем сопротивлении в 240 Ом и т.д. Таким образом, можно получить плавную регулировку тока при проверке любых реле. Следует отметить, что чем больше величина тока срабатывания реле, тем меньше сопротивление его обмотки, и,

следовательно, требуется меньшее балластное сопротивление. В качестве примера рассмотрим требования по проверке реле тока РТ-40. В табл. 2 приведены значения сопротивлений катушки для разных типоисполнений и схем включения, а также диапазон уставок срабатывания. Из таблицы видно, что реле РТ-40/0,2 имеет максимальное значение сопротивления, равное 80 Ом, при наименьшей уставке 0,05 А. Данное реле легко проверяется на диапазоне «500 В – 4 А» с помощью балластных сопротивлений 150 или 300 Ом. Для проверки реле РТ-40/0,6 необходимо использовать выход «250 В – 8 А». Остальные типы реле обладают более малым внутренним сопротивлением, поэтому проще в тестировании. Допустим, что в устройстве РЕТОМ-21 помимо балластных сопротивлений 6, 150 и 300 Ом имеются также дополни-

Табл. 2. Уставки и соответствующие им значения сопротивлений реле РТ-40 Тип реле

Imin, А

Imax, А

S, В·А

Z(Imin), Ом

Z(Imax), Ом

РТ-40/0,2

0,05

0,2

0,2

80

5

РТ-40/0,6

0,15

0,6

0,2

8,89

0,56

РТ-40/2

0,5

2

0,2

0,8

0,05

РТ-40/6

1,5

6

0,5

0,22

0,014

РТ-40/10

2,5

10

0,5

0,08

0,005

РТ-40/20

5

20

0,5

0,02

0,0013 0,0003

РТ-40/50

12,5

50

0,8

0,005

РТ-40/100

25

100

1,8

0,003

0,0002

РТ-40/200

50

200

8

0,003

0,0002

тельные резисторы номиналами 20, 40 и 70 Ом. Учитывая, что выходное сопротивление обладает пропорциональной зависимостью от включенных в цепь балластных сопротивлений, получаем для выбранных номиналов данные, приведенные в табл. 3. Анализируя данные табл. 1 и 3, можно сделать вывод, что встраивать в прибор РЕТОМ-21 дополнительные резисторы не имеет смысла, поскольку имеющиеся в нем балластные сопротивления полностью перекрывают выходные значения, получаемые с помощью резисторов 20, 40, 70 Ом. Для обеспечения требуемого рабочего диапазона тока достаточно лишь выбрать соответствующий выход источника И3 и имеющееся балластное сопротивление. Кроме этого стоит отметить, что при увеличении балластных сопротивлений возрастает и их мощность. Так, при сопротивлении 20 Ом на нем будет рассеиваться почти 2400 Вт, что сопоставимо с мощностью источника, а при сопротивлении в 40 и 70 Ом соответственно 1200 и 700 Вт. Размещение таких резисторов внутри испытательного прибора значительно увеличит его габариты и вес, но при этом не добавит новых функциональных возможностей. Применение балластных сопротивлений повышает точность проверки устройств РЗА в ручном режиме. Помимо этого в приборе РЕТОМ-21 реализованы дополнительные меры по повышению

Табл. 3. Выходное сопротивление источника при дополнительных балластных сопротивлениях Положение галетного переключателя Источника 3

Балластные 500 В–4 А

сопротивле-

250 В–8 А

40 В–50 А

10 В–200 А

ния, Ом

Z вн, Ом

Imax, А

Z вн, Ом

Imax, А

Z вн, Ом

Imax, А

Z вн, Ом

Imax, А

20

150

3

40

6

1,5

25

0,085

100

40

270

2

75

4

2,5

16

0,13

75

70

450

1

120

2

4

10

0,2

50

научно‑практическое издание

63

ПРАКТИКА

Испытания

Табл. 4. Результаты измерения тока срабатывания реле РТ-40/20 РЕТОМ-21 с фиксацией Уставка Iср, А

Относительная погрешность, %

Iср, А

Относительная погрешность, %

7,00

6,938

0,89

6,578

6,03

7,00

6,937

0,90

6,914

1,23

7,00

6,951

0,70

6,857

2,04

7,00

6,949

0,73

6,972

0,40

7,00

6,94

0,86

6,658

4,89

точности измерений, например, функция аппаратной фиксации. Фиксация срабатывания «на глазок», часто проводимая пользователем, не обеспечивает высокой точности и должной стабильности измеряемых параметров. Аппаратная же фиксация позволяет записывать в память значение тока, протекающего по обмотке реле в момент замыкания/размыкания его контактов при срабатывании/возврате, которое затем выводится на индикатор. Фиксацию можно настро-

64

РЕТОМ-21 без фиксации

03 /Сентябрь 2014

ить не только на действие контролируемого контакта, но и на обрыв тока, что удобно при проверке реле прямого действия. В приборе РЕТОМ-21 данная функция включена по умолчанию. Продемонстрировать эффективность данной функции можно на примере проверки реле РТ-40/20. В табл. 4 представлены результаты измерений тока срабатывания реле РТ-40/20, полученные с помощью прибора РЕТОМ-21 с включенной и отключенной функцией фиксации.

Из таблицы видно, что результаты, полученные с использованием фиксации, гораздо стабильнее и точнее по сравнению с результатами, полученными без этой функции. Также немаловажным фактором, влияющим на точность испытаний, является скорость вращения ручки ЛАТРа: чем медленнее вращение, тем точнее результаты. Во избежание перегрева реле или источника в приборе РЕТОМ-21 имеется режим импульсной подачи тока, который защищает проверяемые реле от чрезмерно большого тока. Совместное использование импульсного режима подачи тока и фиксации позволяет измерить одновременно и ток срабатывания, и время срабатывания. Таким образом, устройство РЕТОМ-21, обладая встроенными балластными сопротивлениями, расширяющими диапазон плавного регулирования тока и повышающими точность проводимых измерений, позволяет полноценно решать задачи по проверке всех типов ЭМ реле.

ПРАКТИКА

Оперативный ток

Автор: Ершов А.А.,

Чистый синус: компактный ИБП 220 В для промышленного применения

ООО «Феникс Контакт РУС», г. Москва, Россия.

Рис. 1. Промышленный источник бесперебойного питания QUINT AC-UPS генерирует чистую синусоиду на выходе

В настоящее время все больше и больше пользователей устанавливают в свое оборудование источники бесперебойного питания с аккумуляторами, чтобы в случае отключения сетевого питания обеспечивать работу устройств некоторое время. Это могут быть несколько минут, которые необходимы промышленному компьютеру, чтобы корректно завершить работу, или несколько часов для работы, например, системы телемеханики. Большинство современного оборудования для систем автоматизации питается 24 В постоянного тока, но нередко бывает, что в одной системе есть нагрузки с напряжением питания как 24 VDC, так и 220 VAC, а также с другими напряжениями. Например, 24 VAC, используемые для питания противопожарных клапанов или видеокамер, или 12 VDC для питания некоторых радиомодемов. В этом случае бесперебойное питание может быть обеспечено по напряжению 220 VAC, после чего оно преобразуется в необходимые номиналы напряжений. Однако выбирая источник бесперебойного питания на 220 В переменного тока, пользователь сталкивается 66

03 /Сентябрь 2014

с двумя основными форм-факторами. Первый вариант – это ИБП для монтажа в 19” стойку, мощность которого составляет 700…1000 Вт минимум, и она чаще всего избыточна. Кроме того, в малогабаритный шкаф его просто не установишь. Второй вариант – офисный ИБП малой мощности моноблочного исполнения. Такие часто используются совместно с рабочими станциями и лежат где-нибудь на полу рядом с системным блоком. Такой ИБП в шкаф, конечно, влезает, но становится узким местом всей системы, и этому есть целый ряд причин. Во-первых, это узкий диапазон температур эксплуатации, обусловленный как исходным назначением такого ИБП работать в теплом помещении, так и встроенными свинцовокислотными аккумуляторами, которые рекомендуется эксплуатировать не ниже 0 °С. Во-вторых, это несоответствие промышленным стандартам по электромагнитной совместимости. Требования по ЭМС к офисному и бытовому оборудованию в разы ниже, чем к промышленному. А источников помех, например, в цеху предприятия,

достаточно: запуск мощных нагрузок, работа частотных преобразователей, и даже сварка – электромагнитная обстановка далека от офисной! В-третьих, это не промышленное крепление и подключение. Офисный ИБП на DIN-рейку не повесишь, к стене не прикрутишь – остается только положить, например, вниз шкафа. В общем, вибростойкость такого ИБП далека от промышленных требований. Да и подключение к нему осуществляется по бытовому стандарту МЭК 60320 (разъемы типов С13 и С14). Это вам не винтовые или пружинные клеммы! В четвертых, для замены аккумуляторов обычно необходимо отключить ИБП – значит, отключить и нагрузку. Далеко не всегда это допустимо при промышленном применении. Кроме того, в большинстве недорогих ИБП такого типа используется простой инвертор, форма выходного напряжения которого несинусоидальная (т.н. «модифицированный синус»), что подходит не всем нагрузкам. Ну и еще стоит отметить слабую диагностику: чаще всего это светодиодные индикаторы и звуковой сигнал, а промышленные системы работают либо с дискретными и аналоговыми сигналами, либо со стандартизированными протоколами (например, Modbus RTU). То есть получается, что все оборудование в шкафу автоматики промышленного исполнения: контроллер, реле, источник питания, преобразователи сигналов, медиаконвертеры – и только ИБП не предназначен для эксплуатации в жестких промышленных условиях. Как же выйти из ситуации? Решение есть! Компания Phoenix Contact предлагает компактный источник бесперебойного питания QUINT AC-UPS мощностью 500 ВА

ПРАКТИКА

Оперативный ток

(активная мощность 400 Вт). Данный ИБП имеет диапазон входного напряжения 85…264 В переменного тока, который фактически разбит на два поддиапазона (для работы в сетях европейских и североамериканских). После подачи входного напряжения он определяет по его уровню, в какой сети работает устройство, и при отключении питания инвертор автоматически генерирует на выходе напряжение нужного номинала и нужной частоты (230 В/50 Гц или 120 В/60 Гц). Кстати, форма выходного напряжения инвертора – полностью синусоидальная. ИБП имеет маркировку VFD-SS-311 в соответствии со стандартом МЭК 62040-3, и время переключения составляет не более 10 мс. Малые габариты (125 х 130 х 125 мм), а также возможность установки как на DIN-рейку, так и на панель, позволяют легко смонтировать его в небольшом шкафу автоматики.

Рис. 2. Источник бесперебойного питания QUINT AC-UPS с подключенной аккумуляторной VRLA батарей 24 В / 3.4 Ач

QUINT AC-UPS соответствует промышленным требованиям по ЭМС и вибростойкости, может работать в широком температурном диапазоне -25…+70 °С. Кроме того, проходил дополнительные испытания (type test) на холодный запуск при -40 °С.

Phoenix Contact также поставляет широкий спектр аккумуляторов для использования с QUINT

AC-UPS: это и свинцово-кислотные батареи UPS-BAT/VRLA (есть версии от -40 °С), и литий-ионные аккумуляторы UPS-BAT/LI-ION со сроком службы до 15 лет и ресурсом в 7 000 циклов заряда-разряда, и полностью необслуживаемые накопители UPS-CAP на базе суперконденсаторов для компенсации коротких провалов (несколько минут). Благодаря возможности горячей замены и наращивания емкости обслуживание QUINT AC-UPS можно произвести легко, быстро и без риска. Отдельно стоит отметить широкие возможности мониторинга состояния аккумулятора. Технология IQ позволяет точно определять его уровень заряда, производительность, а также прогнозировать оставшийся срок службы, что немаловажно для удаленных систем. Информацию о состоянии самого ИБП и батареи можно легко получить с помощью трех настраиваемых дискретных выходов, а также через порт передачи данных по открытому протоколу Modbus RTU. Кроме того, возможно управление ИБП через два дискретных входа. Один позволяет принудительно отключить его, например, для предотвращения дальнейшего разряда аккумулятора (Remote Shutdown), а второй – принудительно запустить инвертор без наличия входного сетевого напряжения (Autostart).

Еще одна полезная функция QUINT AC-UPS – это режим «PC Mode», созданный специально для питания промышленных компьютеров. Для использования данного функционала потребуется всего лишь установить бесплатное программное обеспечение UPS-CONF на промышленный компьютер и подключить ИБП к компьютеру с помощью кабеля IFS-USB-DATACABLE. При поступлении сигнала от ИБП об отключении внешнего питания UPS-CONF даст команду Windows завершить работу, а также может предварительно запустить, например, программу архивации оперативных данных. После возобновления сетевого питания ИБП автоматически запустит ПК. Таким образом, источник бесперебойного питания QUINT AC-UPS – отличный вариант для питания нагрузок 220 В небольшой мощности, хорошая альтернатива офисно-бытовым ИБП. А соответствие промышленным стандартам позволяет ему работать в жестких индустриальных условиях.

ООО «Феникс Контакт РУС» 428000, г. Чебоксары, ул. Энгельса, д. 28, оф. 209 Тел.: +7 (8352) 24-0427 Факс: +7 (8352) 24-0428 info@phoenixcontact.ru www.phoenixcontact.ru

Параметр

QUINT-UPS/1AC/1AC/500VA

Офисный/бытовой ИБП

Диапазон температур эксплуатации

-25…+70 °С (холодный запуск от -40 °С)

0….+40 °С

Соответствие промышленным требованиям по ЭМС и вибростойкости

Да

Нет

Крепление

DIN-рейка, панель

Без крепления

Подключение

Винтовые клеммы

Бытовые разъемы С13/С14

Форма выходного напряжения

Чистый синус

Несинусоидальная

Горячая замена аккумуляторов

Да

Нет

Диагностика

Дискретные выходы, Modbus RTU, светодиоды

Светодиоды, звуковая сигнализация

научно‑практическое издание

67

ПРАКТИКА

Оперативный ток

Автор: Тюрин Д.Ю.,

АЛЬТЕРНАТИВНАЯ СИСТЕМА ОПЕРАТИВНОГО ТОКА ПОДСТАНЦИЙ

ЗАО «Самарский Электропроект», г. Самара, Россия.

Аннотация: рассмотрены возможности оптимизации параметров системы оперативного постоянного тока подстанций, предложен альтернативный вариант системы оперативного тока для питания микропроцессорных устройств.

Ключевые слова: оперативный ток, источник питания, аккумуляторная батарея. Согласно общеизвестной классификации, существует 3 системы оперативного тока подстанций: система переменного, выпрямленного и постоянного оперативного тока. Каждая из систем имеет ряд преимуществ и недостатков при использовании ее для питания микропроцессорных устройств, однако наибольшее распространение получила система постоянного оперативного тока (СОПТ). В соответствии с действующими нормативными документами [1], на подстанциях переменного тока 35-750 кВ в качестве источников оперативного тока рекомендовано применение СОПТ, включающего в себя комплекты зарядно-выпрямительных устройств (ЗВУ), распределительных устройств, располагаемых в отдельных шкафах, и стационарную аккумуляторную батарею (АБ), располага-

Рис. 1. Структурная схема альтернативной системы оперативного тока ПС

68

03 /Сентябрь 2014

емую в отдельном, специально оборудованном помещении. Основными потребителями СОПТ являются: устройства РЗА, световой и звуковой сигнализации, электромагниты и привода выключателей, аварийное освещение подстанции, оперативная блокировка, устройства АСУ ТП. В настоящее время повсеместное внедрение микропроцессорных терминалов РЗА, а также замена устаревших электромеханических устройств релейной защиты микропроцессорными является общепризнанной тенденцией. РЗА и АСУ ТП вновь возводимых подстанций выполняются полностью на микропроцессорной технике, что существенно снижает энергопотребление от системы оперативного тока. Применение энергосберегающих технологий в устройствах аварийного освещения ПС и световой сигнализации

ПРАКТИКА

Оперативный ток

также приводит к уменьшению нагрузки на СОПТ. Электромагниты управления и привода современных элегазовых и вакуумных выключателей по сравнению с устаревшими масляными и вовсе требуют в сотни раз меньшее количество электроэнергии для реализации функций управления. Таким образом, суммарная нагрузка на СОПТ современной ПС составляет 5-30 А, а толчковые нагрузки могут составлять менее 5 А. Для сравнения, нагрузка на СОПТ ПС на электромеханике с применением ламп накаливания в цепях сигнализации и аварийного освещения, а также с применением масляных выключателей может составлять 100-200 А, толчковые нагрузки – дополнительно 200 А. Совершенно очевидно, что для питания потребителей СОПТ современной ПС возможно применение устройств гораздо меньших габаритов, не требующих отдельных помещений и даже отдельных шкафов. Исходя из вышеизложенного, на вновь возводимых и реконструируемых объектах предлагается применение альтернативной системы оперативного тока на основе комбинированных источников питания, совмещающих в себе элементы всех известных систем оперативного тока (рис. 1). Основными особенностями таких источников являются малые габариты, позволяющие смонтировать их внутрь шкафа РЗА, либо другого потребителя СОПТ, питание от сети собственных нужд подстанции, наличие встроенных систем стабилизации напряжения, контроля изоляции, гальваническая развязка с питающей сетью, а также наличие собственной АБ у каждого источника. В процессе проработки концепции альтернативной системы оперативного тока был составлен следующий перечень требований к комбинированным источникам питания: 1. Напряжение 220 В на выходе – постоянный либо переменный ток, на входе – 220 В переменный. Диапазон отклонения напряжения – не более ±10%.

2. Защита от токов короткого замыкания.

3. Минимум пульсаций, защита от перенапряжений.

4. Мощность – не менее 30 Вт с возможностью кратковременного увеличения нагрузки при питании электромагнитов управления.

5. Возможность монтажа внутрь шкафа.

6. Диапазон рабочих температур – -10÷+45о С.

7. Возможность подключения АБ либо наличие встроенной АБ, рассчитанной на автономную работу источника в течение 2 ч.

8. Наличие устройства контроля изоляции.

9. Малые габариты и низкая стоимость.

10. Гальваническая развязка от питающей сети. В данном перечне также были учтены требования действующих нормативных документов [2, 3, 4].

К сожалению, среди огромного количества источников питания, имеющихся на рынке в свободной продаже, сложно подобрать устройство, параметры которого полностью соответствуют перечисленным требованиям к источникам оперативного тока для микропроцессорных устройств РЗА. Ввиду отсутствия готовых решений для выполнения предлагаемой системы на рассмотрение представлен вариант ее практической реализации. Для решения поставленной задачи требуется разработка схемы нового источника питания и подбор конкретных параметров устройств для использования в модулях, из которых будет состоять данный источник. В качестве основы для создания комбинированного источника оперативного тока предлагается принципиальная схема, изображенная на рис. 2.

Рис. 2. Принципиальная схема комбинированного источника оперативного тока

научно‑практическое издание

69

ПРАКТИКА

Оперативный ток

Питание источника предусматривается от сети собственных нужд ПС. Переключение между основными и резервными шинками питания осуществляется посредством переключателя S1. На входе после защитных аппаратов FU1 требуется установить преобразователь напряжения – выпрямитель UZ1 220/12 В выходной мощностью не менее 30 Вт с функциями контроля исправности и подзаряда отдельно подключаемой АБ 12 В G1 емкостью 12 А*ч, без возможности подачи напряжения в питающую сеть. Перевод напряжения к уровню 220 В производится посредством DC/DC(AC) преобразователя UZ2 12/220 В, мощность которого составляет 300 Вт с возможностью кратковременной перегрузки до 4 крат в случае питания электромагнитов управления выключателей и защитой от импульсных перенапряжений. Далее происходит разделение цепи питания на 2 части. Одна часть предназначена для питания микропроцессорного устройства РЗА, другая часть предназначена для питания катушек электромагнитов управления выключателей. Обе части имеют систему контроля изоляции на основе высокочувствительных токовых реле KL1, KL2 с током срабатывания 250 мкА и резисторов R1, R2 550 кОм, а также защиту от коротких замыканий, выполненную на автоматических выключателях SF1, SF2 на номинальный ток отключения 1 А характеристика срабатывания С. Каждый источник должен иметь унифицированную модульную конструкцию, позволяющую оперативно произвести замену вышедшего из строя модуля аналогичным из ЗИП комплекта либо из источника питания защит присоединений, находящихся в резерве. Функции модулей указаны на рис. 1: защита внутренних цепей, контроль изоляции и т.д. Схема источника для питания потребителей СОПТ большей мощности, чем устройства РЗА (например, шкафа телемеханики), аналогична и отличается лишь повышенной емкостью аккумуляторной батареи G1, увеличенной мощностью устройства UZ1 и отсутствием разделения выходных цепей питания. Кроме того, для большинства потребителей СОПТ в определенных случаях в 70

03 /Сентябрь 2014

качестве источников питания является целесообразным использование промышленных ИБП, конструкция которых также предусматривает возможность их монтажа внутрь шкафа потребителя. Монтаж каждого модуля, за исключением АБ, должен быть предусмотрен на DIN-рейку, устанавливаемую внутри шкафа, либо должны быть предусмотрены крепления в удобном для обслуживания месте. Модуль АБ, состоящий из теплоизолирующего ящика, обеспечивающего устойчивость батареи к снижению температуры на время автономной работы источника и самой АБ, предлагается устанавливать на пол шкафа либо крепить на свободное место на фальш-панели. К преимуществами предлагаемой системы оперативного тока можно отнести: 1. Отсутствие затрат на строительство и содержание помещения аккумуляторной батареи, а также потерь электроэнергии на вентиляцию данного помещения.

2. Существенное сокращение необходимой площади для размещения оборудования в здании ПС из-за отсутствия необходимости установки шкафов ЗВУ и распределения. Отсутствие затрат на приобретение данных шкафов.

3. Отсутствие затрат на обслуживание отдельных панелей ЗВУ. Обслуживание малогабаритных источников питания может производиться параллельно с обслуживанием шкафов РЗА.

4. Возможность оперативной замены вышедших из строя модулей источников питания.

5. В случае выхода из строя источника оперативного тока теряют питание устройства только одного шкафа.

6. Ввиду сокращения объемов и, как следствие, снижения емкости кабельной сети, подключаемой к источнику по сравнению с кабельной сетью, подключаемой к централизованной СОПТ, отсутствует вероятность ложного срабатывания дискретного входа устройства РЗА в случае его замыкания на землю и разряда емкости сети на этот вход, либо ложного срабатывания катушки электромагнита управления. Кроме того,

обеспечиваются условия для выполнения требования [4] по ограничению емкости сети оперативного тока – не более 50 мкФ.

7. Отсутствие посадки напряжения в сети оперативного тока в случае к.з. на присоединении. Данное преимущество открывает дополнительные возможности по применению МП-устройств, чувствительных к кратковременным посадкам напряжения и имеющим длительное время повторной готовности после восстановления напряжения [4] (например, терминалы РЗА Siprotec фирмы Siemens имеют запас времени всего 20 мс до начала перезагрузки в случае критического падения напряжения оперативного питания и порядка 20 с – время перезагрузки до повторной готовности в случае восстановления питания).

8. Индивидуальная защита от перенапряжений, снижение перенапряжений за счет наличия гальванических развязок и УЗИП в каждом источнике.

9. Простота выполнения пофидерного контроля изоляции.

10. Низкая стоимость комплектующих изделий.

11. Удобство хранения, транспортировки и монтажа ЗИП в связи с его малыми габаритами и массой. К недостаткам предлагаемой системы перед традиционной СОПТ можно отнести: отсутствие нормативных документов и руководящих указаний для ее изготовления, монтажа и обслуживания, а также необходимость разработки унифицированных модулей с требуемыми параметрами и подбора устройств для использования в модулях источников питания. В завершение хотелось бы отметить, что в случае реализации концепции цифровой ПС произойдет еще более существенное снижение энергопотребления по цепям оперативного тока за счет перехода на цифровой обмен данными между микропроцессорными устройствами, а также потребуется ужесточить требования по электромагнитной совместимости, помехозащищенности цифровых каналов связи, надежности электропитания устройств РЗА. Согласно [5], приме-

ПРАКТИКА

Оперативный ток нение автономных источников электропитания устройств, подверженных электромагнитным воздействиям, является одним из требований для обеспечения высшего класса защиты автоматизированных систем (класс 5).

Тюрин Дмитрий Юрьевич Дата рождения: 23.05.1984 г. В 2006 г. окончил электротехнический факультет СамГАПС. Главный специалист отдела электроснабжения ЗАО «Самарский Электропроект».

Выводы 1. Вследствие снижения энергопотребления от системы оперативного тока современных подстанций стало целесообразным использование комбинированных автономных источников питания, устанавливаемых внутри шкафов в непосредственной близости от потребителей оперативного тока.

2. Ввиду отсутствия готовых решений среди представленных на рынке источников питания следует проработать варианты аппаратной реализации предлагаемой системы оперативного тока.

3. К основным преимуществам предлагаемой системы перед традиционной СОПТ относятся малые габариты, удобство обслужива-

научно‑практическое издание

ния и ремонта, относительно низкая стоимость, стабильность питания потребителей, исключающая провалы и скачки напряжения на входах электропитания МП-устройств и улучшение электромагнитной обстановки на ПС.

4. Требуется создание нормативной базы, необходимой для изготовления и применения комбинированных источников оперативного тока. Литература 1. СТО 56947007-29.240.10.028-2009 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС).

2. СТО 56947007-29.120.40.041-2010 Системы оперативного постоянного тока подстанций. Технические требования.

3. СТО 56947007-29.120.40.093-2011 Руководство по проектированию систем оперативного постоянного тока (СОПТ) ПС ЕНЭС. Типовые проектные решения.

4. РД 34.35.310-97 Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем.

5. ГОСТ Р 52863-2007 Защита информации. Автоматизированные системы в защищенном исполнении испытания на устойчивость к преднамеренным силовым электромагнитным воздействиям. Общие требования.

71

ПРАКТИКА Автор: Алымов И.В., ЗАО «РАДИУС Автоматика», г. Москва, Россия.

Оперативное управление

Распределенная система управления и оперативных блокировок коммутационных аппаратов на базе шкафов «ШЭРА»

«Классический» вариант реализации оперативных блокировок на электромагнитных реле имеет ряд недостатков: большой объем кабельной продукции, низкая надежность, сложность переконфигурирования. Обычное явление, когда система оперативной блокировки на подстанциях (ПС) выведена из работы. С появлением микропроцессорных устройств и развитием цифровых линий связи появилась возможность создания надежных систем блокировки коммутационных аппаратов (КА). Можно выделить два типа архитектуры построения систем оперативной блокировки: централизованная и распределенная. Централизованная система подразумевает под собой решение задачи блокировки в едином устройстве, обычно расположенном в ОПУ. В этом случае сигналы положения коммутационных аппаратов заводятся напрямую в шкаф оперативной блокировки. Шкаф получает информацию о состоянии КА напрямую с блок-контактов и принимает решение о блокировке КА в зависимости от этих состояний. Недостатками данного решения являются сохранение большого объема кабельной продукции, ограниченное количество подключаемых КА. Т.е. такое решение приемлемо для небольших ПС с малыми расстояниями между оборудованием и малым количеством КА. Распределенная система представляет из себя набор устройств блокировки, расположенных непосредственно у присоединений, и централизованный шкаф, с которого задается конфигурация и осуществляется контроль за состоянием системы. Терминалы оперативной блокировки получают информацию о подключенных КА и раздают эту информацию другим терминалам по линии связи. Логика оперативной блокировки отрабатывается терминалом непосредственно на 72

03 /Сентябрь 2014

присоединении и не зависит от состояния центрального контроллера. Данный вариант позволяет сократить количество кабельной продукции и увеличить надежность системы. «СУБР-РА» – это распределенная система оперативной блокировки и управления КА. Она предназначена для контроля положения коммутационных аппаратов, контроля состояния приводов КА, дистанционного управления, местного управления (с блокировкой), аварийного управления (без блокировки), блокировки КА. Система может обрабатывать данные от 2000 КА. Для диспетчера есть возможность добавлять «виртуальные» КА, например переносное заземление, и включать их в логику работы системы блокировок. Логика работы блокировки задается с помощью программного обеспечения «Старт-2ПС». Окно конфигурации вы-

глядит аналогично «классической» схеме блокировки на электромагнитных реле, поэтому переучиваться под новые технологии ни проектировщикам, ни наладчикам, ни эксплуатации не требуется. «СУБР-РА» состоит из шкафов наружной установки «ШЭРА-Н-УБР», которые располагаются в непосредственной близости от присоединения, шкафов сбора и обработки информации «ШЭРАСОИ-УБР» и программного обеспечения «Старт-2-ПС». «ШЭРА-Н-УБР» предназначены для контроля состояния подключенных КА и их приводов, сбора информации о внешних КА и формирования сигналов готовности и управления КА. «ШЭРА-СОИ-УБР» служит для сбора, обработки и передачи информации на верхний уровень АСУ ТП, питания и организации связи шкафов «ШЭРА-Н-УБР». Программное обеспечение «Старт-2-ПС» предназначено для настройки и конфигурирования терминалов «Сириус-2-УБР», входящих в

Рис.1. Ввод уставок и контроль состояния схемы блокировки

ПРАКТИКА

Алымов Иван Владимирович Год рождения: 1976. Окончил Московский Институт Электронной Техники по специальности «Специализированные системы управления». Начальник лаборатории программного обеспечения и автоматизированных систем управления ЗАО «РАДИУС Автоматика».

Оперативное управление состав шкафов «ШЭРА-Н-УБР», а также для организации АРМ дежурного оператора и АРМ диспетчера. Связь между компонентами системы может быть обеспечена по двум резервированным каналам с интерфейсом RS-485 либо Ethernet 100 Base FX (многомодовое оптоволокно). Шкафы соседних присоединений контролируют друг друга с помощью дискретных сигналов «Аварийная деблокировка» и «Отказ» и сообщают о внештатных ситуациях оператору. Шкаф «ШЭРА-Н-УБР» может содержать один или два терминала «Сириус-2-УБР», которые, в свою очередь, могут контролировать до 24 КА каждый. Данные шкафы спроектированы для наружной установки. Они имеют двойные наружные стенки, заполненные утеплителем, и элементы внутреннего обогрева, которые позволяют поддерживать нормальную температуру внутри шкафа и препятствуют выпадению конденсата. На передней панели шкафа расположена мнемосхема контролируемого присоединения с возможностью местного управления КА. На мнемосхеме отображается состояние КА и состояние сигнала готовности каждого КА. Шкаф имеет три режима работы: дистанционное управление, местное управление с блокировкой и местное управление с деблоки-

ровкой. Шкаф подключается напрямую к блокконтактам коммутационного аппарата (НЗ и НР) для определения текущего его состояния, контролирует неисправности цепей управления (питание привода, питание двигателя, режим местного управления и т.п.), выдает сигнал готовности и сигналы «Влючить» и «Отключить». По каждому из КА ведется статистика по количеству переключений, отказов, считается остаточный ресурс. Шкаф «ШЭРА-СОИ-УБР» устанавливается в ОПУ и состоит из комплекта СОИ, комплекта синхронизации УБР и комплекта питания. Комплект СОИ обеспечивает сбор информации с терминалов «Сириус-2-УБР», отображение этой информации и передачу информации на верхний уровень АСУ ТП. Комплект синхронизации служит для обеспечения связи и диагностики информационных линий терминалов. Система оперативных блокировок должна иметь свое собственное гальванически развязанное питание =220 В. Для этой цели в шкафу «ШЭРА-СОИ-УБР» предусмотрен комплект питания, состоящий из двух источников питания со входным напряжением ~220 В или =220 В. Обеспечивается гальваническая изоляция 4 кВ. Для повышения надежности схемы питания предусмотрено устройство контроля изоляции с регулируемым порогом 10-220 кОм. Система управления и блокировки коммутационных аппаратов «СУБР-РА» применяется на подстанциях компаний «МРСК» и «Сургутнефтегаз». Зарекомендовала себя как надежная и легкая в использовании система.

Рис. 2. Структурная схема распределенной системы оперативных блокировок и управления «СУБР-РА»

Рис.3. Шкаф «ШЭРА-Н-УБР»

научно‑практическое издание

Рис. 4. Шкаф «ШЭРА-СОИ-УБР»

73

История Автор: д.т.н., профессор Левиуш А.И., г. Москва, Россия.

ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ ОТ ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ В ОБМОТКЕ СТАТОРА

В настоящее время защита от замыкания на землю обмотки статора является одной из основных защит генератора от внутренних повреждений. За годы первой пятилетки на электрических станциях СССР было установлено большое количество импортных защит от замыкания на корпус, преимущественно фирм «Сименс-Шуккерт» и AEG. Для создания искусственного активного тока замыкания на землю, достаточного по величине для надежного функционирования защит, нулевая точка генератора или специально созданная с помощью трансформатора нулевая точка системы заземляются с помощью активного сопротивления. Селективной дифференциальной защите генераторов, работающей на сборные шины, не удается защитить более 90% витков генератора. Замыкание на корпус является наиболее частым видом повреждения генератора, и оно почти всегда сопровождается замыканием между отдельными фазами. Это делает защиту от замыканий на корпус почти универсальной защитой

генератора, и поэтому ее желательно применять во всех случаях. В 1935 году в статье «Современные методы защиты генераторов от замыкания на землю» рассказано о включении реле направления мощности нулевой последовательности на ток нулевой последовательности и напряжение разомкнутого треугольника [2], нагруженного на активное сопротивление. Подмагничивание трансформаторной стали током рабочей частоты энергосистемы дает такой же эффект, как применение материала с магнитной проницаемостью порядка 5000-8000 гс/э, что приблизительно в 10 раз превышает магнитную проницаемость стали Э4А в начале кривой намагничивания. В случае обрыва цепи подмагничивания ток срабатывания защиты увеличивается также в 10 раз. На рис. 3 (а, б) показан принцип действия трансформатора тока нулевой последовательности (ТНП) с подмагничиванием (ТНПП) – авторское свидетельство №74018 по заявке от 07 апреля 1947 г. Трансформатор тока имеет два одинаковых магнитопровода. Обе обмотки намагничивания имеют одинаковое число витков и соединены встречнопоследовательно по отношению к пер-

Рис. 1. Простая защита

Рис. 2. Дифференциальная

от замыканий на землю

защита генератора

от замыканий на землю

с заземленной нулевой

на корпус генератора,

точкой

работающего на сеть через трансформатор [1]

74

03 /Сентябрь 2014

вичной и вторичной обмотке ТНПП. При отсутствии тока нулевой последовательности Iз=0 в первичной цепи магнитные потоки ФIµ и ФIIµ, созданные в магнитопроводах током подмагничивания Iµ частоты 50 Гц, наводят во вторичной обмотке равные и прямо противоположные электродвижущие силы (ЭДС), и ток во вторичной цепи отсутствует (3, а). При появлении в первичной цепи тока замыкания на землю в магнитопроводах возникают одинаково направленные потоки ФIз и ФIIз (3, б), накладывающиеся на потоки подмагничивания (для простоты потоки подмагничивания не показаны). Создаваемые потоками ФIз и ФIIз во вторичной обмотке одинаково направленные ЭДС складываются, вызывая напряжения и токи во вторичной цепи. На обмотки подмагничивания потоки ФIз и ФIIз не влияют, создавая в них взаимно уничтожающиеся ЭДС. Важно отметить, что ТНПП намагничивающая сила (НС) от ЭДС обычно больше НС от тока замыкания на землю Iз (рис. 4). Ток реле блокировки в 1,5-2,0 раза больше номинального тока генератора для предотвращения ложного действия защиты ОЗЗ при внешнем междуфазном коротком замыкании (КЗ) на дополнитель-

а)

б)

Рис. 3. Принцип устройства ТНП с подмагничиванием: а – нормальный режим работы установки; б – однофазное замыкание на землю

История ные трансформаторы тока (ТТ). Защита с использованием ТНП шинного типа применяется достаточно давно, но имеет ряд недостатков, в частности, большую мертвую зону со стороны нейтрали, недостаточную чувствительность при точной настройке компенсации емкостных токов, а также сложность установки ТНПП на генераторах с комплектными экранированными токопроводами. Эти недостатки привели к тому, что в настоящее время ТНПП сняты с производства, и такие защиты эксплуатируются только на старых генераторах. Шагом вперед в направлении совершенствования защит от однофазных замыканий на землю (033) явилась разработка в 80-х годах ХХ века защиты без использования токов нулевой последовательности – ЗЗГШ (БРЭ 1301.03 на интегральных микросхемах) [4]. Эта защита реагирует на соотношение высших гармоник в дифференциальных токах фаз защищаемой обмотки статора и обеспечивает защиту всей обмотки без мертвой зоны, что очень важно. Автор этой разработки – Валентин Моисеевич Кискачи (фото 1). На генераторе с замыканием на землю дифференциальный ток в одной фазе больше дифференциальных токов двух других фаз. Условия блокировки (в генераторе без замыкания на землю) дифференциальные токи двух фаз больше или равны дифференциальному току третьей фазы [6]. Использование высших гармоник позволяет выполнить защиту, не зависящую от компенсации емкостного тока сети, поскольку компенсируются только

составляющие промышленной частоты, а токи гармоник от компенсаций практически не зависят. Защита не выпускалась серийно изза ряда выявившихся недостатков [5]: 1. Защита малочувствительна к двойным замыканиям на землю с одной точкой в обмотке статора. При таком виде замыкания индуктивный ток КЗ содержит относительно мало высших гармоник. Развитие в двойное КЗ весьма характерно для 033.

2. Защита типа ЗЗГШ не может применяться на генераторах, имеющих тиристорную систему возбуждения без установки дополнительного комплекта трансформатора тока. Это связано с тем, что агрегат тиристорного возбуждения включается на отпайке, входящей в зону дифференциальной защиты генератора, на трансформаторы тока которой обычно подключается ЗЗГШ. Потребление агрегатом резко несинусоидальных токов приводит к тому, что соотношение токов высших гармоник в дифференциальных токах фаз оказывается одинаково не зависящим от наличия или отсутствия замыкания на землю обмотки статора генератора. Выходом из создавшегося положения может быть только включение защиты на дополнительные ТТ, установленные до отпайки на агрегат тиристорного возбуждения.

3. Защита не реагирует на повторно-кратковременные замыкания на землю, поскольку для отстройки от переходных режимов в защиту введено время на срабатывания.

4. Главным недостатком защиты

ЗЗГШ является невозможность более чем в 50% случаев отстроиться от токов небаланса при внешних замыканиях в дифференциальных цепях фаз только по соотношению токов. Это привело к необходимости вводить в ЗЗГШ уставку по абсолютному значению токов, что сводит на нет все преимущества реагирования на соотношение дифференциальных токов в фазах.

5. Значительным недостатком защиты ЗЗГШ является сложность отдельных узлов и трудоемкость наладки и проверки. Кискачи В.М. впервые предложил использовать высшие гармоники для защиты обмотки статора генератора, работающего на сборные шины, но до серийного производства довел их Владимир Георгиевич Алексеев (фото 2). Рассмотрим модификацию защиты ЗГНП-4.2 разработки Алексеева В.Г. Блок защиты (фото 3) содержит две независимые ступени, принципы действия которых различны. Первая ступень предназначена в основном для действия при двойных замыканиях на землю. Она реагирует на составляющую тока нулевой последовательности промышленной частоты и имеет торможение от всех других составляющих. Составляющая промышленной частоты, как показывают расчеты и практика эксплуатации, наиболее характерна для двойных замыканий, которые сопровождаются относительно небольшими токами. Высшие гармонические тока при этом существенно снижаются индуктивным сопротивлением контура замыкания, а апериодическая составляющая

Фото 3. Блок защиты ЗГНП

Рис. 4. Вольтамперная характеристика ТНП

Фото 1. Кискачи В.М.

научно‑практическое издание

Фото 2. Алексеев В.Г.

75

История подавляется активным сопротивлением земли. Эти составляющие более характерны для внешних коротких замыканий, при которых возможно насыщение трансформаторов тока, в связи с чем они используются для торможения. Вторая ступень защиты предназначена в основном для действия при однофазных замыканиях на землю. Для этого режима характерными являются высшие гармонические составляющие, поскольку ток нулевой последовательности протекает через емкости сети, обладающие относительно малым сопротивлением для высоких частот. Составляющая промышленной частоты в токе замыкания существенно подавляется компенсацией емкостного тока, в то время как на высшие гармонические компенсация влияния практически не оказывает. Вторая ступень защиты реагирует на сумму высших гармонических составляющих тока нулевой последовательности и имеет компенсацию собственного емкостного тока обмотки статора генератора. Компенсация осуществляется путем дифференцирования напряжения нулевой последовательности на выводах генератора и вычитания полученного сигнала с заданным коэффициентом из тока нулевой последовательности со стороны выводов. Назначение компенсации – предотвращение срабатывания защиты под действием собственного емкостного тока обмотки при внешних дуговых и повторно-кратковременных замыканиях, когда в токе нулевой последовательности содержится большой уровень гармонических составляющих. Агрегат тиристорного возбуждения не создает тока нулевой последовательности, и поэтому гармоники от тиристорного возбуждения не мешают правильной работе защиты нулевой последователности ЗГНП 4.2, в отличие от ЗЗГШ. Блок защиты обеспечивает 100 %-ную защиту обмотки статора как при однофазных замыканиях на землю, так и при двойных замыканиях. При однофазных замыканиях защита реагирует как на устойчивые «металлические» и дуговые замыкания, так и на повторно-кратковременные замыкания через перемежающую 76

03 /Сентябрь 2014

дугу. Последний вид замыканий характерен для начальной стадии повреждения изоляции, когда она еще сохраняет значительную остаточную электрическую прочность. При этом виде замыканий (в сети с компенсированной нейтралью) пробой или перекрытие изоляции происходит за время 2-5 мс, после чего дуга гаснет и на поврежденной фазе восстанавливается напряжение по синусоидальному закону с экспоненциально возрастающей амплитудой. По достижении некоторого значения напряжения, определяемого значением остаточной электрической прочности в месте повреждения, следует новый кратковременный пробой, и процесс повторяется. Ток нулевой последовательности при этом имеет вид кратковременных импульсов, затухающих апериодически или колебательно и повторяющихся каждые 40-200 мс в зависимости от пробоя, степени расстройки компенсации емкостного тока и уровня активных потерь в изоляции. При устойчивых однофазных замыканиях на землю защита действует с выдержкой времени 0,5 с, необходимой для отстройки от кратковременных самоликвидирующихся внутренних замыканий и переходных процессов в сети при внешних замыканиях. При повторно-кратковременных замыканиях в зоне действия защита срабатывает на восьмом перекрытии изоляции при условии, что интервал между любыми предшествующими перекрытиями не превышает 0,4 с. Этим также обеспечивается отстройка от одиночных самоликвидирующихся перекрытий. Полное время срабатывания защиты при двойных замыканиях с одной точкой в обмотке статора не превышает 0,2 с. Защита не требует специальных ТНП и подключается к фильтру нулевой последовательности из штатных ТТ генератора. Практически, по цепям тока защиту рекомендуется включать в нулевой провод дифференциальной защиты. Также допускается включение защиты в нулевой провод любой трехфазной группы ТТ со стороны линейных выводов генератора. В защите предусмотрен комбинированный пуск по напряжению нулевой последовательности – отдельно по составляющей 150 Гц и отдельно по пол-

ному напряжению, чем обеспечивается возможность срабатывания защиты только при наличии замыкания на землю. Пуск по составляющей 150 Гц необходим при замыканиях вблизи нейтрали генератора, имеющего схему соединения обмотки статора в «звезду», когда составляющая промышленной частоты может практически отсутствовать. Обобщенные Алексеевым В.Г. массовые измерения тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока дифференциальных защит генераторов показывают, что для частот в диапазоне 150-1000 Гц суммарный вторичный ток небаланса с вероятностью 0,9 не превышает 0,4 мА и мало зависит от типа и коэффициента трансформации трансформатора тока. В свою очередь, расчеты содержания гармоник в первичном токе нулевой последовательности при однофазном замыкании показывают, что уровень гармоник в токе для городских и промышленных кабельных сетей не может быть ниже 4% суммарного тока замыкания на землю. Условие применимости защиты ЗГНП-4.2 на конкретном генераторе может быть сформулировано следующим образом: некомпенсированный емкостной ток замыкания на землю в сети, на которую работает генератор, должен быть больше 1% номинального тока трансформаторов тока генератора. Уставка первой ступени защиты обычно выбирается равной 10% номинального тока генератора, но не более 150 А первичного тока. Серийный выпуск ЗГНП-4.2 начался в 1995 г. НПП «Резонанс» (ген. директор Белозор Артем Николаевич). Этой защитой различных модификаций уже оборудованы свыше 120 турбогенераторов. Отдельно хотелось бы обратить внимание на предлагаемый на рынке релейной продукции микропроцессорный терминал защит, в котором анонсирована функция защиты статора от однофазных и двойных замыканий на землю по алгоритму ЗГНП. Разработчики ЗГНП в этом не принимали участия. За полтора десятилетия эксплуатации этой защиты алгоритм претерпел ряд серьезных изменений (последняя модификация ЗГНП-4.4), которые в силу отсутствия открытых публикаций не могли быть уч-

История

Фото 4. БРЭ 1301.01

тены в микропроцессорном терминале защит. Блок защиты генератора БРЭ 1301.01 Защита предназначена для применения в схеме защиты от замыкания в обмотках статора генераторов энергоблоков, в нейтрали которых имеются трансформаторы напряжения или дугогасящий реактор (ДГР). Основные технические характеристики БРЭ 1301.01 (фото 4): 1. Номинальная частота, Гц – 50; 2. Пределы регулирования срабатывания реле напряжения, В – 5-20; 3. Диапазон входных напряжений третьей гармоники – 0,2-7,0; 4. Пределы регулирования коэффициента торможения реле с торможением – 0,3-3,0; 5. Уставка органа блокировки по напряжению обратной последовательности, В – 3,5; 5,5; 9,8; 6. Уставка фазного напряжения, % U2 – 6,5; 9,3; 17,5. Конструктивно блок выполнен на четырех съемных узлах и включает в себя: • блок питания (БП); • блок основной составляющей (БОС); • выходной блок (БВ); • блок третьей гармоники (БТГ).

• максимального реле напряжения (в БОС), срабатывающего от воздействия основной составляющей (1 гарм.) напряжения нулевой последовательности (в дальнейшем – «реле напряжения» или блок основной составляющей), защищает 85% обмотки статора генератора со стороны выводов; • реле (в БТГ) срабатывания от воздействия третьих гармоник напряжения

Рис. 5. Эквивалентная схема замещения сети генератора блока турбогенератортрансформатор для составляющих третьей гармоники: а – распределение третьей гармоники вдоль обмотки генератора в нормальном режиме; б – то же при замыкании на землю нейтрали обмотки статора генератора; в – то же при замыкании на землю вблизи нейтрали статора генератора; R – переходное сопротивление в месте замыкания; E3 – третья гармоника ЭДС фазы генератора; U3Δ, U3N – напряжение третьей гармоники на линейных выводах и нейтрали статора генератора

нулевой последовательности (БТГ), защищает 20% обмотки статора генератора со стороны нейтрали. Рабочее напряжение блока третьей гармоники U3Δ + U3N и тормозное U3N. На рис. 5 поясняется работа БТГ в зависимости от положения переходного сопротивления. Орган блокировки по напряжению обратной последовательности (конструктивно входит в БОС) – при однофазных КЗ на высокой стороне трансформатора. Кискачи В.М. предложил и разработал защиту блока генератор-трансформатор БРЭ 1301.01. На ЧЭАЗ защита внедря-

научно‑практическое издание

лась под руководством Шохина М.П. под неусыпным контролем Кискачи В.М. Серийный выпуск начался в 1983 году. Для турбогенераторов, в нейтрали которых не предусмотрены ДГР или ТН, должна была выпускаться защита БРЭ 1301.02, однако она была снята с производства из-за органически присущих ей недостатков. Модернизация алгоритма функционирования защиты замыкания на землю гидрогенераторов, выполненного на принципах реле напряжения нулевой последовательности 50-150 Гц [10] Принципиально защита ЗЗГ-1 (БРЭ 1301.01) может применяться как на турбогенераторах, так и на гидрогенераторах, в том числе когда последние снабжены ДГР в нейтрали. ДГР снижает ток в месте ОЗЗ, но при симметричной обмотке генератора практически не оказывает влияния на распределение напряжения нулевой последовательности. Основным достоинством рассматриваемой защиты является то, что она не требует никакого вмешательства в главную схему генератора, в отличие от защит того же назначения, но использующих принцип наложения напряжения пониженной частоты от постороннего источника. При работе на генераторах, входящих в укрупненный блок с гальванической связью на генераторном напряжении, защита по принципу действия не является селективной и срабатывает на всех генераторах при ОЗЗ в обмотке любого из них, не фиксируя конкретно поврежденный генератор. Неселективность вызвана тем, что напряжение нулевой последовательности в таком укрупненном блоке при ОЗЗ распределяется на всех генераторах одинаково, и выделить поврежденный генератор только на основе информации о напряжении не представляется возможным. Основным недостатком, ограничивающим применение рассматриваемой защиты, является то, что принятое допущение о линейном распределении напряжения вдоль обмотки статора, в отличие от турбогенераторов, выполняется далеко не на всех гидрогенераторах. В частности, генераторы СВ-1470/149-104, экс77

История плуатируемые на Чебоксарской ГЭС (ЧеГЭС), имеют такую схему соединения катушечных групп обмотки статора, что распределение напряжения вдоль обмотки оказывается существенно неравномерным. Особенно это сказывается на распределении составляющей напряжения 150 Гц. В результате этого в режиме без ОЗЗ напряжения нулевой последовательности на выводах и в нейтрали генератора оказываются не противоположными по фазе, что приводит к большому небалансу при их суммировании. Рабочее напряжение БТГ при этом оказывается сопоставимо с тормозным или даже превосходит его. Указанная особенность требует резкого загрубления рабочего сигнала БТГ, в результате чего чувствительность к ОЗЗ вблизи нейтрали становится проблематичной. Алексеевым В.Г. был разработан модернизованный алгоритм защиты БГЭ 1301.01. Показано, что в качестве рабочего напряжения сигнала БТГ целесообразно использовать не геометрическую сумму напряжения нулевой последовательности 150 Гц на выводах и в нейтрали, а только напряжение нулевой последовательности на выводах, сохранив в качестве тормозного напряжения в нейтрали (впервые предложил использовать указанное напряжение на выводах работник ЧеГЭС Гущин Геннадий Дмитриевич). Разработка Алексеева В.Г., хотя и казалась перспективной, не внедрена, так как тре-

бует дополнительного исследования ТГ. Защита с наложением Исследования и разработки защиты от замыканий на землю в обмотке статора генераторов в Томском политехническом университете (ТПУ) были начаты в конце 60-х годов прошлого века в связи с появлением обязательного требования отсутствия зоны нечувствительности при замыканиях вблизи нейтрали. Эта работа проводилась и в настоящее время продолжает проводиться под руководством Вайнштейна Роберта Александровича (фото 5). Активное участие на стадиях подготовки разработок ТПУ и практического использования принимали работники Кузбассэнерго: Коберник Е.Д., Максимов В.Н., Шейбак Ю.В., Григорьев В.С., Левитина В.С., Волжев Ю. С. (фото 6). В разные годы работа неизменно поддерживалась начальниками службы РЗА Голициным С.М., Устюговым А.И. и техническими руководителями Кузбассэнерго Петровым П.А., Лапиным В.И., Толстиковым В.С. Начиная с 1991 года и по настоящее время деятельность ТПУ в области релейной защиты проводится в сотрудничестве с ООО НПП «ЭКРА». Инициатором и активным участником этого сотрудничества является Наумов Александр Михайлович, ныне – технический директор НПП «ЭКРА» (фото 7). В качестве основного метода выполнения защиты для различных схем

включения генераторов был принят метод наложения на первичные цепи обмотки статора вспомогательного (контрольного) тока, в частности, постоянного тока или тока с частотой 25 Гц. Первая разработка защиты с наложением тока с частотой 25 Гц была выполнена в 1970 году для гидрогенераторов Красноярской ГЭС [11]. Необходимый элемент для реализации защиты – источник контрольного тока ИКТ-25 к этому времени был уже разработан применительно к электрическим сетям с компенсацией емкостного тока. Комплексные испытания защиты были организованы и проведены работниками Красноярской ГЭС Бобриным В.Д. и Больновым В.В. В настоящее время на всех генераторах Красноярской ГЭС защита выполнена в составе комплексной цифровой защиты НПП «ЭКРА». Особенно нужно отметить высокую надежность источников контрольного тока, которые эксплуатируются на Красноярской ГЭС более 40 лет. Наложение контрольного тока с частотой 25 Гц позволило также решить задачу выполнения защиты от замыканий на землю генераторов, работающих на сборные шины в сети с компенсацией емкостного тока с использованием фильтра токов нулевой последовательности (ФТНП), составленного из типовых фазных трансформато-

Фото 6. Работники Кузбассэнерго. Сидят: Григорьев В.С., Левитина В.С., Волжев Ю.С. Фото 5. Вайнштейн Р.А.

78

03 /Сентябрь 2014

Стоят (слева направо): Слудный В.Ф., Коберник Е.Д., Шейбак Ю.В., Вайнштейн Р.А., Максимов В.Н.

История ров тока. Отстройка от тока небаланса промышленной частоты осуществляется с помощью частотных фильтров. Фильтры тока нулевой последовательности на фазных трансформаторах при малом первичном токе с частотой 25 Гц исследованы с участием Кутявина И.Д. и Вороновой Л.И. [12]. При выполнении защиты генераторов, работающих на сборные шины, общий на всю сеть источник контрольного тока ИКТ-25 используется также для выполнения защиты от замыканий на землю отходящих линий. Пояснение принципа обеспечения работоспособности защиты при устойчивых и перемежающихся замыканиях приведено в статье по истории разработки защиты электрических сетей [13]. Пилотные экземпляры защиты генераторов, работающих на сборные шины, были установлены на генераторах ТВФ-120-2 Западно-Сибирской ТЭЦ при активном участии начальника электротехнической лаборатории этой ТЭЦ Дубова Э.Ф. Возможность использования ФТНП на типовых фазных трансформаторах тока позволила также выполнить защиту от замыканий на землю в обмотке статора гидрогенераторов в укрупненных блоках, в которых генераторы работают параллельно на одну обмотку трансформатора. При этом, кроме устранения зоны нечувствительности, решается задача избирательности защиты по отношению

Фото 7. Наумов А М.

к поврежденному генератору благодаря пусковым органам, реагирующим на ток 25 Гц в дифференциальной цепи нулевой последовательности на фазные ТТ на выводах и в нейтрали генератора. Такая защита была разработана Томским политехническим институтом под руководством д.т.н., проф. Роберта Александровича Вайнштейна совместно с НПП «ЭКРА» и установлена на генераторах Усть-Илимской ГЭС, Нижнекамской ГЭС, Чебоксарской ГЭС [14]. Большой объем исследований и конструкторских разработок по защитам от замыканий на землю с наложением тока 25 Гц на начальном этапе работы был выполнен сотрудниками ТПУ Шмойловым А.В., Гетмановым В.Т., Пушковым А.П., Юдиным С.М., а впоследствии – сотрудниками ООО НПП «ЭКРА» Наумовым А.М., Дорониным А.В., Понамаревым Е.А., Наумовым В.А. На основе метода наложения тока с частотой 25 Гц в последние годы решена сложная задача защиты от замыканий на землю в обмотке статора генераторов в блоках с питанием сети собственных нужд через реакторы [15]. Основным разработчиком этой защиты является Доронин Александр Владимирович (фото 8). Для реализации такой защиты в НПП «ЭКРА» разработан шкаф источника контрольного тока ШНЭ1150, включаемый через типовые трансформаторы напряжения (фото 9). Специальный электронный генератор для этого источника разрабо-

Фото 8. Доронин А.В.

научно‑практическое издание

тан под руководством Пименова Виктора Михайловича (ООО НПП «ЭКРА»). Довольно широко, особенно на электростанциях ОЭС Сибири, применяется защита генераторов, работающих в блоке с трансформатором на принципе наложения постоянного тока. Впервые такая защита была предложена немецким инженером Райком М. [16]. Первые отечественные образцы защиты в начале 70-х годов прошлого века были разработаны доцентом ТПУ Анохиным П.Т. (фото 10) и введены в эксплуатацию на Беловской ГРЭС, Братской ГЭС и других электростанциях [17]. Этому предшествовало проведение необходимых научных исследований. Большую работу по усовершенствованию защиты на генераторах Братской ГЭС выполнил работник этой электростанции Устюжанинов Е.Н. [18]. В этот же период времени работниками Кузбассэнерго Коберником Е.Д. и Волгиным М.А. был разработан вариант защиты (РЗГ-100) с гальваническим разделением первичных и вторичных цепей на базе типового трансформатора напряжения [19]. Усилиями этих специалистов защита с наложением постоянного тока была установлена практически на всех блочных генераторах Кузбассэнерго. В защите на постоянном токе реализуется непрерывный контроль эквивалентного сопротивления цепей статора относительно земли, благодаря чему защита обладает определенными диагно-

Фото 9. Шкаф типа ШНЭ1150

Фото 10. Анохин П.Т.

79

История стическими свойствами. Обобщение и анализ случаев выявления некоторых дефектов и повреждений на ранней стадии были выполнены Коберником Е.Д. [20]. Так же, как и другие виды защит, защита на постоянном токе в настоящее время поставляется в составе шкафа источника постоянного тока ИКТП-1 (фото 11) и шкафа защиты ШЭ1111 (фото 12) .* С 1995 года НПП «ЭКРА» использует защиту с наложением постоянного тока в составе комплексной защиты генераторов. В комплект защиты входит блок наложения постоянного тока, который выполняется в виде отдельного шкафа, располагаемого вблизи места установки трансформаторов напряжения. В этом блоке формируются сигналы, пропорциональные наложенному постоянному току, в форме, удобной для передачи в шкаф защиты, где реализуются все описанные выше функции. Основные итоги многолетней эксплуатации защиты с наложением постоянного тока заключаются в следующем: • з аземление нейтралей трансформаторов напряжения через конденсаторы не вызывает каких-либо негативных процессов в первичной схеме блока; • наличие, кроме отключающего элемента, чувствительных сигнальных элементов и прибора для непрерывного измерения сопротивления цепей статора генератора относительно земли придает защите диагностические свойства, что способны выявлять некоторые дефекты на ранней стадии. Обобщение опыта экс-

плуатации, подтверждающее диагностические свойства защиты, выполнено в [21]. В частности, неоднократно по срабатыванию чувствительной сигнальной ступени защиты были выявлены следующие дефекты в цепях статора генераторов: • трещины в изоляторах токопроводов генератора; • трещины в изоляции стержня обмотки статора; • увлажнение комплектных токопроводов из-за нарушения резиновых уплотнений; • повреждение генераторного выключателя из-за ослабления и перегрева контактов и вытекания продуктов горения масла на поверхность изоляторов; • попадание в дистиллят остатков щелочи и кислоты после ремонта теплообменников в системе водяного охлаждения. Защита, основанная на измерении напряжения нулевой последовательности промышленной частоты, при возникновении перечисленных дефектов не работала. Использование принципа наложения постоянного тока в составе цифровой комплексной защиты генератора дает новые возможности в отношении использования диагностических свойств. Появляется возможность ведения протокола по изменению эквивалентного сопротивления цепей статора относительно земли с оценкой тенденции его изменения, ско-

Фото 11. Источник постоянного

Фото 12. Шкаф защиты

контрольного тока ИКТП-1

типа ШЭ1111

Фото 13. Юдин С.М.

рости изменения, сопоставления с другими параметрами, характеризующими состояние изоляционной системы генератора. На возможность и перспективность реализации упреждающих функций в современных цифровых устройствах релейной защиты обращается внимание в работе [21]. Диагностические свойства защиты по-разному проявляются в зависимости от вида охлаждения обмотки статора. При непосредственном водяном охлаждении измерение сопротивления Rст практически не дает информации о сопротивлении собственно изоляции, так как она шунтируется малыми сопротивлениями столбов воды в водоподводящих шлангах. Например, у генераторов ТВФ-200 при хорошем состоянии дистиллята Rст не превышает 1 МОм. В современных защитах с наложением постоянного тока и используемых для генераторов с газовым охлаждением обмотки статора Юдиным С.М. (фото 13) решена важная и сложная задача, а именно разработано устройство, позволившее расширить диапазон измерения сопротивления цепей статора относительно земли до 100 Мом с сохранением гальванической развязки первичных и вторичных цепей [22]. Благодаря этому повышаются диагностические свойства защиты. Защита статора от замыканий на «землю» производства АВВ Защита 100% обмотки статора блочного генератора от замыканий на «землю» может быть выполнена в устройстве REG670 (фото 14) на основе инжекции (наложения) в обмотку статора генератора специального сигнала с регулируемой частотой (диапазон 50…250 Гц, заводская настройка – 83 Гц). Подключение источника инжекции (устройство REX060) может быть выполнено посредством стандартного трансформатора напряжения (ТН) или ТН, включенного в нейтраль генератора. Инжектируемое в обмотку статора напряжение и ток в обмотку статора контролируются REG670. На основе измеренных напряжения и тока контура нало-

* Примечания: Подавление 3-ей гармоники в 3Uо позволило понизить уставку 3Uо до 5-10 В. На 90-95 % обмотки статора со стороны вводов защита реагирует на дуговые ОЗЗ путем фиксации повторно-кратковременных ОЗЗ. Как показали исследования Юдина С.М., на 5-10 % обмотки со стороны нейтрали характеризуются механическими повреждениями, не сопровождающимися дуговыми замыканиями.

80

03 /Сентябрь 2014

История жения, а также известного сопротивления цепи неповрежденного контура, алгоритм защиты рассчитывает сопротивление замыкания между обмоткой статора генератора и «землей». Защита обеспечивает чувствительность к сопротивлению замыкания до 30 кОм для отключения и до 200 кОм для сигнализации. Калибровка параметров защиты (сигнала инжекции, сопротивления цепи с неповрежденной обмоткой и др.) выполняется в процессе наладки на конкретном генераторе. Защита 100% обмотки статора генератора от замыканий на «землю» может быть выполнена в устройствах REG670 и REG650 на основе контроля 3-ей гармоники ТН нейтрали и/или в напряжении обмотки «разомкнутый треугольник» ТН со стороны выводов генератора. Для защиты блочного генератора рекомендуется применять дифференциальный принцип на основе обоих указанных напряжений 3-ей гармоники. Традиционную 95% защиту обмотки статора от замыканий на «землю» на основе контроля основной гармоники нулевой последовательности напряжения со стороны вводов или в нейтрали генератора следует применять совместно с обеими рассмотренными выше 100% защитами. Эти интеллектуальные устройства последней разработки созданы коллективом авторов, где лидером является Зоран Гаич (фото 15). Фирмой Siemens, например, для блочных генераторов используются: 1) 3-я гармоника со стороны нейтрали и 3Uо (50 Гц) со стороны выводов (аналог БРЭ-1301.01).

2) 100%-ая защита измеряется наложенным током 20 Гц для защиты ОЗЗ со стороны нейтрали и 3Uо (50 Гц) со стороны выводов. Что касается глубины проработки защиты обмотки статора ОЗЗ в настоящее время, то российские компании не уступают зарубежным фирмам. Литература 1. Чернин А.Б.* Защита генератора от замыканий на корпус // Электрические станции – 1930. – №7-8. С. 459-470 (Статья выполнена под общим руководством Б. Г. Грудинского).

2. Федосеев А.М.** Современные методы защиты генераторов от замыкания на землю. // Электрические станции – 1935. – №10. С. 4-13.

3. Сирота И.М. Защита от замыканий на землю в электрических сетях. Киев: Изд-во АН УССР, 1955.

4. Кискачи В.М., Кискачи В.В., Иванова Т.А. Селективная защита от замыкания на землю в обмотке статора генератора, работающего на сборные шины // Релейная защита и автоматика ВЛ сверхвысоких напряжений и мощных генераторов. М.: Энергоатомиздат, 1988. С. 63-71 (Труды ВНИИЭ).

5. Алексеев В.Г. Токовая защита нулевой последовательности типа ЗГНП от однофазных и двойным замыканий на землю обмоток статора генераторов. Вестник ВНИИЭ-98. Релейная защита и автоматика. Энергоатомиздат. 1998. С. 133-139.

6. Кискачи В.М. Новые направления выполнения селективной защиты от однофазных замыканий на землю генераторов и сетей 6-35 кВ // Электрические станции. – 1994. – №10. – С.10-15.

7. Алексеев В.Г., Гельфанд Я.С., Кискачи В.В. Способ защиты генератора от замыканий на землю в обмотке статора и устройство для его осуществления. Патент РФ № 2090885 по заявке 95113247/07 (022660) от 26.07.95 зарегистрирован в Государственном реестре изобретений 20.11.97.

8. Алексеев В.Г. Устройство защиты генератора от замыканий на землю в обмотке статора. Патент на полезную модель №97873 по заявке №201117274 от 30.04.10. Опубликовано 20.09.10 Бюл. № 26.

9. Алексеев В.Г. Токовая защита ЗГНП-4. 2 от замыканий на землю в обмотке статора генератора, работающего на сборные шины // Электрические станции. – 2006. – №2. – С. 51-56.

10. Технический отчет. Модернизация алгоритма функ-

ционирования защиты замыкания на землю гидрогенераторов, выполненного на принципах реле напряжения нулевой последовательности 50-150 Гц. ВНИИЭ. Москва. 2010. Руководитель работы Алексеев В.Г.

11. Вайнштейн Р.А., Гетманов В.Т., Шмойлов А.В., Пушков А.П. Стопроцентная защита от замыканий на землю обмотки статора гидрогенераторов Красноярской ГЭС // Электрические станции. – 1972. – №2. – С. 41-43.

12. Вайнштейн Р.А., Воронова Л.И., Кутявин И.Д. О возможности выполнения защиты от замыканий на землю генераторов, работающих в компенсированной сети на наложенном токе 25 Гц с использованием фазных трансформаторов тока // Известия ТПИ. – 1969. – Т.179. С. 71-75.

13. Левиуш А.И. Сигнализация и защита от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ // Релейная защита и автоматизация. – 2014. – №1. – С. 71-75.

14. Патент 2286636 Россия. МПК 7 Н02Н 3/16. Устройство для защиты от замыканий на землю в обмотке статора генераторов, работающих в укрупненном блоке / Вайнштейн Р.А., Наумов А.М., Шестакова В.В., Юдин С.М. Заявлено 29.07.2005. Опубл. 27.10.2006. Бюл. № 30.

15. Вайнштейн Р.А., Доронин А.В., Наумов А.М., Юдин С.М. Защита от замыканий на землю в обмотке статора генераторов в схеме блоков с реактированной отпайкой // Известия высших учебных заведений (вузов). Электромеханика. – 2011. – № 6. – С. 98-101.

16. Райк М. Защита от замыканий на землю блоков генератор-трансформатор. Сб. «Релейная защита» (Энергетика за рубежом) М.: Госэнергоиздат. 1960, Вып. 3.

17. Анохин П.Т., Финкель А.А. Защита от замыканий на землю и контроль изоляции обмотки статора блочного генератора. // Электрические станции – 1973. – №7.

18. Устюжанинов Е.Н. Эксплуатация гидрогенераторов с изношенной изоляцией. // Электрические станции. – 1976. – №10.

19. А.с. 690584 (СССР). Устройство для защиты от замыкания на землю и контроля изоляции электроустановки переменного тока / Волгин М.А., Коберник Е.Д. – Опубл. В Б.И., 1979, №37.

20. Коберник Е.Д. Стопроцентная земляная защита статора генератора на принципе наложения постоянного тока.// Электрические станции. – 1995. – №4. – С. 42-47.

21. Вайнштейн Р.А., Доронин А.В., Наумов А.М., Юдин С.М. Опыт разработки и применения защиты от замыканий на землю обмотки статора на основе наложения постоянного тока в составе комплексной цифровой защиты генераторов // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. – 2010, – № 3-4/I. – С. 135-139.

22. Вайнштейн Р.А., Доронин А.В., Наумов А.М., Юдин С.М. Опыт разработки и применения защиты от замыканий на землю обмотки статора на основе наложения постоянного тока в составе комплексной цифровой защиты генераторов // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. – 2010. – № 3-4/I. – С.135-139.

* Чернин Абрам Борисович — возглавлял сектор типовых работ отдела релейной защиты, автоматики и моделирования Института «Энергосетьпроект», доктор технических наук, профессор. ** Федосеев Алексей Михайлович — возглавлял отдел релейной защиты, автоматики и моделирования Института «Энергосетьпроект», был деканом электроэнергеФото 14. Слева направо: блоки подключения/согласования REX061 и REX06 , устройство инжекции REX060, устройство защиты REG670

научно‑практическое издание

Фото 15. Доктор Зоран Гаич

тического факультета Московского энергетического института, доктор технических наук, профессор.

81

вНИМАНИЕ

Требования к оформлению статей

УДК

Рубрика журнала: название статьи (стиль ЗАГОЛОВОК 1, на рус. и англ. языках)

Аннотация статьи (на рус. и англ. языках) Ключевые слова (на рус. и англ. языках)

Фамилия И. О. (на рус. и англ. языках) Организация, город, страна ( на рус. и англ. языках)

Текст статьи Редактор: Microsoft Word (с расширением .doc) Переносы слов: без переноса. Расположение страниц: книжное.

Гарнитура шрифта: Times New Roman, Arial Размер шрифта: 11 пт. Формат бумаги: А4.

Список литературы: • не более 15 литературных источников, содержащих материал, использованный автором при написании статьи. Ссылки в тексте даются в квадратных скобках, н-р [1]. Ссылки на неопубликованные работы не допускаются.

• оформление согласно ГОСТ 7.1-2003 «Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила оформления».

• сокращения отдельных слов и словосочетаний приводятся в соответствии с ГОСТ 7-12-93 «Библиографическая запись. Сокращение слов на русском языке. Общие требования и правила». Сведения об авторе (с фотографией): Фамилия, Имя, Отчество; ученая степень; почетные звания; должность и место работы; дата рождения; год окончания вуза с указанием названий вуза и кафедры; год и место защиты и тема диссертации; контактный тел. и e-mail. К направляемым в редакцию статьям прилагаются: • заявление от автора на имя главного редактора; • две внешние рецензии;

• акт экспертизы; • ходатайство научного руководителя.

Требования к элементам текстового материала Требования к таблицам (обязательны ссылки в тексте):

Требования к формулам:

• редактор: MS Word. • шрифт: 9 пт, заголовок – полужирным.

• редактор: MS Equation 3.0 (Вставка - Объект - Создание - MS Equation 3.0).

Таблицы могут быть с заголовками и без.

• размеры элементов формул: основной размер – 11 пт, крупный символ – 14 пт,

Требования к иллюстрациям и рисункам (обязательны ссылки в тексте):

мелкий символ – 11 пт, крупный индекс – 7 пт, мелкий индекс – 5 пт.

• чертежи: в строгом соответствии с ЕСКД.

• гарнитура греческих букв: Symbol. Для остальных букв: Times New Roman.

• режим «Вставка в текст статьи»: Вставка - Объект - Рисунок редактора

• шрифты: латинские буквы набираются курсивом; обозначения матриц, век-

Microsoft Word.

торов, операторов – прямым полужирным шрифтом; буквы греческого ал-

• шрифт подрисуночных подписей: 9 пт.

фавита и кириллицы, математические обозначения типа sh, sin, Im, Re, ind,

• иллюстрации присылать отдельными файлами в форматах:

ker, dim, lim, inf, log, max, ехр, const, а также критерии подобия, обозначе-

• чертежи – .pdf, .ai, .eps; • фото – .tiff, .jpg (300dpi); • Print Screen – .bmp, .jpg (с max качеством).

ние химических элементов (например, 1оg1 = 0; Ре; Bio) – прямым шрифтом.

• формулы располагать по центру страницы. Нумерованные формулы размещать в красной строке, номер формулы ставится у правого края. Нумеруются лишь те формулы, на которые имеются ссылки. В математических и химических формулах и символах следует избегать громоздких обозначений.

• единицы физических величин: по международной системе единиц СИ.

Возвращение рукописи автору на доработку не означает, что статья принята к печати. После получения исправленного автором текста рукопись вновь рассматривается редколлегией. Исправленный текст автор должен вернуть вместе с первоначальным экземпляром статьи, а также ответами на все замечания. Датой поступления статьи в журнал считается день получения редакцией окончательного варианта статьи. Записи, помеченные ОРАНЖЕВЫМ цветом, относятся только к оформлению статей в рубрику «Наука», ЧЕРНЫМ цветом в рубрики «Наука» и «Практика». СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. А налитик-ТС, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 43 2. БВК, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 71 3. Бреслер, ИЦ, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 56-60 4. Бреслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2 5. Выставочный павильон «Электрификация», ОАО . . . . . . . . . стр. 8-10, 11 6. Д инамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки 7. КомплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 5 8. НИЖЕГОРОДСКАЯ ЯРМАРКА, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 12

82

03 /Сентябрь 2014

9. ПРИМЭКСПО, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 64 10. РАДИУС Автоматика, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . 1-я стр. обложки, стр. 72-73 11. Феникс Контакт РУС, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 66-67 12. Финдер, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 20-21 13. ЭКРА, ООО, НПП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 14-16, 4-я стр. обложки 14. ЭКСПОЦЕНТР, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 12, 55 15. Электрические сети, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 65 16. Энергосервис, ИЦ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 54

Íàó÷íî-ïðàêòè÷åñêàÿ êîíôåðåíöèÿ

3-4 äåêàáðÿ 2014 ãîäà, âûñòàâêà «ÝËÅÊÒÐÈ×ÅÑÊÈÅ ÑÅÒÈ ÐÎÑÑÈÈ-2014» (êîíôåðåíö-çàë 214 (çàë «À») â ïàâèëüîíå № 75 íà ÂÄÍÕ, ã. Ìîñêâà)

Более подробная информация на сайтах: www.srzau-ric.ru www.srzau-np.ru

Цель Конференции: Обмен мнениями по формированию основных направлений дальнейшего развития систем РЗА, ПА и автоматизации электрических сетей на основе опыта внедрения микропроцессорных устройств РЗА и систем управления в электрических сетях. Тематика Конференции: • Импортозамещение электротехнической продукции.

• Аттестация и сертификация электрооборудования.

• Подготовка кадров для электроэнергетики и электротехники.

• Системы технического обслуживания и вопросы эксплуатации устройств РЗА в современных условиях.

• Тенденции развития устройств РЗА, ПА и АСУ ТП. Организаторы Конференции: • НП «СОДЕЙСТВИЕ РАЗВИТИЮ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ».

• НП «Управляющая компания «ИННОВАЦИОННЫЙ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫЙ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ КЛАСТЕР ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ».

• Рекламно-издательский центр «СОДЕЙСТВИЕ РАЗВИТИЮ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ».

• Научно-практический журнал «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ». ПРОГРАММА и ФОРМАТ проведения Конференции:

• Открытие Конференции.

• Круглый стол «Инновации для модернизации».

• Круглый стол «Профессионализм как цель подготовки кадров на всех этапах образовательного процесса».

• Круглый стол «О создании национальной системы нормативно-технической документации в области РЗА».

• Круглый стол «Техническое обслуживание устройств РЗА и ПА «по состоянию»: подходы, риски, инвестиции».

• Подведение итогов, принятие решений и закрытие Конференции.

ЗАЯВКИ НА УЧАСТИЕ в Конференции принимаются до 10 октября 2014 года по электронным адресам: ina@srzau-ric.ru; belotelov@srzau-np .ru. Справки по телефонам: 8 (8352) 226-394(5) Иванова Наталия Анатольевна, 8 (903) 714-50-93 Белотелов Алексей Константинович.