Page 1

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 Итоги «РЕЛАВЭКСПО-2012» | Учет влияния взаимоиндукции на замер реле сопротивления | Расчеты Т Т и их вторичных цепей | Переходные процессы при замыканиях на землю | Защита устройств плавного пуска | Комплексная защита собственных нужд | С.Я. Петров о будущем РЗ | Новая книга об оперативном обслуживании РЗА | Функционирование систем безопасности при электромагнитных воздействиях | Интеграция ПА, РЗА и АСУ на базе протоколов МЭК | Снятие векторных диаграмм | Поговорим о РАС | Цифровые ПС – решения и практика | В.Л. Фабрикант – ученый, учитель и поэт

№ 02 (07) | Июнь | 2012


«Релейная защита и автоматизация»  –

научно-практическое издание. №02 (07), 2012 год, июнь. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 4000 экз.

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»). Учредители издательства: ООО НПП «ЭКРА», ООО НПП «Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Константинович. Состав редакционной коллегии: Главный редактор – Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ». Выпускающий редактор – Иванова Наталия Анатольевна. Члены редакционной коллегии: Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., МЭИ (Технический университет); Дорохин Евгений Георгиевич, филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович, ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович, ОАО «Холдинг МРСК»; 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., ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Любарский Дмитрий Романович, институт «Энергосетьпроект»; Маргулян Александр Михайлович, ЗАО «НОВИНТЕХ»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор, Южно-Российский государственный технический ун-т; Орлов Юрий Николаевич, ОАО «Фирма ОРГРЭС»; Петров Сергей Яковлевич, ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович, ОАО «ФСК ЕЭС»; Тюделеков Павел Георгиевич, ОАО «ФСК ЕЭС»; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ , Чувашский государственный университет; Шуин Владимир Александрович, д.т.н., профессор, Ивановский государственный энергетический университет. Дизайн и верстка: Качанова Ирина, e-mail: design@srzau-ric.ru редакция журнала: Адрес: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, 3, тел.: (8352) 226-394, 226-395, e-mail: ina@srzau-ric.ru Главный редактор: тел.: (495) 627-10-57, добавочный 231, e-mail: info@srzau-np.ru печать: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д Машиностроителей, д. 1с. 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

Уважаемые читатели журнала! Представляю Вам очередной номер журнала «Релейная защита и автоматизация». Вначале хочу обратить Ваше внимание на появление нового члена редколлегии журнала – заместителя главного инженера ОАО «ФСК ЕЭС» Тюделекова Павла Георгиевича. Теперь в составе редколлегии два представителя этой крупнейшей и авторитетной компании. В апреле текущего года произошло неординарное событие – в г. Чебоксары успешно прошла конференция и выставка «РЕЛАВЭКСПО-2012». Помимо обзорной статьи о прошедших мероприятиях, в номере публикуются статьи научного и практического характера на основе ряда выступлений на конференции. Мы старались выбрать темы, вызвавшие наибольший интерес у участников конференции: цифровая подстанция, новые идеи и решения по системам РЗА, ПА и АСУ ТП. Не обойдены вниманием вопросы эксплуатации релейной защиты. Ответы на некоторые вопросы читатели нашего журнала могут найти в публикуемых выдержках из новой книги члена редколлегии Дорохина Е. Г. «Основы эксплуатации релейной защиты и автоматики». Очень интересна, особенно для молодого поколения релейщиков, публикация-воспоминание о выдающейся личности – ученом и прекрасном человеке В.Л. Фабриканте. Надеюсь, читатели этого номера журнала найдут для себя также много нового и интересного С уважением, главный редактор Алексей Белотелов.


Cодержание:

стр.

1. События:

•  Конструктивный диалог производителей и эксплуатации систем противоаварийного управления ЕЭС России (Итоги Международной научно-практической конференции и выставки «РЕЛАВЭКСПО-2012») . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 • Проблемы РЗА. В поисках решений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 • Конференция в Израиле . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09

2. Наука:

Релейная защита: •  Дони Н.А., Малый А.П., Шурупов А.А. Учет влияния взаимоиндукции параллельных линий на замер реле сопротивления . . . . . . . . . . . 10 •  Добродеев К.М., Добродеев М.К., Рыбин Д.В. Расчет защитных трансформаторов тока и их вторичных цепей (взгляд проектировщика) . . . . 14 •  Шуин В.А., Шагурина Е.С., Добрягина О.А. Влияние переходных процессов при замыканиях на землю в электроустановках среднего напряжения на функционирование защит от замыканий на землю на основе высших гармоник . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 •   Альтшуллер М.И, Пименов В.М., Мигушов С.Н. Быстродействующая защита тиристоров в устройствах плавного пуска от токов короткого замыкания. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

3. Практика:

Релейная защита: •  Исаев В.В., Доронин А.В., Воробьев И.А.  Комплексное решение защиты и автоматики собственных нужд электростанции . . . . . . . . . . . . . 36 Мнение: •  Петров С.Я. Некоторые аспекты развития релейной защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Новые книги: •  Дорохин Е.Г. Основы эксплуатации релейной защиты и автоматики. Книга вторая. Оперативное обслуживание устройств РЗА и вторичных цепей. Практическое пособие. . . . . . . 44 ЭМС •  Сарылов О.В. Обеспечение качества функционирования систем безопасности электроэнергетических объектов в условиях электромагнитных воздействий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 МЭК 61850: • Апросин К.И., Иванов Ю.В., Бородин О.С. Интеграция и взаимосвязь комплексов противоаварийной автоматики с устройствами РЗА и АСУ ТП подстанции с использованием современных стандартов и протоколов . . . . . . . . . . . . . . 54 В помощь эксплуатации: •  Зайцев Б.С. Снятие векторных диаграмм – основное назначение приборов ВАФ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Обмен опытом: •  Михайлов И.Б. РАС, два, три... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 •  Дорохин Е.Г. Анализ аварийных осциллограмм. Проблемы программного обеспечения . . . . . . . . . . . . . . . . 63 Цифровая подстанция •  Горелик Т.Г., Дроздова Т.В. Цифровая подстанция. Стратегия реализации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 •  Орлов Л.Л. Оптимизация структуры и технико-экономических характеристик цифровых подстанций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 •  Сюй Лэй, Дун Сюэпэн Опыт внедрения цифровых подстанций в Китае . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4. История:

•  Ученый, учитель, поэт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 научно‑практическое издание

5


События

Выставки и конференции

КОНСТРУКТИВНЫЙ ДИАЛОГ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ПРОТИВОАВАРИЙНОГО УПРАВЛЕНИЯ ЕЭС РОССИИ (ИТОГИ МЕЖДУНАРОДНОЙ НАУЧНОПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ И ВЫСТАВКИ «РЕЛАВЭКСПО-2012») С 17 по 20 апреля 2012 года в столице Чувашской Республики – г. Чебоксары – проходили Международная научно-практическая конференция и выставка «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем России» («РЕЛАВЭКСПО-2012»).

Конференция и выставка проводились по инициативе Некоммерческого Партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (НП «СРЗАУ») и Правительства Чувашской Республики. Организаторами мероприятий выступили: Министерство экономического развития, промышленности и торговли Чувашской Республики, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «РусГидро», ОАО «Холдинг МРСК», Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова (ЧГУ) и ООО «Рекламно-издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Генеральным информацион6

02 / Июнь 2012

ным спонсором выступил наш журнал «Релейная защита и автоматизация». Тот факт, что перед началом конференции и выставки Глава Чувашской Республики Михаил Игнатьев встретился с членами Организационного комитета – заместителем главного инженера ОАО «ФСК ЕЭС» Павлом Тюделековым и заместителем председателя правления – главным инженером ОАО «РусГидро» Рахметуллой Альжановым, говорит о том, какое большое значение придало руководство Чувашии этому мероприятию. Открыл конференцию Председатель Кабинета Министров Чувашской Республики – Председатель Оргкомитета Иван Моторин. В своем приветственном выступлении он особо остановился на исторических предпосылках, которые способствовали становлению г. Чебоксары как столицы отечественного релестроения. С приветствиями к участникам обратились также заместитель председателя правления – главный инженер ОАО «РусГидро» Рахметулла Альжанов – Сопредседатель Оргкомитета, заместитель главного инженера ОАО «ФСК ЕЭС» Павел Тюделеков – Председатель Программного комитета, заместитель начальника Департамента эксплуатации и ТОиР ОАО «Холдинг МРСК» Павел Илюшин и Президент НП «СРЗАУ» Алексей Белотелов. С подробным докладом о современном состоянии и потенциале предприятий электротехнического сектора промышленности Чувашии выступил министр экономического развития и промышленности Чувашской Республики Алек-


События

Выставки и конференции

сей Табаков. Министр особо отметил, что «чувашские предприятия этой отрасли обладают значительным потенциалом для решения задач по модернизации электроэнергетической системы России. Сегодня Чебоксары являются центром сосредоточения разработок и производства устройств релейной защиты и автоматики, и большая заслуга в этом принадлежит Чувашскому государственному университету им. И.Н. Ульянова, который в тесном взаимодействии с предприятиями Чувашской Республики осуществляет подготовку высококвалифицированных кадров». В подтверждение этого тезиса в холле первого этажа Дома Правительства была организована экспозиция чувашских предприятий электротехнической отрасли для демонстрации продукции и достижений в части разработки и производства систем и устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики, измерения и управления, комплектных устройств среднего и высокого напряжения. Надо отметить, что помимо экспозиций пяти предприятий из г. Чебоксары – НПП «ЭКРА», НПП «Бреслер», НПП «Динамика», «ЧЭАЗ» и ИЦ «Бреслер», входящих в состав НП «СРЗАУ», на выставке были представлены еще 5 предприятий и организаций – членов Партнерства из гг. Москва, Санкт-Петербург и Екатеринбург: «ОРЗАУМ», «ЭнергопромАвтоматизация», НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» и «Прософт-Системы».

На стенде компании «ЭнергопромАвтоматизация» был показан, как результат делового сотрудничества и кооперации нескольких российских предприятий, макет цифровой подстанции (ЦПС) с использованием инновационных технологий. Рядом, на стенде компании «РТСофт», был установлен другой макет ЦПС также с использованием серийно выпускаемого и аттестованного в ОАО «ФСК ЕЭС» оборудования. Так что посетители выставки могли воочию и даже в сравнении увидеть обе действующие модели ЦПС. Даже не столь масштабная по количеству экспозиций выставка продемонстрировала потенциал и возможности российских разработчиков и производителей систем и устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА) и автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) для решения вопросов импортозамещения. Факт сосредоточения в г. Чебоксары предприятий по производству устройств РЗА явился главным преимуществом проведения научно-практической конференции и выставки «РЕЛАВЭКСПО-2012» именно в г. Чебоксары. В последний день мероприятий участникам была предоставлена возможность организованного посещения ряда городских предприятий для ознакомления с технологией производства и системой обеспечения качества выпускаемой продукции.

научно‑практическое издание

Отличительной особенностью конференции стал и необычный формат ее работы, который, помимо проводимого в традиционной манере Пленарного заседания, предусматривал проведение широких дискуссий в рамках круглых столов и рабочего совещания начальников СРЗА региональных предприятий МЭС ОАО «ФСК ЕЭС» по вопросам эксплуатации РЗА и ПА. Последнее придало практический характер работе конференции, поскольку было организовано в открытом формате для всех ее участников. В первый день работы конференции прошло Пленарное заседание, на котором было заслушано более 20 докладов, касающихся НИР, новых разработок и инновационных решений в области РЗА и управления электроэнергетическими системами, добрую половину которых составляли доклады членов НП «СРЗАУ». Надо сказать, что, из-за обширной тематики Пленарного заседания, первый день работы конференции оказался весьма насыщенным на выступления. В этот день была дана возможность выступить также и представителям высшей школы: ЧГУ, Томского политехнического университета, Ивановского государственного энергетического университета и нашим зарубежным гостям из Чехии, Венгрии и Австрии. Во время перерывов у участников конференции была возможность пообщаться с докладчиками, посетить стенды их предприятий и задать возникшие вопросы. 7


События

Выставки и конференции

Второй день работы конференции был посвящен круглому столу «Вопросы взаимодействия при разработке, внедрении и эксплуатации современных устройств РЗА, ПА и АСУ ТП». Для обсуждения были предложены 4 актуальные темы: 1. Цифровые подстанции – практические подходы к реализации Это была наиболее обсуждаемая тема, материалом для которой стали доклады трех зарубежных – Альстом, Nari, Siemens, и трех отечественных – «ЭнергопромАвтоматизация», «НОВИНТЕХ» и «Прософт-Системы» – компаний по практическим подходам к реализации проекта ЦПС. В дискуссионных выступлениях специалисты компаний «НОВИНТЕХ», АББ, «РТСофт» поднимали вопросы проектирования, системной интеграции и оптимизации архитектуры ЦПС. Участники конференции в ходе своих выступлений, докладов и обмена мнениями отмечали, что в России активно идет процесс разработки и внедрения цифровых систем РЗА и автоматизации с использованием новых информационных технологий и создания ЦПС как неотъемлемой составной части интеллектуальной энергосистемы. При этом отечественными компаниями разработана и выпускается полная номенклатура конкурентоспособных устройств РЗА, ПА и средств автоматизации электроэнергетических систем, соответствующих требованиям мировых стандартов. 8

02 / Июнь 2012

В ходе обмена мнениями был отмечен также значительный прогресс в части разработок и практической реализации (пока еще на уровне пилотных проектов) ЦПС, достигнутый отечественными системными интеграторами: ООО «ЭнергопромАвтоматизация» (г. СанктПетербург) и ЗАО «НОВИНТЕХ» (г. Москва). Однако отсутствие согласованной нормативной базы и «вольное» прочтение стандарта МЭК 61850 каждым из производителей интеллектуальных устройств, предлагающим свои решения по реализации ЦПС, соответственно, усложняет работу системного интегратора и создает проблемы реализации протоколов обмена информацией. На повестке дня по-прежнему остро стоят вопросы обновления имеющейся нормативно-технической базы, гармонизации ее с международными стандартами и приведения в соответствие с Законом РФ о техническом регулировании. 2. Совершенствование системы техобслуживания, диагностики (самодиагностики) и мониторинга цифровых устройств РЗА Тема совершенствования технического обслуживания цифровых устройств РЗА (ЦУРЗ) в основном была отражена в докладах ОАО «ФСК ЕЭС». Требования по необходимому объему испытаний и проверок ЦУРЗ были изложены в докладе представителя НПП «ЭКРА». Интересны были два доклада компании «Селект». Первый из них ка-

сался новой концепции технического обслуживания ЦУРЗ, реализуемой в комплексе автоматического тестирования устройств РЗА – СКАТ РЗА, а второй – оценки эксплуатационной эффективности элементов РЗА, а точнее: оценки соответствия уставок и характеристик устройства РЗ реальным параметрам аварийного режима защищаемого объекта. Выступившие в дискуссии специалисты компаний «НОВИНТЕХ» и «ЭнЛАБ» не обошли вниманием тему ЦПС: первые обозначили подходы к проведению пусконаладочных работ по системам РЗА ЦПС, а вторые представили современные приборы для проверки устройств РЗА в соответствии со стандартом МЭК 61850. Томский политехнический институт представил уникальную разработку, не имеющую аналогов в мире – всережимный моделирующий комплекс реального времени ЭЭС. В ходе дискуссии было отмечено, что система диагностики и мониторинга микропроцессорных устройств РЗА более совершенна и значительно глубже по содержанию в сравнении с аналогичными системами для защит на электромеханической и микроэлектронной элементных базах. Но потенциал в области диагностики и мониторинга микропроцессорных устройств РЗА еще не исчерпан, и необходимо продолжить работы по ее совершенствованию. Необходим пересмотр существующих подходов к проведению профилактических проверок и проведению работ по их автоматизации.


События

Выставки и конференции

3. Проблемы строительства и реконструкции ПС в части УРЗА Эта тема в большей степени интересовала проектировщиков и специалистов эксплуатации. Название большинства докладов здесь начиналось со слова «Проблемы». Практически во всех докладах («ФСК ЕЭС», «ОРЗАУМ», НПП «ЭКРА», «Уралэнергосервис» и других) звучали тезисы о необходимости унификации и типизации проектных решений и разработки единой методики выбора параметров срабатывания ЦУРЗ. Многие участники круглого стола констатировали низкое качество проектирования, связанное, в первую очередь, с недостаточной квалификацией проектировщиков, а также отсутствием четких регламентирующих документов. Эта ситуация возникла, прежде всего, в результате структурных изменений в научно-исследовательском и проектном комплексе, повлекших утрату накопленного интеллектуального и практического опыта проектирования. Отмечалась необходимость разработки регламентирующего документа по взаимодействию проектировщиков и заказчиков. В частности, проблема предоставления исходных данных для проектирования была обозначена в докладе «ОРЗАУМ» и неоднократно упоминалась в выступлениях представителя ОАО «СевЗап НТЦ» (Тульского ЭСП). 4. Отраслевая система сертификации устройств РЗА Эффективным инструментом проведения согласованной научно-технической политики субъектами электроэнергетики является отраслевая приемка (сертификация) устройств РЗА, ПА и АСУ ТП. Выступающие на круглом столе отмечали несомненную пользу как для производителей оборудования, так и для эксплуатации, корпоративной системы аттестации, принятой в ОАО «ФСК ЕЭС». В докладе ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» было отмечено, что механизм аттестации способствует производству качественного оборудования. Для эксплуатации процесс аттестации является своего рода «входным контролем» оборудования, которое в дальнейшем им предстоит эксплуатировать.

Но указывалось также на недостатки, прежде всего, организационного характера: такие как затягивание процесса аттестации, выдвижение уже в процессе аттестации новых требований, не содержащихся в действующих НТД. В результате оживленной дискуссии по этому вопросу участники пришли к мнению о необходимости дальнейшего совершенствования системы сертификации, придании ей статуса отраслевой и соответствующей Закону о техническом регулировании. Был поднят вопрос, связанный с необходимостью создания независимого испытательного центра. В третий день слушатели разделились по «интересам». В Малом зале продолжились выступления на конференции. Одновременно, в открытом режиме, Федеральной сетевой компанией проводилось совещание релейщиков предприятий МЭС «Вопросы эксплуатации УРЗА ОАО «ФСК ЕЭС». Сразу деловой характер совещанию придали выступления заместителя главного инженера П. Тюделекова и начальника департамента РЗА и ПА ОАО «ФСК ЕЭС» В. Пуляева, в которых был обозначен широкий круг вопросов и задач в области эксплуатации устройств РЗА на объектах «ФСК ЕЭС». С отчетными докладами о состоянии устройств РЗА и проблемах эксплуатации выступили представители филиалов – магистральных электрических сетей (МЭС). О состоянии эксплуатации устройств РЗА на объектах ОАО «РусГидро» и ОАО «Холдинг МРСК» выступили, соответственно, М. Ябузаров и П. Илюшин. Представитель ОАО «Фирма ОРГРЭС» представил ретроспективный анализ работы устройств РЗА по объектам ЕНЭС (по материалам этого доклада была опубликована статья в №1 журнала «Релейная защита и автоматизация» за 2012 год). В заключение состоялась дискуссия по докладам и были подведены итоги совещания. Надо отметить, что на конференции была затронута очень важная тема подготовки кадров для электротехники. Во многих выступлениях звучала

научно‑практическое издание

озабоченность уровнем подготовки будущих выпускников вузов из числа специалистов по релейной защите в связи с переходом на систему подготовки «бакалавр-магистр» и исключением из нее инженерной подготовки. Всего в работе выставки и конференции приняли участие около 700 специалистов, в том числе 297 из 63 субъектов Российской Федерации, 7 представителей из 6 стран мира (Австрия, Германия, Венгрия, Чехия, Казахстан, Китай). Мероприятия посетили большое количество специалистов чувашских предприятий, преподавателей и студентов вузов гг. Чебоксары, Казани, Томска, Иваново и Самары. Для многих из них это стало долгожданной возможностью увидеть продукцию различных российских предприятий, услышать и увидеть «вживую» специалистов и ученых, с публикациями которых они знакомились на страницах журналов и книг, в Интернете, проникнуться атмосферой важности обсуждаемых на форуме задач и ощутить свою сопричастность к будущему отечественной электроэнергетики. Информационная поддержка конференции и выставки осуществлялась следующими СМИ: ООО «Медиа-Центр» (журнал «Энергополис», газета «Энергетика», интернет-портал («ИнтерЭНЕРГО», г. Москва), журналами «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» и «Энерго-Info» (г. Москва), газетой «Энергетика и промышленность России» (г. Санкт-Петербург»). По завершению конференции и выставки участники приняли Решение, с текстом которого можно ознакомиться на сайтах «РИЦ «СРЗАУ» (www.srzau-ric.ru) и НП «СРЗАУ» (www.srzau-np.ru). В Решении отмечается своевременность проведения конференции и выставки в г. Чебоксары как формы организации коллегиального обсуждения и принятия решений по актуальным вопросам в области РЗА, ПА и АСУ ТП для достижения конечной цели по обеспечению субъектами электроэнергетики эффективного функционирования ЕЭС России. Подготовлено редакцией журнала 9


События

Выставки и конференции

проблемы Рза. в поисках решений В Москве успешно прошла Международная выставка и XXI конференция «Релейная защита и автоматика энергосистем 2012».

Мероприятие проходило с 29 по 31 мая в Выставочном павильоне № 55 «Электрификация» на ВВЦ. Организаторы РЗА 2012: ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Выставочный павильон «Электрификация». При поддержке Министерства энергетики РФ и ОАО «ВНИИР». РЗА 2012 вызвала большой интерес у представителей отрасли. Участниками выставки стали 84 организации, их стенды посетили более 900 специалистов. Свою продукцию и разработки представили отечественные компании, а также гости из Германии и Беларуси. В ходе торжественной церемонии открытия свои приветственные слова гостям и участникам сказали Валерий Чистяков – Первый заместитель Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС», Николай Шульгинов – Первый заместитель Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» и Года Нудельман – Председатель совета директоров ОАО «ВНИИР». Также участие в церемонии открытия «РЗА-2012» приняли представители НП «ИНВЭЛ», Объединения РаЭл, ОАО «НИИПТ», ОАО «Холдинг МРСК». Конференция, проводимая уже в 21 раз, получилась насыщенной и конструктивной. В ней приняли участие 580 профильных специалистов, прозвучало 92 доклада о современной 10

02 / Июнь 2012

идеологии построения и концептуальных вопросах развития систем РЗА, вопросах эксплуатации устройств РЗА в ЕЭС России, опыте применения и вопросах развития WAMS, WACS и WAPS, современных тенденциях развития систем противоаварийного и режимного управления, вопросах проектирования и построения современных АСУ ТП и др. Мероприятие продолжало свою работу в течение трех дней. В последний день конференции состоялся круглый стол «Цифровая подстанция. Подходы к реализации», на котором участники смогли в открытом диалоге обсудить распространение современных технологий на объектах отечественного ТЭК. «Два года назад мы только говорили о том, что появилась некая концепция цифровой подстанции, это была идея. Сегодня этот проект уже воплощается в жизнь. За прошедшие два года на объектах ФСК количество микропроцессорных устройств РЗА выросло в 1,5 раза». Валерий Чистяков, Первый заместитель Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС». «СО ЕЭС» ждет от выставки новых технических решений, новых разработок и предложений по решению проблем, которые возникают при эксплуатации». Николай Шульгинов, Первый заместитель Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС»

РЗА 2012 Даты проведения: 29-31 мая 2012 г. Место проведения: Выставочный павильон «Электрификация» №55, Москва, ВВЦ Организаторы: ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Выставочный павильон «Электрификация» При поддержке: Министерства энергетики РФ, ОАО «ВНИИР» Генеральные информационные партнеры: Журналы «Электроэнергия. Передача и распределение», «Энергополис», «Энерго-info» Генеральный интернет-партнер: Ruscable.ru Сайт проекта: www.rza-expo.ru

П. Тюделеков, Н. Шульгинов, Г. Нудельман, В. Затынайко на пленарном заседании конференции

Первый день работы РЗА 2012

Участники ХХI научно-практической конференции РЗА 2012


События

Выставки и конференции

Конференция в Израиле НП «СРЗАУ» приглашает принять участие в Международной конференции «Electricity 2012». Конференция состоится с 14 по 17 ноября 2012 г. в Израиле, г. Эйлат. Конференцию инженеров-электриков и выставку «Electricity» ежегодно организует Ассоциация инженеров-электриков и электронщиков Израиля (SEEEI). Этот форум является одним из главных событий для экспертов и специалистов, работающих в области технологий и оборудования для энергетической области. В работе конференции и выставки, помимо специалистов и компаний из Израиля, участвуют также специалисты и компании Европейских стран, США, Англии, Латинской Америки, Африки и др. SEEEI создана 10 лет назад как самостоятельное некоммерческое объединение специалистов в области электротехники, электроники, энергетики, радиотехники, систем управления и индустриального контроля. Сегодня SEEEI является одной из ведущих профессиональных организаций страны. Основной целью деятельности Ассоциации является повышение уровня профессионализма, удовлетворение и защита творческих интересов своих членов, содействие их инженерной и научной деятельности. Задачами Ассоциации являются обеспечение профессиональной информацией и установление связей с другими Ассоциациями и объединениями, в том числе международными, которые имеют общую с SEEEI цель. Ассоциация сотрудничает с профессиональными объединениями в Израиле и за рубежом, в том числе с американским Институтом инженеров по электротехнике и электронике – IEEE, английским – IET, немецким – VDE. SEEEI является постоянным членом EUREL – головного органа, объединяющего ассоциации инженеров электротехники и электроники Европы. Одним из важных вопросов на повестке дня любой развитой страны является вопрос подготовки молодых инженерных кадров. Чтобы быть профессионалом, одного образования недостаточно, необходимы практические знания и широкий обмен накопленным опытом. Для этого в Ассоциации создана система повышения квалификации и непрерывного обучения – Life Long Learnig. Ассоциация организует ежегодно более ста конференций, семинаров, курсов и научно‑практическое издание

профессиональных встреч, в которых принимают участие около 7500 инженеров и ученых. Главным событием в профессиональной жизни инженеров-электриков и электронщиков Израиля является ежегодная конференция Ассоциации, которая по традиции проводится в Эйлате. Конференция «Электричество 2012», организованная Ассоциацией SEEEI совместно с Институтом IEEE, является одной из крупнейших профессиональных конференций в Израиле. Ожидается участие в ней около 1300 инженеров, ученых и специалистов в различных областях электротехники и электроники из 400 компаний, предприятий, академических институтов и государственных учреждений из более чем 30 стран мира. В 2012 году пленарные заседания конференции будут посвящены темам инженерного образования, проектам в области энергетики, в том числе внедрению возобновляемых источников энергии, Smart Grid и энергоэффективности. Выставка, проходящая в дни конференции, является одной из наиболее важных профессиональных выставок в Израиле. Более пятидесяти ведущих израильских и мировых компаний представят новинки электрооборудования, инновационные технологии и интеллектуальные системы управления. Между Ассоциацией инженеров-электриков и электронщиков Израиля и НП «СРЗАУ» достигнута договоренность об организации в рамках конференции «Electricity 2012» российско-израильских круглых столов по следующим актуальным темам: цифровая подстанция и МЭК 61850; системы связи и передачи информации в энергетике; актуальные вопросы эксплуатации релейной защиты, систем автоматизации и управления; перспективы российско-израильского сотрудничества в области энергетики. Дополнительную информацию о конференции «Электричество 2012» можно найти на сайте: www.electricity2012.com или связавшись по телефонам: 8 (499) 203-08-55 и 8 963 787-96-05 (моб.) – НП «СРЗАУ», Белотелов А.К. 11


НАУКА

Релейная защита УДК 621.316

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

Учёт влияния взаимоиндукции параллельных линий на замер реле сопротивления Calculation of the influence of mutual inductance of parallel lines on distance relay measurements Аннотация: в статье приводится расчёт корректирующих множителей при коэффициентах компенсации тока нулевой последовательности, используемых в алгоритме фазного реле сопротивления для учёта влияния взаимоиндукции параллельных линий на замер цифрового реле сопротивления. Приведен пример расчёта и даны рекомендации по выбору корректирующих множителей.

Ключевые слова: цифровое реле сопротивления, ток нулевой последовательности, взаимоиндукция параллельных линий. Abstract: The article describes the calculation of corrective factors by compensation coefficients for the zerosequence current utilized in the algorithm of digital phase distance relays. These factors are used to account for the influence of the mutual inductance of parallel lines on the digital phase distance relay measurements. An example of the calculation and recommendations regarding selection of the corrective factors are given.

Keywords: digital distance relay, zerosequence current, mutual inductance of parallel lines.

12

02 / Июнь 2012

При КЗ на землю фазное напряжение uФ в месте установки защиты зависит не только от тока и напряжения линии, но и от тока нулевой последовательности параллельной линии (влияние фазных токов как прямой последовательности, так и обратной последовательности взаимно компенсируется). Для линии, представленной R-L цепью, напряжение uФ петли КЗ, измеренное в месте установки защиты, определяется дифференциальным уравнением: uФ=RФ(iФ+kRi0+k MRi0Р)+LФ(diФ/dt+k Xdi0/dt+ +k MXdi0Р/dt) (1) или в векторном виде: , (2) где Ф = фазы A, B, C; RФ, LФ – активное сопротивление и коэффициент самоиндукции (индуктивность) фазы линии; – ток фазы, ток нулевой последовательности защищаемой линии и ток нулевой последовательности параллельной линии соответственно; kR = kkR(R0 -R1)/R1, k Х = kk X(X0 -X1)/X1, – коэффициенты компенсации влияния токов нулевой последовательности на замер реле сопротивления по R и Х соответственно, где kkR, kk X – корректирующие множители коэффициента компенсации тока нулевой последовательности I0Р параллельной линии (по R и Х соответственно); R0, R1 – активные сопротивления нулевой и прямой последовательностей линии; Х0, Х1 – индуктивные сопротивления нулевой и прямой последовательностей линии; k M=kMR+jkMХ – комплексный коэффициент компен-

сации влияния взаимоиндукции с параллельной линией по R и Х на замер реле сопротивления; kMR = RM/R1, kMX = XM/X1 – коэффициенты компенсации влияния взаимоиндукции с параллельной линией по R и Х на замер реле сопротивления, где RМ и ХМ – активная и индуктивная составляющие сопротивления взаимоиндукции линий. Для линии с односторонним питанием, когда ток КЗ в повреждённой фазе IФ и ток в земле 3I0 находятся в противофазе, вектор напряжения UФ может быть разложен по ортогональным составляющим: UФX=X1(IФ+k XI0+k MXI0P)= X1(IФ+kk XI0(X0 -X1)/X1+I0PX M/X1)= X1IФ+kk XI0(X0 -X1)+I0PX M. (3) И, аналогично, UФR = R1IФ+kkR I0(R0 -R1)+I0PR M. (4) Если к защите подведен ток параллельной линии и ток IР в РС равен фазному току, компенсированному током нулевой последовательности своей и параллельной линии (с учётом коэффициента взаимоиндукции): , то замер сопротивления до места КЗ производится правильно при kkR=kkX=1, и это сопротивление равно сопротивлению прямой последовательности линии до места КЗ (при этом токи параллельной линии должны подводиться от ТТ, установленного со стороны линии относительно выключателя, иначе в ремонтном режиме, когда параллельная линия будет отключена и заземлена с обеих сторон, её ток не будет подведён к защите). Если ток параллельной линии к защите не подводится, то измеренное фазное напряжение остаётся тем же, равным , что и при под-


НАУКА

Релейная защита веденном этом токе, но в расчётном уравнении (1) отсутствуют составляющие с током I0P. Поэтому учёт влияния взаимоиндукции с параллельной линией производится корректирующими множителями kkX и kkR в формулах (3) и (4), теперь уже, в общем случае, не равными единице. Компенсация в данном случае означает, что I0(X0-X1)+I0PXM = kkXI0(X0-X1), (5) I0(R0-R1)+I0PRM = kkRI0(R0-R1), (6) отсюда: kkX = 1+(I0P/I0)*(XM/(X0-X1)), (7) kkR = 1+(I0P/I0)*(RM/(R0-R1)). (8) Формулы (7) и (8) являются универсальными для компенсации погрешности в замере РС при КЗ на землю в различных точках защищаемой линии и в различных режимах параллельной линии, а значения коэффициентов kkX и kkR зависят от соотношения векторов токов и в конкретном режиме. При этом правильный замер РС можно обеспечить только в одной расчётной точке и только для одного из режимов работы параллельной линии (выбранного), а не для всех возможных режимов [2], в частности, когда: •  параллельная линия отключена, •  параллельная линия включена, •  параллельная линия отключена и заземлена с обеих сторон. Для режимов, не выбранных в качестве расчётного режима, замер РС будет происходить с погрешностью. Чтобы правильно учесть при компенсации все режимы, необходима была бы информация о состоянии параллельной линии с противоположной стороны. Такая информация в большинстве случаев отсутствует, не производится также учёт и других влияющих на замер факторов: сопротивления в месте КЗ, подпитки места КЗ с противоположной стороны линии. Рассмотрим вначале более простой случай: КЗ в конце линии, а затем общий случай – при КЗ в произвольной точке защищаемой линии. Выбор корректирующих множителей kkX и kkR при расчётном КЗ в конце линии Возможны три варианта схем для выбора корректирующих множителей. 1) Параллельная линия отсутствует. В этом случае отсутствует ток параллельной линии и его, естественно, учитывать не надо, I0P равен нулю, поэтому kkR = kk X = 1. 2) Параллельная линия имеется и к защите подведены токи параллельной линии (имеются аналоговые входы для них). Без компенсации влияния токов нулевой последовательности параллельной линии занаучно‑практическое издание

мер сопротивления при КЗ происходил бы неправильно. При включённой параллельной линии, например, измеренное сопротивление увеличивается по сравнению с действительным сопротивлением до места КЗ, и зона работы ДЗ сокращается. При введении компенсации замер сопротивления на повреждённой линии происходит правильно во всех режимах работы параллельной линии. При этом коэффициенты компенсации также выбираются равными 1: kkR = kk X = 1. При этом следует учесть, что даже при использовании в защите повреждённой линии компенсации тока нулевой последовательности параллельной линии, на неповреждённой линии замер реле сопротивления при КЗ на параллельной линии уменьшается по сравнению с действительным, зона работы РС увеличивается и появляется возможность неселективной работы ДЗ на неповреждённой линии. 3) Параллельная линия имеется, но к защите не подведены токи параллельной линии (отсутствуют аналоговые входы для них). Выбор коэффициентов компенсации kkR, kkX при отключённой параллельной линии аналогичен выбору при отсутствии параллельной линии: kkR = kk X = 1. Выбор коэффициентов kkR, kk X при включённой параллельной линии при КЗ в конце линии – рис. 1. I 0P

I0 Рис. 1. Расчётная схема при КЗ в конце линии и включённой параллельной линии

В этом случае = и из формул (7) и (8) следует: kk X = 1+X M/(X0 -X1), (9) kkR = 1+R M/(R0 -R1). Выбор коэффициентов kkR, kk X при отключённой и заземлённой параллельной линии (ремонтный режим параллельной линии) при КЗ в конце линии – рис. 2.

I0P I0

Рис. 2. Расчётная схема при КЗ в конце линии и отключённой и заземлённой параллельной линии

13


НАУКА

Дони Николай Анатольевич Директор по науке - заведующий отделом перспективных разработок. Окончил энергетический факультет Новочеркасского политехнического института в 1969 году. В 1981 году во ВНИИЭ

Релейная защита В этом случае I 0P = -I 0X M /X0 , и из формул (7) и (8) следует: kk X = 1-X2M/(X0(X0 -X1)), (10) kkR = 1-R2M/(R0(R0 -R1)). В эти формулы коэффициенты взаимоиндукции входят в квадрате, так как, во-первых, ток в параллельной линии возникает благодаря взаимоиндукции, а во-вторых, он оказывает влияние на замер РС на повреждённой линии также благодаря взаимоиндукции. Выбор корректирующих множителей kk X и kk R при расчётном КЗ в произвольной точке линии Выбор коэффициентов kk R , kk X при включённой параллельной линии – рис. 3.

защитил кандидатскую

x

дование и разработка высокочастотной защиты линий сверхвысокого напряжения». Имеет более 120 научных публикаций в

I0

I0P

l I0

I0P Рис. 4. Расчётная схема при отключённой и заземлённой параллельной линии

I0P

области релейной защиты, микропроцессорной техники и цифровой обработки ческих систем.

x

l

диссертацию «Иссле-

сигналов электроэнергети-

В этом случае влияние взаимоиндукции проявляется только на части m от длины линии, поэтому ток параллельной линии равен I 0P=I 0 m/(2-m), и из формул (7) и (8) следует: kk X=1+(m/(2-m))*(X M /(X0 -X1)), (11) kk R = 1+ (m/(2-m))*(R M /(R0 -R1)). Выбор коэффициентов kkR, kk X при отключённой и заземлённой параллельной линии – рис. 4.

Рис. 3. Расчётная схема при включённой параллельной линии

Здесь КЗ на землю происходит на расстоянии x от места установки защиты при длине линии, равной l (доля m линии, входящая в зону защиты, равна m=x/l).

В этом случае ток параллельной линии индуцируется только на части m от длины линии и протекает навстречу току повреждённой линии, поэтому ток параллельной линии равен I 0P= -I 0 mX M /X0 , и из формул (7) и (8) следует: kk X=1-mX2M/(X0(X0 -X1)), (12) kkR = 1-mR2M/(R0(R0 -R1)). В формулах (9) – (12) проще использовать не абсолютные, а относительные параме-

Табл. 1. Коэффициенты компенсации и длина защищаемой зоны

Малый Альберт Петрович Ведущий инженер ООО НПП «ЭКРА». В 1958 г. закончил МЭИ, кандидат технических наук (НПИ, 1988 г.), старший научный сотрудник.

Коэффициенты kk X рассчитаны при уставке Х1 = 0,85*Х1 линии для состояния параллельной линии:

Защищаемая зона в % от длины линии* отключённой

включённой

отключённой и заземлённой

отключённой (kk X = 1)

85

71

108

включённой (kk X = 1,71)

108

85

132

отключённой и заземлённой (kk X = 0,47)

65

56

85

* В таблице длина защищаемой зоны рассчитана при компенсации замера РС при КЗ на расстоянии 85% от длины линии [2, стр. 326-331].

14

02 / Июнь 2012


НАУКА

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

Релейная защита тры линии (обозначенные далее со штрихом). На длину защищаемой зоны влияет коэффициент kk X. Коэффициенты kk X и величины защищаемой зоны в процентах от длины линии в зависимости от расчётного и текущего состояния параллельной линии при реальных параметрах линии (X'1= 0,356 Ом/км, X'0 =1,11 Ом/км, X'М= 0,72 Ом/км) приведены в табл. 1 [1, стр. 282]. Диагональ таблицы показывает, что в расчётном режиме параллельной линии выбранные коэффициенты обеспечивают одинаковые зоны срабатывания для междуфазных КЗ и КЗ на землю (0,85 от длины линии), а в других состояниях зона срабатывания расширяется или сокращается. Использование значений коэффициентов kkR=kk X=1 приемлемо и для отключённой и включённой параллельной линии. При этом увеличение (до 108% в худшем случае – при одностороннем питании линии) зоны срабатывания РС на повреждённой линии в ремонтном режиме отключённой и заземлённой параллельной линии допустимо из-за того, что этот режим редкий и кратковременный. Кроме того, действие АПВ в таком режиме уменьшает вероятность потери селективности, учитывая, что большинство АПВ бывает успешным. Для полной гарантии селектив-

ности можно уменьшить kk X на 20%, но за счёт сокращения защищаемой зоны в данном и других состояниях параллельной линии. Для предотвращения неселективного срабатывания РС неповреждённой линии и обеспечения зоны срабатывания РС первой ступени защищаемой линии РС, равной 0,85 от длины линии, в алгоритме РС компенсация от параллельной линии блокируется, когда ток I0Р нулевой последовательности параллельной линии достигает 75% от тока I0 защищаемой линии: I0P= I0m/(2-m)=0,85/(2-0,85) = 0,74. Требования по компенсации влияния взаимоиндукции параллельной линии на замер фазных РС резервных (второй и третьей) ступеней ДЗ иные, чем у РС первой ступени: важнее обеспечить чувствительность защиты в конце зоны ступени, чем селективность, поэтому методика выбора коэффициентов компенсации также иная [1, стр. 285-289]. Диапазон регулирования уставок корректирующих множителей kk Х, kkR – от 0 до 3,0. Литература: 1. Циглер Г. Цифровая дистанционная защита: принципы и применение. – М.: Энергоиздат, 2005. – 322 с. 2. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. М.: Энергоатомиздат. – 549 с.  

Редакция журнала присоединяется к поздравлениям от коллег генерального директора ОАО «Ивэлектроналадка» Евгения Константиновича Журавлева в связи с его 60-летним юбилеем. Мы желаем этому всегда энергичному и жизнерадостному руководителю широко известного коллектива российских наладчиков и члену редколлегии нашего журнала и в дальнейшем, ни при каких сложных жизненных ситуациях, не терять оптимизма, сохраняя на долгие годы блестящий юмор и блеск в глазах, острый ум и деловую хватку.

научно‑практическое издание

15


НАУКА

Релейная защита Памяти Дмитриева К.С.

Авторы: к.т.н. Добродеев К.М., Добродеев М.К., Рыбин Д.В., ОАО «Инженерный центр энергетики Поволжья» – «Нижегородскэнергосетьпроект»,

УДК 621.316

Расчет Защитных трансформаторов тока и их вторичных цепей (взгляд проектировщика) Calculation of protection current transformers and their

г. Нижний Новгород,

secondary circuits

Россия.

(Planner view) Аннотация: рассмотрены некоторые вопросы методики расчетов нагрузки и мощности трансформаторов тока с замкнутым магнитопроводом в установившемся и переходном режимах с учетом подключения микропроцессорных защит.

Ключевые слова: трансформатор тока, короткое замыкание, переходный процесс, интервал достаточно точной трансформации, микропроцессорная релейная защита.

Abstract: This paper are considered some methods for calculations of loading and power of closed core current transformer in steady state and fault transient conditions taking into connection of microprocessor-based protections. Keywords: current transformer, short - circuit, fault transient, interval of sufficiently accurate transformation, microprocessor - based relay protection.

16

02 / Июнь 2012

1. Введение Обсуждение вопросов, вынесенных в название статьи, было начато на новом этапе О. И. Баглейбтером в 2008 году [1] и затем продолжено С. Л. Кужековым и Г. С. Нудельманом [2, 3]. Выяснилось, что данная тема вновь стала актуальной и дискуссионной в отечественной электроэнергетике, как и 40 лет тому назад. Причиной этому послужило применение микропроцессорных (МП) устройств релейной защиты (РЗ), которые обладают заметными преимуществами перед микроэлектронными, а тем более – перед электромеханическими (ЭМ) устройствами. К этим преимуществам можно отнести повышенное быстродействие, стабильность выдержек времени, расширенную функциональность и существенное уменьшение (на один-два порядка) потребления мощности по цепям переменного тока и напряжения. Становится возможным обеспечить срабатывание защиты на отключение или блокировку по данным измерений, проведенных за 3–5 мс от момента короткого замыкания (КЗ), и применить ступень селективности вплоть до 100–200 мс. Реализация именно таких параметров защиты предъявляет повышенные требования к функционированию трансформаторов тока (ТТ) в переходных процессах с учетом апериодической составляющей тока КЗ и остаточной индукции в магнитопроводе. Для выполнения этих требований необходимо многократно повышать мощность ТТ с замкнутым магнитопроводом, которые и рассматриваются в данной статье, либо применять ТТ с немагнитными зазорами или цифровые ТТ. Если же

сохранить ступень селективности 0,4–0,5 с и время срабатывания защит 40–60 мс, то в большинстве случаев в сетях 110–220 кВ стандартные ТТ обеспечат нормальное функционирование защит, в том числе и микропроцессорных, как в установившихся, так и в переходных режимах КЗ. Следует также отметить, что совершенствование существующих и разработка новых принципов и устройств защиты позволяют снизить требования к функционированию ТТ в переходных процессах, что сохраняет область применения стандартных ТТ с замкнутым магнитопроводом. Перед проектировщиками-релейщиками в современных условиях ставится двуединая задача: расчет допустимой нагрузки на выбранные ТТ и расчет требуемой мощности ТТ применительно к подключенным устройствам защиты. Следует признать, что проектировщики не готовы в полной мере решать поставленные задачи в связи с отсутствием утвержденных методик. И это несмотря на то, что в теоретических и практических работах советские ученые и инженеры исследовали в 60-70 годах прошлого столетия весь спектр вопросов функционирования ТТ и ЭМ устройств РЗ в установившихся и переходных режимах с глубоким насыщением ТТ, разработали ТТ с немагнитными зазорами и методики расчета ТТ для проектной и эксплуатационной практики. Значительный вклад в эту работу внёс профессор А. Д. Дроздов и плеяда его учеников. Достаточно подробный обзор по этой теме приведен в [3, 4]. Для проектировщиков настольной книгой по ТТ являлись «Указания по расчету сечений жил


НАУКА

Релейная защита

контрольных кабелей в токовых цепях релейной защиты» (далее – «Указания по расчету ТТ»), инв. № 5916тм-т1, которые были разработаны Горьковским отделением Энергосетьпроекта и введены в действие Решением №57 ГлавНИИпроекта Минэнерго СССР, утвержденным заместителем министра энергетики и электрификации СССР 5 апреля 1974 года. «Указания по расчету ТТ» содержат методический и справочный материал по ТТ и устройствам защиты в объёме, необходимом для расчета погрешностей ТТ и сечений жил контрольных кабелей в установившемся режиме КЗ. Годом раньше вышел РД 34.35.106 с тем же названием. В настоящее время «Указания по расчету ТТ» и РД 34.35.106 отменены и проектировщики выполняют расчеты ТТ с учетом требований, содержащихся в руководствах по применению МП терминалов, а также на основании упрощенных методик в тех случаях, когда подобные требования не сформулированы фирмами-производителями. Не потеряли своей актуальности основные методические положения, содержащиеся в «Указаниях по расчету ТТ» и написанной по данной теме книге Е.П. Королева и Э.М. Либерзона [5], в которой, кстати, содержится глава «Методы расчета переходных процессов в трансформаторах тока». С учетом изложенного, совершенно очевидна актуальность разработки современной версии «Указаний по расчету ТТ», аккумулирующих прошлый опыт и знания и отвечающих современным требованиям. Данная статья представляет собой попытку прояснения и разработки отдельных фрагментов этой большой работы. 2. Исторический экскурс 2.1. Представляет интерес ознакомление с основными выпущенными ранее документами, относящимися к защитным трансформаторам тока. Начнем с «Инструкции по проверке трансформаторов тока, используемых в схемах релейной защиты», выпущенной в 1960 году [6] (далее – «Инструкция по проверке ТТ»). В этой инструкции, наряду с главами об основных сведениях по ТТ и о проверке ТТ, содержится глава об определении пригодности ТТ по их погрешностям. В этой главе приведены следующие

основные требования к защитным ТТ: погрешности ТТ в установившемся режиме не должны превосходить 10% по коэффициенту трансформации (токовая погрешность) и 7% по углу в пределах расчетных значений токов КЗ для каждой защиты. Отмечается, что «выполнение этих требований … наиболее существенным является для быстродействующих дифференциальных, дистанционных и направленных защит, которые могут действовать неправильно, особенно в первые моменты короткого замыкания, из-за большой погрешности как по току, так и по углу». Здесь же изложена методика проверки ТТ на 10%-ную погрешность с использованием действительных или типовых характеристик намагничивания; существенным в этой методике является следующее. 1) Расчетный ток повреждения принимается разным для различных защит, причем максимальное значение его соответствует повреждению «в тех точках сети, где увеличенная погрешность может привести к неправильному действию защиты». Исходя из этого даны определения расчетного тока повреждения для основных типов защит. 2) Введён повышающий коэффициент К, учитывающий неточности расчетов токов КЗ, неточности характеристик намагничивания и влияние апериодической составляющей токов КЗ. Этот коэффициент учитывается в формулах для расчета намагничивающего тока и допустимой внешней нагрузки при заданном значении расчётного вторичного тока. Значения коэффициента К принимаются в диапазоне 1,2–2,0 в зависимости от типа защиты и времени её действия. При этом коэффициент К принимается тем большим, чем меньше время действия защиты и чем чувствительнее защита к неточностям ТТ. Так для направленных защит всех типов: К = 1,2–1,3 при t > 0,5 с; К = 1,8–2,0 при t ≤ 0,5 с; для дифференциальных защит: (а) при t ≤ 0,5 с (б) а) для защиты без быстронасыщающихся трансформаторов (БНТ); б) для защиты с БНТ; при t > 0,5 с К = 1,4-1,5.

научно‑практическое издание

В [6] приведена методика расчетной проверки на 50%-ную погрешность, разработанная в ЦСРЗАИ Мосэнерго для оценки вероятности неустранимой вибрации токовых реле серии ЭТ-520 за счет искажения формы кривой вторичного тока. 2.2. В 1977 году было выпущено второе издание «Инструкции по проверке ТТ» [7], в которой, в частности, был описан способ снятия вольтамперных характеристик (ВАХ) с использованием вольтметра, измеряющего среднее выпрямленное значение напряжения, и амперметра, измеряющего амплитуду намагничивающего тока [8]. Построенная по этим замерам ВАХ или соответствующая ей характеристика для максимальных значений индукции Bm и напряженности поля Hm не зависит от способа регулирования параметров режима. В данном издании инструкции исключена глава об определении пригодности ТТ по их погрешностям, поскольку ранее были выпущены упомянутый выше РД 34.35.106 и «Указания по расчету ТТ» института «Энергосетьпроект», в которых этот вопрос был разработан достаточно подробно применительно к условиям установившегося режима КЗ. 2.3. В 2003 году вышла новая редакция «Инструкции по проверке трансформаторов тока…» [9]. ( Исполнители В. С. Буртаков, ОАО «Фирма ОРГРЭС», и К. С. Дмитриев, ОАО «Институт Энергосетьпроект»). В этой инструкции наряду с расширенным разделом по проверкам ТТ содержится обновленный раздел по основным сведениям о ТТ и раздел по расчетам ТТ, в котором, кроме традиционного метода эквивалентных синусоид, упоминается метод спрямленной характеристики намагничивания (СХН) и достаточно подробно рассмотрен метод прямоугольной характеристики намагничивания (ПХН), рекомендуемый для области среднего и глубокого насыщения ТТ. В данной инструкции не нашел отражения комплекс вопросов, связанных с функционированием ТТ и защит в переходных процессах. По-видимому, это было вызвано отсутствием законченных и апробированных на практике отечественных методических проработок, подобных тем, которые были выполнены для установившегося режима. Этому способствовало и следующее обстоятельство. 17


НАУКА

Релейная защита

Исследования функционирования ТТ в переходных процессах, выполненные в конце 60-х – начале 70-х годов прошлого столетия в нашей стране, показали, в частности, что погрешности ТТ слабо зависят от нагрузки на вторичные обмотки, за исключением первого полупериода, в течение которого длительность интервала времени достаточно точной трансформации (ДТТ) напрямую зависит от этой нагрузки при прочих равных условиях [5, 10]. Из этого был сделан вывод о нецелесообразности применения повышающего коэффициента к расчетной кратности тока КЗ для учета переходного процесса, поскольку измерительные органы электромеханических защит имели время срабатывания 20 мс и более и при насыщении ТТ в первом полупериоде могли отказывать на время до двух-трех постоянных времени первичной сети. С учетом принятых ступеней селективности ∆t = 0,4–0,5 с это не приводило к потере селективности срабатывания дистанционных и токовых защит, поскольку вторые ступени этих защит имеют время срабатывания 2∆t и более. К времени выхода последней редакции «Инструкции по проверке ТТ» МП устройства защиты только начали массово внедряться в отечественной электроэнергетике, поэтому вопрос об обеспечении условий срабатывания измерительных органов защит по данным замеров о первом полупериоде переходного процесса не был таким актуальным, как в настоящее время. 2.4. Исторический экскурс дополняют решения научно-технических совещаний по вопросам выбора трансформаторов тока для релейной защиты, первое из которых состоялось 8–10 июня 1965 года, а второе − 18–20 июня 1969 года. Решения этих совещаний содержат анализ ситуации, сложившейся в вопросе выбора защитных ТТ, обобщение существующих научных и технических разработок, предложения и рекомендации для последующих разработок, а также решения по конкретным вопросам. 2.4.1 Первое совещание проводилось Московским правлением научно-технического общества (НТО) энергетической промышленности (секция автоматизации, 18

02 / Июнь 2012

релейной защиты и телемеханики энергосистем), Техническим управлением по эксплуатации энергосистем Государственного производственного комитета по энергетике и электрификации СССР, Управлением трансформаторостроения и высоковольтного электрооборудования Государственного комитета по электротехнике при Госплане СССР. Из решений этого совещания целесообразно отметить следующие пункты. 1) Предлагалось внести в новый ГОСТ (взамен ГОСТ 7746-55) следующие технические требования: • кривые кратностей допустимой погрешности должны сниматься с активной нагрузкой, при этом намагничивающий ток не должен превышать 10% от первичного тока; • заводы-изготовители должны предоставлять кривые кратностей допустимой погрешности с отметкой точки, разделяющей кривую на участки, соответствующие 10% значению намагничивающего тока и максимальному его значению, когда часть кривой построена для заданного предельного значения индукции; максимальное значение намагничивающего тока должно быть указано на кривой. Кроме того, в информационных материалах должны также приводиться кривые намагничивания, снятые при синусоидальном напряжении, и значения активного и реактивного сопротивлений вторичных обмоток; • напряжение на зажимах вторичной обмотки ТТ при установленных кратностях допустимой погрешности не должно превышать 1000 В. 2) Совещание отметило отсутствие координации вопросов методики определения кратностей тока при 10% погрешности ТТ, применяемой разными заводами-изготовителями, и обратилось в Государственной комитет по электротехнике при Госплане СССР с просьбой дать соответствующие технические указания заводам-изготовителям ТТ о необходимости помещать в технической информации кривые кратности допустимой погрешности в соответствии с решением, изложенным выше в п. 1. 3) До разработки инженерных методов

расчета влияния переходных процессов на работу ТТ, пригодных для массового применения при проектировании и эксплуатации релейной защиты, рекомендовалось: • не применять повышающих коэффициентов при значительном превышении выдержки времени защиты постоянной времени первичной сети; • не применять при выборе сечения жил контрольного кабеля повышающего коэффициента в первичном токе для дифференциальных защит с быстронасыщающимися ТТ. 4) Совещание решило, что в ряде случаев целесообразно допустить работу ТТ с повышенной погрешностью при намагничивающем токе 40–50% и более от первичного тока. С этой целью необходимо продолжить экспериментальную работу для более полного выявления факторов и условий, вызывающих вибрацию контактов реле, с целью разработки конкретных требований к реле Чебоксарского электроаппаратного завода по недопустимости вибрации при повышенной погрешности ТТ и уточнения расчетной методики проверки ТТ на максимальную погрешность, допустимую по условию вибрации реле. 5) Считать необходимым продолжить разработки новых типов релейной защиты, снижающих требования к ТТ, и, в частности, дифференциальных защит (в том числе защиты шин высокого напряжения), допускающих работу ТТ с большими погрешностями, вызванными большой вторичной нагрузкой или переходными процессами. 6) Считать целесообразным выпустить Руководящие указания по выбору ТТ для релейной защиты и сечения проводов в их вторичных цепях. 2.4.2 Второе совещание проводилось Московским правлением НТО энергетики и электротехнической промышленности, Временной научно-технической комиссией по внедрению новых устройств релейной защиты в энергетических системах Государственного комитета Совета Министров СССР по науке и технике и Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем Министерства энергетики и электрификации СССР.


НАУКА

Релейная защита

Из решений этого совещания целесообразно отметить следующие пункты. 1) Разрабатываемые «Указания по расчету допустимых нагрузок на ТТ в схемах релейной защиты» следует ограничить рассмотрением методов расчета при синусоидальном первичном токе, поскольку не представляется возможным считать доработанными методы расчета нагрузок на ТТ по заданным погрешностям в переходном режиме с учетом апериодической составляющей первичного тока, которые должны быть достаточно простыми и пригодными для практического применения. 2) В качестве основного метода при расчете нагрузок на ТТ в условиях, когда допускается 10% полная погрешность, следует пользоваться кривыми предельной кратности, которые представляются в информационных материалах предприятием-поставщиком. Для определения допустимых нагрузок на ТТ при погрешностях, превышающих 10%, рекомендовалось применять один из следующих методов: а) метод «прямоугольной характеристики намагничивания», разработанный ОРГРЭС и институтом «Энергосетьпроект»; б) метод физического моделирования, разработанный институтом «Электродинамики АН УССР» и использующий «обобщенные» характеристики; в) метод «базисных параметров», предложенный Новочеркасским политехническим институтом и использующий пересчет значений допустимой нагрузки из кривых предельной кратности. 3) В техническую информацию на ТТ заводы-поставщики должны включать данные по индуктивным сопротивлениям рассеяния вторичных обмоток в Т - образной схеме замещения, для чего необходимо разработать простые методы определения этого сопротивления и выяснить степень зависимости его величины от напряженности магнитного поля в сердечнике ТТ. Отметим, что в соответствии с решениями указанных выше научно-технических совещаний по вопросам выбора ТТ Минэлектротехпром выпустил в 1972 году Руководящие технические материалы «Трансформаторы тока. Единая методика расчета предельной кратности»,

ОДА.682.030 - 72, в соответствии с которыми на верхнем участке кривой предельной кратности должно использоваться максимальное значение индукции 1,8 Тл. 3. Некоторые вопросы расчетов трансформаторов тока на современном этапе Анализ приведенного выше исторического экскурса показывает, что основные вопросы по расчётам ТТ, которые рассматривались 30–50 лет тому назад, актуальны сегодня и нуждаются в дополнительном прояснении и уточнении на современном этапе. Необходимо также определиться с квалифицированной организацией, которая бы занималась обобщением теоретических разработок и практического опыта с целью подготовки новой версии «Указаний по расчёту ТТ». 3.1. Выбор расчетной индукции в ТТ Значение расчетной индукции насыщения определяется по вторичной ЭДС насыщения в точке «колена» (перегиба – knee-point) ВАХ, в которой при увеличении ЭДС на 10% происходит увеличение намагничивающего тока не менее чем на 50% и не более чем на 100% [12]. Контроль значения BS, принятого заводом-изготовителем, можно выполнить, используя известное выражение (1) где К10 ном – номинальная предельная кратность; Zн. ном – номинальная вторичная нагрузка с cosφн = 0,8; w2 – число витков вторичной обмотки; Qст – сечение стали магнитопровода. Дополнительный контроль BS можно осуществить по значению напряжения, которое в соответствии с [11] измеряется при определении тока намагничивания защитных обмоток ТТ класса 5Р и 10Р. Допускаемое значение тока намагничивания и соответствующее ему значение напряжения должны быть установлены предприятием-изготовителем. Как указано в [9], при снятии ВАХ напряжение на всей вторичной обмотке не должно превышать 1800 В. Однако напряжение насыщения ряда встроенных ТТ 35-500 кВ с I2 ном=1 А в несколько раз превышает этот предел, поэтому в таких ТТ

научно‑практическое издание

может быть снята только начальная часть ВАХ, и на этой части должна быть выбрана заводом-изготовителем контрольная точка, координаты которой должны помещаться в паспортных данных ТТ и использоваться для оценки его исправности в условиях эксплуатации. Отметим, что в [11] используется термин «ток намагничивания», который входит в ГОСТ 18685-73 (термин 70) «Трансформаторы тока и напряжения. Термины и определения». С конца 70-х годов прошлого столетия начал применяться термин «намагничивающий ток», который использовался в литературе по основам электротехники и электрическим машинам. Однако и в последующее время имели хождение обе версии этого термина [13]. В 2011 году ГОСТ 18685-73 был переиздан, причем текст документа сверен по официальному изданию «Электротехника. Термины и определения». Часть 2: Сб. стандартов. – М. : Стандартинформ, 2005 г. В переизданном ГОСТ 18685-73 термин «намагничивающий ток» указан как недопустимый к применению («Ндп»). По мнению авторов [9], «процедура определения тока намагничивания, регламентированная ГОСТ 7746-89 «Трансформаторы тока. Общие технические условия», «сужает … определение тока намагничивания до его значения при одном расчетном значении напряжения … на зажимах вторичной обмотки, равном действующему значению вторичной ЭДС обмотки при номинальной нагрузке и номинальной предельной кратности первичного тока ТТ». Это суждение вызывает следующие возражения. Если его рассматривать как ограничение по измерению напряжения только на вторичной обмотке, то в пункте 9.8.3 в последней версии этого ГОСТ [11] указаны все варианты измерения напряжения на обмотках ТТ, рекомендованные в [9]. Далее, только одно расчетное значение напряжения выделяется потому, что оно вместе с током намагничивания, полученным при испытаниях по пункту 9.8, должны быть записаны в паспорт на конкретный ТТ. Из приведенных суждений следует, что вопрос о применении термина «ток намагничивания» необходимо дополнительно обсудить и принять решение. Заметим, что термин «ток 19


НАУКА

Релейная защита

намагничивания» естественным образом согласуется с терминами «характеристика намагничивания» и «сопротивление ветви намагничивания». Продолжая рассмотрение вопроса о выборе расчетной индукции в ТТ, отметим, что кривые предельной кратности тока, приведенные в «Указаниях по расчёту ТТ» 1974 года и в [5], построены с учетом ограничения предельного значения индукции Впр=1,8 Тл. В этих источниках приведены также таблицы технических данных ТТ, составленных на основании информационных материалов заводов-изготовителей. Представляют существенный интерес расчетные значения Впр, полученные по методике ГОСТ 7746-2001 на основании упомянутых таблиц технических данных, а также сравнение значений К10 ном из этих данных и взятых из расчетных кривых [5]. Информация представлена в табл.1. В таблице: Е2 ном – действующее значение ЭДС; Вm. ном – максимальное значение индукции, соответствующее Е2 ном; , Вm. пр =1,8 Тл, К 10 ном – значения предельной кратности, взятые из расчетных кривых в [5]. В зависимости от типа ТТ значе, ния К 10 ном превышают соответствующие значения К10 ном, взятые из таблиц технических данных, в 1,5–2 раза. Это обстоятельство было отмечено в работе Горьковского отделения Энергосетьпроекта, выпущенной в 1989 году и представляющей собой корректировку «Указаний по расчету ТТ» 1974 года. Ситуация с Впр остаётся не отрегулированной до настоящего времени, о чём свидетельствует информация по встроенным ТТ, приведённая в табл. 2. Эти ТТ установлены в автотрансформаторах (АТ) 500 кВ, которые были введены в самые последние годы, причём ТТ типа ТТВ встроены в АТ, изготовленный в ПАО «Запорожтрансформатор», а типа ТВТ – в АТ, изготовленный в ООО «Тольяттинский трансформатор». Приведенные выше материалы свидетельствуют о необходимости директивного подтверждения предельного значения индукции 1,8 Тл для расчета или стендовой проверки номинальной предельной кратности первичного тока защитных ТТ. 20

02 / Июнь 2012

Табл. 1 (начало) Тип ТТ

К10 ном

Sн. ном, ВА

r2t, Ом

x2t, Ом

Z2 ном, Ом

Е2 ном, Ом

ТВТ-10-6000/5

12

30

1,14

1,0

2,72

163

ТВТ-35м-1000/5

20

30

0,53

0,47

1,91

191

0,56

0,66

2,45

294

Bm. ном , Тл

К'10 ном

ТВТ-110-1000/5

24

40

Табл. 1 (окончание) Тип ТТ

, м2

К'10 ном

Bm. пр Bm. ном

К'10 ном

ТВТ-10-6000/5

1,07

8,1

0,75

26

2,17

2,4

ТВТ-35м-1000/5

0,88

46,8

0,93

35

1,75

1,94

ТВТ-110-1000/5

1,95

57,6

1,14

37

1,54

1,58

Дело в том, что расчеты нагрузки и параметров режима работы ТТ в переходном процессе предполагают, как правило, самые неблагоприятные условия: остаточная индукция Br=0,8 Bs [12], максимальная апериодическая составляющая тока КЗ и совпадение её по знаку с Br. В этих условиях при Bs = Впр=1,8 Тл имеем Br =1,44 Тл, что хорошо совпадает с максимальным значением остаточной индукции для ленточных сердечников из холоднокатаной стали, рекомендованным в [14]. При достижении предельного значения индукции в момент насыщения ТТ ещё достаточно точно трансформирует ток, по-

скольку напряженность магнитного поля ориентировочно составляет 1000 А/м, МДС и намагничивающий ток при длине магнитной линии 1 м и w2 = 1000 не превысят соответственно 1000 А и 1 А. Если расчётная кратность тока КЗ равна 10, а сопротивление ветви вторичного тока является чисто активным, токовая погрешность ТТ не превысит 0,5%. Очевидно, что в расчетах нагрузок на ТТ с применением кривых или номинальных значений предельной кратности и повышающих коэффициентов для учета переходного процесса необходимо знать достоверное значение индукции

Табл. 2 (начало) Тип ТТ

К10 ном

Sн. ном, ВА

r2t, Ом

x2t, Ом

Z2 ном, Ом

ТТВ-500-10P-1000/1

20

30

4

-

33,3

ТТВ-220-10P-2000/1

24

30

7

-

35,8

ТТВ-10-10P-6000/5

20

40

1,2

-

2,66

ТВТ-500-2000/1

25

50

8,3

-

56,9

ТВТ-220-2000/1

24

100

8,26

-

106,7

ТВТ-10-I-6000/5

12

30

1,04

-

2,13

Табл. 2 (окончание) Тип ТТ

Е2 ном, В

ТТВ-500-10P-1000/1

666

ТТВ-220-10P-2000/1 ТТВ-10-10P-6000/5

, м2

Bm. ном, Тл

Bm. пр Bm. ном

1,71

21,84

1,37

1,31

860

1,18

15,12

1,28

1,4

266

1,41

5,76

1,73

1,04

ТВТ-500-2000/1

1421

1,95

93

0,69

2,6

ТВТ-220-2000/1

2561

1,68

75,7

0,76

2,37

ТВТ-10-I-6000/5

255

1,07

8,7

1,1

1,64


НАУКА

Релейная защита

насыщения, с тем чтобы максимально использовать реальную мощность ТТ. Если известны сечение магнитопровода и число витков вторичной обмотки, можно рассчитать максимальное значение индукции, принятое заводом-изготовителем при определении номинальной предельной кратности, и если оно заметно меньше 1,8 Тл, выполнить пересчет этой кратности пропорционально отношению индукций. Коэффициенты для подобного пересчёта показаны, в частности, в последнем столбце таблиц 1 и 2. 3.2 Выбор нагрузок и мощности трансформатора тока В условиях значительного, на одиндва порядка, снижения потребления МП устройств РЗА необходима корректировка методики выбора нагрузки ТТ и разработка методики выбора мощности ТТ. Приведенные ниже материалы представляют собой предложения по данным вопросам. 3.2.1 Выбор нагрузки на ТТ в установившемся режиме Для дальнейшего анализа полезно ввести понятие о паспортной номинальной предельной мощности нагрузки, которая равна произведению номинальной мощности нагрузки на номинальную предельную кратность Sпасп. пр=Sн. ном · К10 ном. Значения Sпасп. пр обычно находятся в диапазоне 600 – 1200 ВА. Для одноамперных ТТ напряжение на вторичной обмотке в номинальном предельном режиме численно равно значению Sпасп. пр. Ситуацию с нагрузкой на ТТ можно проиллюстрировать, в частности, следующими данными. Типовой комплект ЭМ резервных защит ВЛ 500 кВ имеет сопротивление по токовой цепи фаза-ноль порядка 140 Ом, а суммарное сопротивление панелей ДФЗ-503 и АПВ-503 по этой цепи составляет 65 Ом без учета сопротивления реле 2РТ4 в АПВ-503 и 100 Ом с учетом этого реле. При токе однофазного КЗ 30 кА трансформатор тока с коэффициентом 2000/1 имеет кратность тока 15, при этом произведение сопротивления нагрузки на вторичный ток составит для резервных защит 2100 В, а для комплекса ДФЗ-503 и АПВ-503 – минимально 975 В и максимально 1500 В. Поскольку выносные ТТ 500 кВ

имеют значения Sпасп. пр в диапазоне 9001350 ВА, становится очевидным, что в рассматриваемом примере эти ТТ могут насыщаться как в установившемся режиме, так и в переходном режиме КЗ при неблагоприятных начальных условиях. В случае применения МП терминалов РЗА, имеющих потребление мощности по цепям переменного тока 0,5 ВА и менее, основной нагрузкой на ТТ становятся соединительные провода. В большинство сетей 110–500 кВ расчетным видом КЗ для выбора нагрузки на ТТ является, как правило, однофазное КЗ, поэтому для приближенного анализа можно принять Rн=2Rк. Если принять Sн. ном=30 ВА и кратность тока КЗ равной 20, то для одноамперных ТТ с Sпасп. пр=600 ВА получим при ε ≤ 10% максимальную длину контрольного кабеля с сечением медных жил 2,5 мм2, равную =0,5 Rн.ном∙ γ ∙ Sпр 2140 м, что в три-пять раз превышает реальную длину кабелей. Полученный результат свидетельствует о том, что в сетях 110–500 кВ расчет нагрузки на защитные ТТ с I2 ном=1 А и паспортной предельной мощностью 600 ВА и более не является необходимым по условию установившегося режима и можно принимать сечение жил медных кабелей равным 2,5 мм2. Кроме того, очевидно, что мощность рассматриваемых ТТ по условию установившегося режима может быть значительно снижена. Что касается ТТ с I2 ном =5 А, то для принятых выше условий получаем предельную длину контрольного кабеля 86 м при сечении жил 2,5 мм2 и 137 м при сечении 4 мм2; эти длины могут оказаться недостаточными по конструктивным размерам распредустройств или (и) по кратностям токов КЗ. 3.2.2 Выбор нагрузки на ТТ в переходном режиме Анализ публикаций позволяет утверждать, что практически приемлемой методикой расчета нагрузки и мощности ТТ с учетом переходных процессов может быть только такая методика, которая основана на традиционном понятии о предельной кратности первичного тока при допустимой полной погрешности. Величина последней, учитывая все неточности и допущения в исходных данных и методиках расчета

научно‑практическое издание

переходных режимов КЗ, должна быть принята равной 10%. Анализ ряда публикаций, например [4, 15] показывает, что в качестве критерия, который может быть принят в основу сравнения технического совершенства устройств защиты и, следовательно, положен в основу расчетов ТТ в переходных режимах, целесообразно принять длительность интервала ДТТ, отсчитываемого от момента начала КЗ и необходимого для срабатывания измерительного органа (ИО) защиты (так называемое время измерения tм по [14]). Современным МП устройствам дифференциальных защит шин и трансформаторов достаточно 3–5 мс точной трансформации ТТ для срабатывания ИО. Дистанционным защитам, которые функционируют в условиях точного согласования зон срабатывания, требуется больший интервал ДТТ, например 10 мс и более. Анализ переходных процессов в ТТ при глубоком насыщении выполняется, как правило, с использованием прямоугольной характеристики намагничивания. В [16] приведено трансцендентное уравнение, позволяющее определить первый момент насыщения ТТ с активным характером сопротивления ветви вторичного тока и при максимальном значении апериодической составляющей первичного тока (2) Обозначим правую часть уравнения (2) через Кп и будем называть эту величину коэффициентом переходного процесса КЗ или просто переходным коэффициентом. Коэффициент Кп, являясь функцией параметров T1 и позволяет определить расчетное значение периодической составляющей индукции в ТТ при известном приращении индукции в первом полупериоде переходного процесса, а именно Bm=∆B/ Кп, где ∆B=Bs−Br. В [17] приведены графики зависимости

с параметром T1,

построенные по (2) и позволяющие определить в зависимости от значения и знака Br, значений постоянной

21


НАУКА

Релейная защита

времени T1 и периодической составляющей индукции Bm. В проектной практике при отсутствии других рекомендаций приходится учитывать самые неблагоприятные начальные условия в переходном процессе КЗ, при этом приращение индукции до момента насыщения ТТ принимается равным ∆B=0,2Bs =0,36 Тл. С учетом этого значения ∆B и при использовании численного метода решения трансцендентного уравнения (2) построены на рис. 1 графики зависимости представляющие собой преобразованный для проектной практики вариант упомянутых выше графиков из [17]. Графики рис. 1 позволяют для выбранного устройства РЗ, имеющего паспортное значение минимального времени срабатывания ИО, определить допустимое значение тока КЗ, сопротивления нагрузки и мощности ТТ. Возможен и обратный ход решения, когда по параметрам выбранного или установленного ТТ, значениям тока КЗ и сопротивления нагрузки определяется значение и по нему – пригодность выбранного устройства РЗ. 3.2.3 Рассмотрим три примера расчётов, в которых, в частности, используется известное выражение для индукции ТТ в установившемся режиме КЗ

КТТ=1000/1, К10 ном=20, S н. ном=15 ВА, S пасп. пр =300 ВА. Длина кабеля токовых цепей 200 м, сечение жил 2,5 мм2. Расчетный ток КЗ в установившемся режиме 40 кА, постоянная времени сети Т1=60 мс. Требуется определить длительность интервала ДДТ в переходном режиме для принятых выше начальных условий. Примем R2T=3 Ом и выполним расчеты по методике примера 1: =2,8 Ом; R2 ном=R2T +Rн. ном=3+15=18 Ом, R2=R2T+RК =3+2,8=5,8 Ом; w 2Qст = Рис. 1. Кривые для определения момента первого

м 2. По графикам рис. 1 находим =4,2 мс; следова-

при отсутствии апериодической

тельно, МП устройство РЗ должно обеспечить сра-

составляющей тока R2 ном=R2T+Rн. ном=4,5+30=34,5 Ом, R2=R2T+ +Rк=4,5+7=11,5 Ом. По условию допустимой полной погрешности ТТ ε ≤ 10% получаем максимально допустимое значение тока КЗ в установившемся режиме

вания ИО tср

ИО

= 3 мс. Требуется определить допу-

стимые значения тока КЗ, сопротивления нагрузки и мощности ТТ при T1 = 0,3 с. По графику на рис. 1 находим Bm= 2,7 Тл. Рассматриваем ТТ с КТ =1000/1. Принимаем в качестве расчетного однофазное КЗ на землю и расчетную длину контрольного кабеля 500 м от ТТ до устройства РЗ; сопротивление кабеля с сечением жил 2,5 мм2 Ом. Предварительно принимаем ТТ с К10 ном= 20 и Sн. ном = 30 ВА (Sпасп. пр = 600 ВА). Для одноамперного ТТ

Из (3) для режима номинальной предель-

ТТ и кабель токовых цепей из примера 1; Т1=60 мс, =10 мс; ТТ питает дистанционную защиту, требуется определить допустимые значения тока КЗ,

полним расчет по методике примера 1: R2 ном=34,5 Ом, R2=11,5 Ом, w2Qст=1,73 вит∙м2; при w2=1000 вит. имеем Qст= 17,3∙10-4 м2.

вит · м2,

а в переходном режиме находим значение пе-

Максимально допустимое значение периодической составляющей тока КЗ по условию точной трансформации в течение 10 мс = 4,0 кА.

ром интервал ДТТ равен или превышает 3 мс, кА. значению

произведения

w2Qст соответствует ТТ с w2= 1000 и Qст =17,3·10-4 м2. Если в качестве расчетного принять достаточно представительное значение тока КЗ в установившемся режиме 40 кА, то значение произведения К10

ном·I2 ном·R 2 ном ,

характеризующее

мощность одноамперного ТТ, может быть снижено в 1,5 раза. С учетом реальной ситуации с нагрузкой на ТТ, питающих МП устройства РЗ, целесообразно уменьшить значение R2 ном, при этом получим: R' 2 ном=Rн. ном˸1,5=23 Ом, R'н. ном=R' 2 ном–R' 2т=23–4,5= =18,5 Ом; Sпасп. пр=20·18,5=370 ВА; по (3) находим w 2Qст = =  

и при w2=1000 получаем Qст =11,5·10-4 м2;

при этом для значения Вm=1,8 Тл имеем

ной обмотки равным 15% от номинального сопротив-

что обеспечивает срабатывание ИО защиты.

=3,35 мс,

ления нагрузки, при этом R2T = 0,15 · Rн. ном= 4,5 Ом и

Пример 2

полные сопротивления ветви вторичного тока равны

В ОРУ 220 кВ установлены ТТ, имеющие

02 / Июнь 2012

Пример 3

сопротивление нагрузки и мощности ТТ.

ной кратности тока находим

обычно принимают активное сопротивление вторич-

22

батывание ИО не более чем за 4 мс.

По графикам рис. 1 находим Вm=0,12 Тл. Вы-

Полученному

Защита имеет минимальное время срабаты-

=1,16 Тл; при w 2 = 1000 имеем

при максимальной апериодической составляющей тока

где Qст – сечение стали магнитопровода. Пример 1

Bm =

0,9 вит∙м2;

насыщения в переходном процессе КЗ при Br=0,8Bs

риодической составляющей тока КЗ, при кото-

(3)

=

В некоторых случаях ток при КЗ в конце I зоны дистанционной защиты может превышать полученное значение IКЗ . Повторим расчеты, приняв КТТ=2000/1 и R2T = 8 Ом; получаем R2 ном = 38 Ом; R2 =15 Ом; =1,9 вит·м2;

=

при w2=2000 имеем Qст =9,5·10-4 м2; при этом кА.

3.2.4 В приведенных выше примерах не учтен цикл неуспешного АПВ по той причине, что в бестоковую паузу ТТ, как правило, размагничивается по крайней мере до уровня Br, после чего промежуток времени ДТТ повторится. Выполним расчет дифференциальной индуктивности Lд по формуле, приведенной в [16] (4)


НАУКА

Релейная защита

для ТТ с Кт = 1000/1 и параметрами: w2 = =1000, Qст = 20∙10 -4 м2, ℓм = 1,5 м. Насыщенный участок характеристики намагничивания аппроксимируем отрезком прямой между точками: Bm(1)=Br=1,44 Тл, Нд(1)=1000 А/м; Bm(2)=1,8 Тл, Нд(2)=1000 А/м; при этом получим

Если принять R2=36 Ом, получим значение постоянной времени вторичного контура Т2=0,48/36=0,013 с; при этом ТТ размагничивается до Br за 40 мс. 3.2.5 При наличии остаточной индукции насыщение ТТ может произойти и при синусоидальном токе i = Imsinωt, если КЗ возникает в момент ωt = 0, а знаки Br и полуволны тока совпадают. При активном характере сопротивления ветви вторичного тока имеем выражение для момента насыщения ТТ с ПХН (5) На рис. 1 построены по (5) графики зависимости (Bm) для значения Br =0,8 ∙ Bs =1,44 Тл. Из этих графиков следует, что насыщение ТТ в переходном процессе при синусоидальном токе происходит быстрее, чем при токе с апериодической составляющей, который при Та =∞ имеет вид i = Im∙ (1-cosωt). Это соотношение сохраняется вплоть до значения =7,7 мс, которое получено графоаналитическим методом и показано на рис. 2. При реальных значениях Та ≤ 300 мс граничное значение отодвигается в сторону > 7,7 мс. Рассмотренная особенность ускоренного насыщения ТТ в переходном процессе при синусоидальном токе КЗ может приводить к отказу срабатывания быстродействующих защит в первом полупериоде, что можно учитывать как допущенную задержку срабатывания. 3.2.6 С учетом минимального потребления МП устройств защиты нагрузкой на ТТ является, как правило, сопротивление соединительных проводов. Значение этого сопротивления становится соизмеримым или даже меньше, чем сопротивление вторичной обмотки ТТ. В этих условиях индуктивность вторичной обмотки может оказывать существенное влияние на функционирование ТТ.

При симметричном расположении первичной и вторичной обмотки сопротивление последней является также активным. При несимметричном расположении одной или обеих обмоток вторичная обмотка обладает индуктивностью вследствие потока рассеяния. Потоки рассеяния вторичной обмотки возникают и при симметричном её расположении, например, во встроенных ТТ, если эта обмотка намотана несколькими равными секциями, разделенными равными промежутками, в которых размещаются распорные клинья. Анализ данных из [5] по параметрам вторичных обмоток показал, что значительная часть ТТ имеет Х2Т ≥ R2T; особенно это характерно для одноамперных ТТ. Поэтому анализ режимов работы ТТ следует выполнять с учетом данных по индуктивным сопротивлениям вторичных обмоток, расчетные значения которых предприятия-изготовители должны приводить в информационных материалах (Приложение А из [11]). Для выяснения степени влияния Х2Т на функционирование ТТ в переходном процессе выполнены расчеты при двух значениях угла сопротивления ветви вторичного тока φ2 , равных 30 о и 45о. Расчетное уравнение при КЗ с максимальным значением апериодиче-

Рис. 2. К расчету равных углов насыщения ТТ в первом полупериоде при токах i'1=sinωt и i"1=1-cosωt

научно‑практическое издание

ской составляющей тока имеет следующий вид для ТТ с ПХН [18] (6) При φ2= 0 данное уравнение преобразуется в (2). Расчеты по (6) выполнялись графоаналитическим методом при следующих исходных данных: Т1=100 мс; Bs–Br = 0,36 Тл; Bm имеет значение 0,68 Тл и 3,0 Тл, полученные ранее при φ2=0 и значениях равных 5 мс и 3 мс соответственно. Результаты расчета приведены в табл. 3. Из таблицы следует достаточно очевидный вывод о том, что индуктивТабл. 3 Вm, Тл

мс φ2= 0 о

φ2= 30 о

φ2= 45о

0,68

5

3,9

3,65

3,0

3

2,1

1,8

ное сопротивление в цепи вторичного тока уменьшает промежуток времени ДТТ и оказывает отрицательное влияние на функционирование быстродействующих защит. 3.2.7 Продолжим рассмотрение методических вопросов с учетом требований к ТТ, предъявляемых фирмамипроизводителями МП защит. Графики (Вm) на рис. 1 построены при Br = 0,8 Bs, поэтому не являются универсальными. Более широкие возможности предоставляют графики Кп(Т1) с параметром , построенные на рис. 3 для диапазона =2-10 мс. По этим графикам нетрудно подтвердить все расчеты, выполненные в приведенных выше примерах, или пересчитать их на другие значения ΔB. Так, если в третьем примере принять Br=0, то получим ΔB=BS=1,8 Тл, для значений Т1=60 мс и =10 мс по соответствующему графику рис. 3 получаем К п =2,9 и затем Вm =0,62 Тл и IКЗ =20,7 кА. В диапазоне Т1=0,06–0,3 с графики Кп(Т1) имеют незначительный наклон, поэтому в данном диапазоне можно пользоваться с погрешностью, не превышающей 5%, одним графиком К п , построенным на рис. 4. Каждый график рис. 3. можно аппроксимировать двумя горизонтальными отрезками, которые сое23


НАУКА

Релейная защита

динены «ступенькой» с абсциссой, соответствующей граничному значению Т1. Показанный на рис. 3 пример аппроксимации графика зависимости Кп(Т1) может быть использован для расчета ТТ, питающего конкретную МП защиту. В [15] приведена методика выбора ТТ, в соответствии с которой рабочая предельная кратность по точности ALF'(Accuracy Limit Factor) вычисляется по выражению (7) где IF – ток КЗ, IN – номинальный первичный ток ТТ, КTF – коэффициент запаса, учитывающий увеличение индукции в ТТ при наличии апериодической составляющей в токe КЗ с постоянной времени TN, – коэффициент запаса, учитывающий остаточную индукцию в ТТ. Для ТТ с замкнутым магнитопроводом постоянная времени вторичного контура до момента насыщения значительно превышает постоянную времени первичной сети, поэтому можно пользоваться упрощенным выражением .

(8)

В условиях, когда необходимо обеспечить достаточно точную трансформацию только в течение ограниченного времени измерения tМ, не превышающего 10 мс, необходимо учитывать синусоидальную состав-

ляющую потока. В [15] приведено расчетное выражение для определения коэффициента КTF с учетом этой составляющей и графики КTF (Т N) c параметром t М и диапазоном изменения Т1 = 0–100 мс и t М = 2–10 мс. Эти графики имеют такой же вид, что и графики К п(Т1), но проходят заметно выше, особенно при малых значениях tМ. Так, при ТN=100 мс и tМ = 2 мс имеем КTF=0,2, а при тех же исходных данных Кп=0,033. На рис. 4 приведен также график КTF (tМ), который построен по данным упомянутых выше графиков КTF (ТN), взятых при ТN=100 мс, и иллюстрирует отличие рассмотренных методик. Учет остаточной индукции в (7) с помощью коэффициента К Rem, значение которого при Br = 0,8 BS равно 5, приводит к значительному увеличению мощности ТТ. Так, если Т1 = 0,1 с и t М = 4 мс, то получим КTF∙К Rem= 0,75∙5 = 3,75, т.е. значение рабочей предельной кратности ALF' должно превышать кратность тока КЗ в 3,75 раза и во столько же раз необходимо увеличивать паспортную предельную мощность ТТ с учетом переходного процесса. Требование к мощности ТТ по условию переходного процесса можно выразить аналогично (7) с помощью размерного коэффициента КР: (9) где

. По

исходным

данным мс получа-

ем К п= 0,28; К r = 5 и Кp =1,4; т.е. необходимо увеличение S пасп. пр в 1,4 раза. Очевидно, что коэффициент Кp связывает рабочие и номинальные параметры режима работы ТТ: К10 ∙R2∙Кp= К10 ном∙R2 ном. Отметим, что неучет остаточной индукции в ТТ может привести к уменьшению ниже критических значений, что может вызвать применительно к дифференциальным защитам излишние срабатывания при внешних КЗ, а применительно ко всем защитам при КЗ в зоне действия – замедление срабатывания на время до двух-трех постоянных времени первичной сети. В [15] имеется таблица требований, предъявляемых к ТТ устройствами МП дифференциальных защит фирмы Siemens. Так, дифференциальная защита 7SS52 требует при внутренних и внешних КЗ время работы без насыщения ТТ tSF ≥ 3 мс, что соответствует КTF ≥ 0,5, а дифференциальная защита генераторов и трансформаторов типа 7UT6 требует при внутренних КЗ tSF ≥ 4 мс, а при внешних КЗ tSF ≥ 5 мс, что соответствует значениям КTF 0,75 и 1,2. При значениях КTF ≤ 1 расчетным становится установившийся режим КЗ, если в нем выполняется требование к полной погрешности ТТ ε ≤ 10%, т.е. используется кратность тока КЗ в установившемся режиме для выбора мощности ТТ или его нагрузки. Если же значение ALF', полученное при КTF < 1, например КTF < 0,5 при tМ = 3 мс, используется для расчета номинальной предельной кратности ALF по значениям номинальной и рабочей нагрузки, как это выполняется в [15], это означает, что в установившемся режиме внешнего КЗ возможно насыщение ТТ и

Рис. 4. Характеристики зависимости Рис. 3. Характеристики зависимости переходного коэффицента Кп( 4÷10 мс (Кп=0÷3,2),

2÷3 мс (Кп=0÷16);

ступенчатая аппроксимация зависимости Кп с

24

02 / Июнь 2012

, Т1) в диапазоне

:

=10 мс: Кп=3 при Т1≥ 0,05с и Кп=2,4 при Т1< 0,05с

коэффицентов Кп, Кtf ( ) Кп при Т1 =0,2 с; Кtf при Т1 =0,1 с


НАУКА

Релейная защита

погрешность ε может существенно превысить 10%. Однако данная ситуация не является критичной, поскольку устройства дифференциальной защиты имеют датчик насыщения, который при внешних КЗ блокирует защиту или вводит дополнительное торможение. В примерах расчета ТТ для дифференциальных защит трансформатора 110/20 кВ, линии 20 кВ и шин 10 кВ, приведенных в [15], остаточная индукция не учитывалась, поэтому паспортная предельная номинальная мощность нагрузки получалась в диапазоне 200–300 ВА. При использовании коэффициента К Rem по [8] для учета остаточной индукции в ТТ значения S пасп. пр увеличились бы до 1000–1500 ВА, что вряд ли можно считать приемлемым. В то же время расчет с использованием коэффициента К п при значениях мс не требует повышения мощности ТТ по сравнению с установившимся режимом, а при = 4,5 мс имеет значение Кп = 0,4 и требуется повышение мощности ТТ в 2 раза. Расчет по (7) при tМ = 4,5 мс с использованием КTF = 0,94 (по рис. 4) и КRem = 5 дает значение повышения паспортной предельной мощности нагрузки, равное 4,7. Отметим, что во всех упомянутых выше расчетах в [15] используются ТТ с I2 ном = 1 А, в том числе и ТТ 10 кВ с I1 ном =150 А в схеме ДЗШ на ПС с током КЗ на шинах 19,2 кА и Т1 = 64 мс. Применение графиков К п(Т1) на рис. 3 предполагает наличие расчетных данных по значениям постоянных времени первичной сети. Между тем в проектной практике схемы замещения содержат, как правило, только индуктивные сопротивления элементов схемы и реже – емкостные, поэтому расчеты постоянных времени первичной сети не выполняются. Необходимость выполнения данных расчетов подлежит обсуждению; здесь рассмотрим самые общие соображения, и прежде всего – о постоянных времени первичной сети. Постоянные времени ВЛ 110 кВ со сталеалюминевыми проводами сечением 120–240-400 мм2 составляют соответственно 5–10–15 мс; для ВЛ 220 кВ сечением 240–400 мм 2 при одном проводе в фазе постоянные времени на 10% больше. Это является основанием для

известного утверждения о том, что на большинстве ПС 110 кВ постоянные времени сети не превышают 20 мс. Можно полагать, что на ВЛ 220 кВ, удаленных от ПС 500 кВ на один пояс и более, постоянные времени сети не превышают, как правило, 30 мс. При КЗ на таких ВЛ, учитывая также невысокие кратности первичного тока, трансформаторы тока с S пасп. пр = 600 ВА, питающие МП защиты, не должны насыщаться по крайней мере в первом полупериоде переходного процесса. В более напряженном режиме находятся ТТ 110 и 220 кВ, установленные на шинах среднего напряжения ПС 220 и 500 кВ. Рассмотрим для примера ТТ 110 кВ, установленные на ПС 220 кВ. По данным [19], автотрансформаторы 220/110 кВ мощностью 125 и 250 МВА имеют постоянные времени 150 и 200 мс соответственно и дают, как правило, 50– 80% полного значения тока КЗ на шинах 110 кВ. За счет подпитки КЗ от сети 110 кВ постоянная времени может снизиться в 1,5–2 раза и тем не менее будет находиться в диапазоне 60–200 мс, для которого характерно незначительное изменение значений К п для заданных значений . Это позволяет пользоваться для расчета ТТ графиком Кп ( ) (рис. 4) применительно к конкретным типам защит, имеющим вполне определенное время срабатывания измерительных органов. Выше отмечалось, что стандартные одноамперные ТТ с Sпасп. пр = 600 ВА, как правило, бывают недогружены в 3–5 раз, т. е. имеет место соотношение . Если подклюмс ченные к ТТ защиты требуют то значения К п ≤ 0,54÷0,9 и при К r = 5 получим значения К Р ≤ 2,7–4,5, которые, как правило, будут обеспечиваться рассматриваемыми ТТ в установившихся и переходных режимах работы. Такую ситуацию можно считать характерной для дифференциальных токовых защит линий, трансформаторов и шин в сетях 110–500 кВ. Дистанционные защиты требуют большего времени измерения, чем дифференциальные защиты, поэтому

научно‑практическое издание

требования к ТТ существенно возрастают. Так, по данным [21] минимально необходимое время измерений, включая запас, для дистанционных защит типа 7SA513/7SA522 и 7SA6 принимается равным 25 мс, что соответствует значению коэффициента К'TF = 8 при Т1 = 0,1 с. Там же отмечено, что для новейших версий 7SA522 и 7SA63 может быть принято значение К'TF = 5, что соответствует значению tМ ≈ 14 мс. Если принять КRem=5, то получим значение К'TF∙К Rem = 25. Практически такое же значение имеет коэффициент К Р при мс (рис. 4): К Р=К П∙К r = = 5,2∙5 = 26. В [21] приведена методика и пример выбора ТТ для дистанционной защиты 7SA6, в которых предусмотрены расчеты по четырем условиям: 1) близкие КЗ без АПВ, 2) КЗ в конце I зоны без АПВ, 3) близкое КЗ с АПВ, 4) КЗ в конце I зоны с АПВ. Отметим, что данная методика предполагает отсутствие насыщения ТТ вплоть до момента окончания измерений при повторном включении на КЗ и практически полное отсутствие размагничивания магнитопровода в бестоковую паузу АПВ. Пример расчета по этим условиям выполнен для ТТ, который установлен на линии 110 кВ длиной 15 км, подключенной к энергосистеме с мощностью КЗ 3000 МВА и постоянной времени Т1 = 60 мс. ТТ имеет замкнутый магнитопровод и следующие параметры: коэффициент трансформации nT=600/1, класс 5Р, номинальная мощность нагрузки 30 ВА, активное сопротивление вторичной обмотки R = 6 Ом; к ТТ подключена медным кабелем сечением 2,5 мм2 и длиной 80 м защита 7SA6 с входным сопротивлением 0,1 Ом. Методика предусматривает при отключении без АПВ увеличение расчетной кратности тока КЗ в начале линии умножением последней на коэффициент α, значение которого для упомянутых выше защит равно 2 при Т1 ≤ 100 мс, при близких КЗ с АПВ учитывается намагничивание ТТ в течение полного времени первого отключения, при этом используется коэффициент К'TF, вычисляемый по (8), а намагничивание при повторном включении на КЗ учитывается добавлением к К'TF значения коэффициента α. 25


НАУКА

Добродеев Ким Михайлович Дата рождения: 2.10.1936 г. В 1959 году окончил Ивановский энергетический институт им. В. И. Ленина по специальности «Электрические станции, сети и системы»; в 1972 году защитил кандидатскую диссертацию на тему «Параметры и характеристики трансформаторов тока в установившихся режимах» в Новочеркасском политехническом институте, кандидат технических наук, главный специалист отдела релейной защиты, автоматики и управления филиала ОАО «Инженерный центр энергетики Поволжья» – «Нижегородскэнергосетьпроект».

Добродеев Максим Кимович Дата рождения: 10.05.1960 г. Окончил в 1983 году физикотехнический факультет Горьковского политехнического института им А. А. Жданова по специальности «Физико-технические установки». Работал в ОКБМ им. И. И. Африкантова. С 2003 года работает в филиале ОАО «Инженерный центр энергетики Поволжья» – «Нижегородскэнергосетьпроект», инженер I категории.

26

02 / Июнь 2012

Релейная защита В цикле с АПВ при КЗ в конце линии намагничивание при первом и втором КЗ учитывается суммированием двух значений коэффициента К'TF, из которых первое значение вычисляется для полного времени отключения КЗ, а второе – для времени измерения. В рассматриваемом примере расчетным оказалось условие отключения КЗ в начале линии с АПВ. Без учета остаточной намагничиваемости получено значение ALF= 82 и сделан вывод, что необходим ТТ с параметрами nT=1200/1, Sн. ном= 60 ВА, ALF > 50; при этом такой ТТ становится неприемлем по размерам, и рекомендуется использовать линеаризованный ТТ типа TPZ (МЭК 60044-6). Очевидно, что выбор ТТ по условиям переходного процесса, выполненный по методике [21] даже без учета остаточной индукции, практически всегда приведет либо к существенному завышению мощности ТТ, либо к применению линеаризованных ТТ. Можно утверждать, что рассмотренные требования к ТТ являются завышенными. Представляет интерес сравнение требований к ТТ из [21] с требованиями к ТТ, предъявляемыми дистанционными защитами в терминалах RED 670 и REL 670 фирмы АВВ. В руководствах по применению этих терминалов рассматриваются короткие замыкания без последующего АПВ и выполняется расчет номинальной вторичной ЭДС Еal, приложенной к активному сопротивлению ветви вторичного тока. При КЗ в начале линии кратность тока КЗ умножается на коэффициент α, причем α=2 при Т1 > 50 мс и α=3 при Т1 ≤ 50 мс. При КЗ в конце первой зоны защиты кратность тока КЗ умножается на коэффициент К=4 при Т1<30 мс и К=6 при Т1>30 мс. Применительно к ТТ, у которых нормируется предельная кратность К10 ном и номинальная мощность нагрузки, ЭДС Еal вычисляется по выражению Еal = К10 ном∙I2 ном∙R2 ном. Расчеты ТТ, выполненные по требованиям фирмы АВВ применительно к рассмотренному выше примеру из [21], дают значение Еal≈520 В, которое обеспечивает ТТ 10Р20 с Sн. ном = 25 ВА, при этом Sпасп. пр = 500 ВА, что в 6 раз меньше, чем результат расчета в [21]. Что касается отечественных МП защит, дифференциальных и дистанционных, выбор ТТ по условиям переходного процесса представляется весьма затруднительным не только потому, что отсутствуют данные о минимально необходимом времени измерения защит, но и отсутствует утвержденная методика расчета параметров ТТ по значению времени ДТТ. В этой методике должны получить отражение, в частности, вопросы о расчетном значении остаточной индукции, об учете АПВ и размагничивании ТТ

в бестоковую паузу АПВ; кроме того, должны быть сформулированы основные рекомендации по соответствующим испытаниям защит для фирм-изготовителей. В этой ситуации проектные организации вынуждены применять рекомендации фирм-изготовителей МП защит, которые придерживаются отличающихся друг от друга методик. В дополнение к приведенным выше рекомендациям по выбору ТТ для МП защит фирм Siemens и АВВ рассмотрим технические характеристики шкафов защиты шин 110-750 кВ, выпускаемые НПП «ЭКРА». В инструкции по применению шкафов типа ШЭ2710 561 и 562 даны следующие характеристики. «ДЗШ не срабатывает при внешних КЗ с периодической составляющей тока до 40 Iном при максимальной апериодической составляющей с постоянной времени до 0,3 с, если токовая погрешность высоковольтных трансформаторов тока не превышает 30% в установившемся режиме при активной нагрузке ТТ при указанном токе. ДЗШ действует с гарантированным временем при внутренних КЗ с периодической составляющей тока до 40 Iном при максимальной апериодической составляющей с постоянной времени до 0,3 с, если токовая погрешность высоковольтных трансформаторов тока не превышает 50% в установившемся режиме при активной нагрузке ТТ при указанном токе». В примерах выбора ТТ, приведенных в [15], значения переходного коэффициента К'TF<1 используются как понижающие в расчете значения произведения К10 ном·R2 ном, определяющего мощность и размеры ТТ. Это предполагает, что в установившемся режиме КЗ трансформатор тока может иметь полную и токовую погрешности, значительно превышающие 10%. В принципе, представляется возможным использование данной методики для выбора ТТ, питающих, в частности, шкафы ДЗШ производства НПП «ЭКРА». В этом случае для режима внешнего КЗ находим по универсальным характеристикам ТТ с ПХН при cosφ2 = 1: А

при fi = 30%, Тл; поскольку остаточная

индукция не учитывается, ∆В=1,8 Тл и при этом ; по графику Кп( ) находим мс. Аналогичным образом при внутреннем КЗ находим: АZ = 0,295; Вm = 6,1 Тл; КП = 0,295 при ∆В=1,8 Тл; ≥ 4,1 мс.


НАУКА

Рыбин Дмитрий Владимирович Дата рождения:19.08.1981 г. В 2004 году окончил Нижегородский государственный технический университет им. Р. Е. Алексеева по специальности «Электроэнергетические сети и системы»; главный специалист отдела релейной защиты, автоматики и управления филиала

Релейная защита В отечественной практике принято выполнять расчеты ТТ таким образом, чтобы в установившемся режиме КЗ погрешность ε не превышала, как правило, 10%. С учетом этого условия Вm = 1,8 Тл; при отсутствии остаточной индукции ∆В = 1,8 Тл, при этом Кп = 1 и 6,2 мс; при наличии остаточной индукции Br = 0,8 BS имеем ∆В=0,36 Тл, при этом Кп = 0,2 и мс. Представляется, что данные расчеты, как и вся методика в целом, нуждаются в экспериментальной проверке применительно к рассмотренному шкафу ДЗШ. В статье не рассмотрены требования к ТТ других фирм-производителей МП защит, поскольку методические основы этих требований недостаточны пояснены. Также не рассмотрены вопросы функционирования комплексов защит присоединений при насыщении ТТ в различных режимных циклах, поскольку эти вопросы представляют самостоятельный интерес.

ОАО «Инженерный центр энергетики Поволжья» – «Нижегородскэнергосетьпроект».

Выводы 1. Необходимо разработать современную версию указаний по расчету ТТ, включающую также обзор и сравнение существующих методов от фирм-производителей МП защит, характеристики и технические данные по ТТ по ГОСТ 7746-2001. 2. Необходимо директивное подтверждение предельного значения индукции 1,8 Тл, для расчета и стендовой проверки номинальной предельной кратности вторичных обмоток защитных ТТ. 3. Представляется более предпочтительной методика расчета ТТ в переходном процессе, основанная на понятии об интервале достаточно точной трансформации и позволяющая оценивать пригодность МП защит по временам срабатывания измерительных органов. 4. Стандартные ТТ с паспортной предельной мощностью 600 ВА и номинальным вторичным током 1 А обеспечивают в сетях 110–500 кВ правильное функционирование токовых дифференциальных защит линий, трансформаторов и шин в переходных процессах КЗ при сечении жил контрольных кабелей 2,5 мм2 и времени срабатывания измерительных органов до 5–6 мс. В зависимости от времени срабатывания ИО дистанционных защит при КЗ в начале линии и в конце I зоны дистанционной защиты может потребоваться увеличение паспортной предельной мощности ТТ до 1000 ВА или увеличение сечения жил контрольного кабеля. 5. При сохранении ступени селективности защит на уровне 0,4–0,5 с расчеты стандартных ТТ в переходных процессах КЗ не являются в научно‑практическое издание

большинстве случаев необходимыми, поскольку нагрузка на ТТ значительно снижена вследствие малого потребления МП защит. Литература: 1. Баглейбтер О.И. Трансформатор тока в сетях релейной защиты. Противодействие насыщению ТТ апериодической составляющей тока КЗ. – Новости электротехники, 2008, №5 (53). 2. Кужеков С.Л., Нудельман Г. С. Трансформатор тока в сетях релейной защиты. Задача противодействия насыщению ТТ значительно шире. Новости электротехники, 2009, №1(55). 3. Кужеков С.Л., Нудельман Г. С. О способах уменьшения влияния погрешностей трансформаторов тока в переходных режимах на работу релейной защиты электроэнергетических систем. Сборник докладов Международной научно-технической конференции – Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем (Москва, 7-10 сентября 2009). 4. Кужеков С.Л. О методах расчета переходных и установившихся процессов в трансформаторах тока. – Электричество, 1975, №7. 5. Королев Е.П. , Либерзон Э. М. Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. М.: Энергия, 1980. 208 с. 6. Инструкция по проверке трансформаторов тока, используемых в схемах релейной защиты. Союзглавэнерго. М-Л. Госэнергоиздат, 1960. 7. Инструкция по проверке трансформаторов тока, используемых в схемах релейной защиты. Издание второе. Главтехуправление по эксплуатации энергосистем. М.: Энергия, 1977. 8. Никитинский В.З. Новый способ снятия вольт-амперных характеристик трансформаторов тока. – Электрические станции, 1964, №10. 9. Инструкция по проверке трансформаторов тока, используемых в схемах релейной защиты. РД 153-34.0-35.301.-2002. 10. Дроздов А.Д., Подгорный Э.В. О требования к трансформаторам тока для релейной защиты с учетом переходных процессов. – Электрические станции, 1971, №12. 11. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия. 12. МЭК-60044-6: Измерительные трансформаторы тока – Часть 6: Требования к защитным трансформаторам тока в части переходных параметров; Первая редакция 1992-03. 13. Афанасьев В.В., Адоньев Н.М., Кибель В.М. и др. Трансформаторы тока. 2-ое изд. перераб. и доп. – Л. : Энергоатомиздат , 1989. 14. Баев А.В. Остаточная индукция в трансформаторах тока релейной защиты. – Электричество. 1971, №7. 15. Г.Циглер. Цифровая дифференциальная защита: принципы и область применения – Перевод с английского под редакцией Дьякова А.Ф. – М.: Знак. 2008. 16. Дроздов А.Д. Электрические цепи с ферромагнитными сердечниками в релейной защите. М – Л.Энергия, 1965. 17. Кужеков С.Л., Иванков Ю.И., Колесникова Л.Д. и др. Универсальные характеристики трансформаторов тока в переходном режиме короткого замыкания. – Электричество. 1975, №2. 18. Добродеев К. М., Горева Е. А., Курицын В. П. Метод расчета трансформатора тока с кусочно-линейной характеристикой намагничивания. – Энергетика. ИВУЗ, 1980, №6. 19. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро - 3-е изд., перераб. и доп. – Энергоатомиздат, 1985. – 350 с. 20. Е.Йип, М.Москосо, Г.Ллойд, К.Лиу, З.Ван, Alstom Grid. Великобритания. Усовершенствование дифференциальной защиты трансформатора – опыт разработки и тестирования. Сборник докладов международной научно-технической конференции – Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики (Санкт-Петербург, 30.05 - 03.06.2011). 21. Г.Циглер. Цифровая дистанционная защита: принцип и область применения – Перевод с английского под редакцией Дьякова А. Ф. – М.: Энергоиздат. 2005. 322 с.

27


НАУКА

Релейная защита

Авторы: д.т.н., проф. Шуин В.А., Шагурина Е.С., Добрягина О.А.,

ВЛИЯНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ЗАМЫКАНИЯХ НА ЗЕМЛЮ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ НА ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ ЗАЩИТ ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ НА ОСНОВЕ ВЫСШИХ ГАРМОНИК

Ивановский государственный энергетический университет, г. Иваново, Россия. V. Shuin, Е. Shagurina, О. Dobryagina (ISPU, Ivanovo)

INFLUENCE OF TRANSIENT TO FUNCTIONING OF EARTH FAULT PROTECTION BASED ON HIGH HARMONICS IN CASE OF EARTH FAULT AT MEDIUM VOLTAGE ELECTRICAL INSTALLATIONS Аннотация: рассмотрены условия применимости в компенсированных сетях 6-10 кВ защит от однофазных замыканий на землю, основанных на использовании высших гармоник. Дана оценка области возможного применения токовых защит абсолютного замера высших гармоник и рассмотрены способы повышения устойчивости их функционирования при переходных процессах и чувствительности в установившихся режимах замыкания на землю. Показано, что наиболее эффективное решение в части защиты от замыканий на землю в компенсированных сетях 6-10 кВ позволяют получить направленные устройства, основанные на контроле фазных соотношений высших гармонических составляющих тока и производной напряжения нулевой последовательности переходного процесса и установившегося режима замыкания на землю. Ключевые слова: компенсированные электрические сети 6-10 кВ, однофазные замыкания на землю, защиты от замыканий на землю на основе высших гармоник, влияние переходных процессов на функционирование защит. Abstract: Single-phase earth fault (SPEF) protections based on high harmonics and zero-sequence current are widely used at medium voltage electrical installations, for example, at resonant grounding networks. Transients in case of SPEF significantly influences to stability of these protections. The ranges of values of transient electrical quantities in case of SPEF influencing to protection functioning (such as amplitude and frequency specters, the integral values of transient currents and others) were obtained analytically and by

28

02 / Июнь 2012

Введение В электроустановках среднего напряжения, в частности, в компенсированных электрических сетях напряжением 6-10 кВ, достаточно широкое применение получили защиты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) на основе высших гармоник (ВГ) напряжения и тока нулевой последовательности. По принципу действия на устойчивость функционирования указанных защит существенное влияние оказывают переходные процессы при дуговых перемежающихся ОЗЗ. По данным [1–3 и др.] дуговой прерывистый характер, прежде всего, в начальной стадии развития повреждения изоляции, характерен для большей части (80% и более) ОЗЗ в кабелях и электрических машинах. Устойчивость функционирования устройств релейной защиты в условиях влияния электромагнитных процессов принято называть

динамической устойчивостью [4]. Неэффективные способы обеспечения динамической устойчивости функционирования при дуговых ОЗЗ устройств защиты от данного вида повреждений, например, «загрубление» токовых защит нулевой последовательности (ТЗНП) в сетях 6-10 кВ с изолированной нейтралью по току срабатывания, приводят к существенному ограничению области применения и уменьшению чувствительности при внутренних замыканиях [5 и др.]. Поэтому вопросы обеспечения динамической устойчивости функционирования защит компенсированных сетей 6-10 кВ, основанных на использовании ВГ, являются актуальными. Условия применимости токовых защит абсолютного замера ВГ. В компенсированных сетях напряжением 6-10 кВ в России наиболее широкое применение получили максимальные


НАУКА

Релейная защита

computer simulation.

токовые защиты от ОЗЗ, основанные на использовании способа абсолютного замера ВГ в диапазоне 150-650 Гц в токах нулевой последовательности защищаемых присоединений (например, УСЗ-2/2 [6] и его аналоги). Условия применимости токовой защиты абсолютного замера уровня ВГ в токах 3I0 [4] определяются условиями отстроенности от внешних ОЗЗ и чувствительности при внутренних повреждениях. С достаточной точностью можно принять, что при ОЗЗ распределение высших гармоник в диапазоне 150-650 Гц в токах нулевой последовательности соответствует распределению емкостных токов промышленной частоты в сети с изолированной нейтралью [6, 7]. С учетом этого для обеспечения несрабатываний защиты при внешних ОЗЗ и максимальном уровне ВГ в сети ток срабатывания защиты на i-ом присоединении должен выбираться из условия: , (1) где Котс – коэффициент отстройки; Ici собственный емкостный ток i-го присоединения; α макс – максимально возможный уровень ВГ в Ici. Коэффициент чувствительности защиты при внутреннем ОЗЗ на i-м присоединении:

Research of dynamic regimes functioning of widely used at resonant grounding networks earth-fault protection (protection based on absolute measurement of high harmonics of current, called USZ-2/2) were conducted analytically and by physicalmathematical modeling. This research confirmed the possibility of functioning rejections of indicated protection in case of SPEF. Ways to increase effective functioning of earth-fault protections in case of SPEF are proposed. Keywords: medium-voltage electrical networks, single-phase earth fault, electromagnetic transient, parameters of transient electrical values, earth-fault protection based

,

on high harmonics.

ния – ~100% присоединений, подключенных к шинам. Таким образом, проблемы с применением токовых защит абсолютного замера ВГ возникают в основном на центрах питания компенсированных сетей 6-10 кВ, прежде всего, ГПП. На тех присоединениях, где нельзя применить токовые защиты абсолютного замера, должны применяться направленные защиты, однако в России и других странах такие защиты на основе ВГ в настоящее время не выпускаются. Влияние переходных процессов при дуговых ОЗЗ на устойчивость функционирования токовых защит абсолютного замера ВГ. В (1) – (3) не учитывается влияние пе-

а) ТЭЦ

(2)

где – суммарный емкостный ток сети; α мин – минимальный уровень высших гармоник в токах и Ici ; Кч. мин. доп – минимально допустимый коэффициент чувствительности защиты. Из (1) и (2) получим условие применимости указанной защиты:

б) ГПП

. (3) Принимая К отс = 1,2; Кч. мин. доп = 1,5; z ≈ 4 [7], из (3) получим I ci* ≤0,12. С учетом этого в [7] рекомендуется применять устройства типа УСЗ-2/2 (и его аналоги) на присоединениях с собственным емкостным током I с собс , не превышающим 0,1 . На основе статистического анализа параметров компенсированных сетей 6-10 кВ промышленного и городского электроснабжения, включающего более 1500 секций 6-10 кВ различных объектов, установлено, что для ГРУ 6-10 кВ ТЭЦ условие I с собс ≤0,1 выполняется примерно для 88% присоединений, ГПП – ~69% присоединений, РП (ЦРП, РТП) сетей промышленного и городского электроснабжения – ~97% присоединений, ТП систем промышленного электроснабженаучно‑практическое издание

в) РП (ЦРП, РТП)

г) ТП Рис. 1. Распределение значений IC собс* для различных объектов компенсированных кабельных сетей 6-10 кВ промышленного и городского электроснабжения

29


НАУКА

Релейная защита

реходных процессов на устойчивость несрабатываний токовых защит максимального замера ВГ при внешних дуговых прерывистых ОЗЗ. В отличие от указанных выше ТЗНП для сетей с изолированной нейтралью несрабатывания токовых защит абсолютного замера ВГ при внешних дуговых ОЗЗ обеспечиваются, как правило, за счет отстройки от переходных процессов по времени, т.е. задержки на срабатывание, превышающей время существования свободных составляющих токов переходного процесса (например, УСЗ-2/2). В целях проверки эффективности данного способа были проведены экспериментальные испытания устройства типа УСЗ-2/2. Испытания были выполнены с применением программно-аппаратного комплекса типа РЕТОМ и тестовых сигналов – переходных токов дуговых ОЗЗ, полученных на математической модели сети 6-10 кВ в системе моделирования Matlab и преобразованных в формат COMTRADE-осциллограмм. Для получения тестовых сигналов применялось моделирование дуговых прерывистых ОЗЗ по модели Петерсена с разными интервалами между гашениями заземляющей дуги и повторными пробоями. Испытания УСЗ-2/2 показали, что: 1) в компенсированных сетях 6-10 кВ, работающих с резонансной или близкой к ней настройкой ДГР, в которых повторные пробои изоляции могут возникать не ранее, чем через 5-10 периодов промышленной частоты, устройство типа УСЗ-2/2 надежно отстроено от дуговых прерывистых ОЗЗ; 2)  при больших расстройках компенсации, превышающих допустимые по ПТЭ значения, приводящих к увеличению частоты повторных пробоев изоляции, возможны излишние срабатывания защиты, если интервалы времени между повторными пробоями не превышают ~1 периода промышленной частоты. Для отстройки от подобных дуговых ОЗЗ первичный ток срабатыва30

02 / Июнь 2012

ния УСЗ-2/2, выбираемый по условию (1), должен быть увеличен на разных уставках в 10-20 раз, что приводит к недопустимому загрублению защиты и ограничению области ее применения. Следует отметить, что при правильном выборе характеристик фильтров ВГ и временных задержек отдельных функциональных узлов защиты на срабатывание и на возврат указанных излишних срабатываний в принципе можно избежать. Способы повышения чувствительности токовых защит абсолютного замера ВГ. В технике релейной защиты в целях повышения отстроенности от внешних повреждений и повышения чувствительности при внутренних повреждениях в установившихся и переходных режимах получил широкое применение принцип торможения. Этот принцип может быть применен и в токовых защитах абсолютного замера на основе ВГ для повышения отстроенности от внешних дуговых ОЗЗ и чувствительности при внутренних замыканиях на землю. С учетом особенностей соотношений электрических величин в переходных и установившихся режимах ОЗЗ в компенсированных сетях 6-10 кВ для повышения устойчивости функционирования при внешних и внутренних ОЗЗ в токовых защитах абсолютного замера на основе ВГ может быть применено: • торможение (или блокировка) от токов переходного процесса; • торможение от составляющей промышленной частоты. Недостатком первого способа является торможение (блокировка) защиты и при внутренних дуговых ОЗЗ. Принцип действия торможения от 1-й гармоники тока ОЗЗ основан на том, что за счёт компенсации емкостной составляющей промышленной частоты при настройках ДГР, близких к резонансной, отношение тока ВГ к тому промышленной частоты в поврежденном присоединении будет всегда больше, чем в любом из неповрежденных.

Рассмотрим, чем определяются эти соотношения. Введем обозначение отношения тока ВГ к току промышленной частоты . Тогда для неповрежденного присоединения справедливо: ,

(4)

где Iс собс – собственный емкостный ток неповрежденного присоединения; α=I ВГ / Iс собс отношение тока ВГ к собственному емкостному току (уровень ВГ в токе нулевой последовательности неповрежденного присоединения). Для повреждённого присоединения:

(5) где – суммарный емкостный ток сети; Iс собс – собственный емкостный ток поврежденного присоединения; – активная составляющая тока ОЗЗ; Iа собс – активная составляющая собственного тока нулевой последовательности поврежденного присоединения; υ – степень расстройки компенсации; αmin – минимальный уровень ВГ в емкостном токе нулевой последовательности поврежденного присоединения. Отстроенность при внешних ОЗЗ и чувствительность при внутренних ОЗЗ обеспечивается, если , т.е. при . (6) В компенсированных сетях 6-10 кВ [1]. С учетом этого при из (6) можно получить приближенное соотношение, определяющее условие применимости защиты абсолютного замера ВГ с торможением по 1-й гармонике: , где

(7)

Из (7) при υ=0,05 и zmax= 4 получим IC собс*<0,16, т.е. возможная область применения защиты с торможением по 1-й гармонике больше, чем защиты абсолютного замера ВГ без торможения. Минимальный ток срабатывания такой


НАУКА

Шуин Владимир Александрович Доктор технических наук, профессор кафедры «Автоматическое управление ЭЭС» (АУЭС) Ивановского государственного энергетического университета (ИГЭУ), директор института «Энергопроект» филиала ОАО «Энергострой-М.Н.» в г. Иваново.

Релейная защита защиты определяется только техническими возможностями трансформатора тока нулевой последовательности и устройства защиты. К недостаткам защиты с торможением по 1-й гармонике следует отнести возможность нарушений устойчивости функционирования при больших расстройках компенсации υ. Исследования на комплексной математической модели «компенсированная сеть 6-10 кВ – защита» в системе моделирования Matlab показали также, что рассмотренный принцип выполнения защиты абсолютного замера ВГ не всегда обеспечивает устойчивость несрабатываний в переходных режимах ОЗЗ. Поэтому более эффективное решение может быть получено при применении торможения как от токов переходного процесса, так и от 1-й гармоники тока нулевой последовательности защищаемого присоединения, однако такое выполнение защиты не позволяет обеспечить устойчивость функционирования при внутренних дуговых ОЗЗ. Применение направленных защит от ОЗЗ, основанных на использовании ВГ и электрических величин переходного процесса. На тех присоединениях, где нельзя применить токовые защиты абсолютного замера, должны применяться направленные защиты. Возможность фиксации дуговых неустойчивых ОЗЗ, включая кратковременные самоустраняющиеся пробои изоляции, а также непрерывность действия при устойчивых ОЗЗ могут обеспечить только комбинированные направленные устройства, основанные на использовании ВГ и электрических величин переходного процесса, однако в России и других странах такие защиты в настоящее время не выпускаются.

Основная часть энергии (более 90%) свободных составляющих тока переходного процесса при ОЗЗ в компенсированных кабельных сетях напряжением 6-10 кВ сосредоточена в спектральном диапазоне от сотен герц до f ≈ 3-4 кГц (например, рис. 2). Поскольку частотный диапазон токов ВГ установившегося режима ОЗЗ, используемый для действия защит от замыканий на землю на основе ВГ, и частотный диапазон токов переходного процесса пересекаются, в принципе возможно выполнение защиты, реагирующей как на ВГ установившегося, так и переходного режима ОЗЗ. К устройствам подобного типа относится, в частности, микроэлектронное устройство защита «Спектр», разработанная в ИГЭУ [8] (в настоящее время не выпускается). Для контроля направления мощности высших гармонических составляющих нулевой последовательности в установившемся и переходном режимх ОЗЗ в сетях радиальной конфигурации в устройстве «Спектр» используются следующие соотношения между производной напряжения нулевой последовательности u 0 (t) и токами нулевой последовательности в неповрежденном i 0 неп(t) и в поврежденном i 0 пов (t) присоединениях: ;

(8) ,

где С 0 неп и С 0 пов – соответственно емкость фазы на землю неповрежденного и поврежденного присоединения; С 0Σ – суммарная емкость фазы сети на землю. В устройстве защиты «Спектр» контроль фазных соотношений между высшими гармоническими составляющими тока и производной напряжения нулевой последовательности выполняется с использованием соотношения: ;

Рис. 2. Зависимость энергии свободных составляющих тока переходного процесса при ОЗЗ в сети с Uном = 6 кВ от частоты для различных значений суммарного емкостного тока сети 2–

= 30 А; 3 –

= 10 А; 4 –

научно‑практическое издание

=5А

:1–

=100 А;

(9)

(8)

где t н время наблюдения переходного процесса ОЗЗ (время срабатывания направленного измерительного органа защиты). Способ, основанный на вычислении интегральной величины J1 по (8) фактически реализует известный способ сравнения времени совпадения с временем несовпадения. Необходимость ограничения уровня входных сигналов в переходных режимах ОЗЗ, обусловленная особенностями микроэлектронной 31


НАУКА

Добрягина Ольга Александровна В 2010 г. закончила с отличием магистратуру ИГЭУ по специальности «Автоматика энергосистем», в 2012 г. защитила кандидатскую диссертацию по теме «Исследование и разработка методов и средств повышения динамической устойчивости функционирования токовых защит от замыканий на землю в сетях 6-10 кВ». С 2009 г. – ассистент кафедры АУЭС.

Шагурина Елена Сергеевна

Релейная защита базы, приводит к частичной потере информации и снижает устойчивость функционирования защиты к влиянию угловых погрешностей ТТНП, шумов и др. Исследования на математических моделях показали, что устойчивость направленной защиты, основанной на использовании высших гармонических составляющих переходного режима ОЗЗ к влиянию угловых погрешностей и шумов, значительно возрастает при контроле направления мощности с использованием соотношения [9]: .

(9)

Значение интегральной величины J2 по (9) соответствует временной взаимной корреляционной функции совокупности мгновенных значений тока нулевой последовательности и скорости нарастания (производной) напряжения нулевой последовательности при выбранном параметре t н . Испытания экспериментального образца микропроцессорной направленной защиты по способу [9], проведенные на устройстве РЕТОМ с использованием тестовых сигналов переходных токов и напряжений при ОЗЗ в формате COMTRADE-осциллограмм, а также на трехфазной физической модели электрической компенсированной сети, подтвердили эффективность защиты, использующей для контроля направления мощности вычисление взаимной корреляционной функции высших гармонических составляющих тока нулевой последовательности и производной напряжения нулевой последовательности по выражению (9).

В 2010 г. с отличием закончила магистратуру ИГЭУ по специальности «Автоматика энергосистем», в 2012 г. защитила кандидатскую диссертацию по теме «Повышение эффективности функционирования устройств релейной защиты на основе высших гармоник». С 2009 г. – ассистент кафедры АУЭС. Лауреат премии губернатора Ивановской области для одаренной молодежи, лауреат премии президента России.

32

02 / Июнь 2012

Заключение 1. На основе статистического анализа параметров компенсированных сетей 6-10 кВ промышленного и городского электроснабжения показано, что для ГРУ 6-10 кВ ТЭЦ условие применимости токовых защит от ОЗЗ, основанных на принципе абсолютного замера высших гармоник, Iс собс ≤ 0,1 выполняется примерно для 88% присоединений, ГПП – ~69% присоединений, РП и ТП систем промышленного электроснабжения – ~100% присоединений, подключенных к шинам защищаемого объекта. Проблемы с применением токовых защит абсолютного замера ВГ возникают в основном на центрах питания компенсированных сетей 6-10 кВ, прежде всего, ГПП. 2. Для расширения области применения и повышения чувствительности токовых за-

щит абсолютного замера высших гармоник в компенсированных сетях 6-10 кВ может быть применено торможение от переходных токов и тока 1-й гармоники. 3. Наиболее эффективное решение в части защиты от ОЗЗ в компенсированных сетях 6-10 кВ дает применение направленных защит, основанных на контроле фазных соотношений высших гармонических составляющих тока и производной напряжения нулевой последовательности. 4. Для выполнения защиты от ОЗЗ по п. 3 целесообразно использовать для контроля направления мощности в переходных и установившихся режимах вычисление взаимной корреляционной функции высших гармонических составляющих тока нулевой последовательности и производной напряжения нулевой последовательности. Литература: 1. Лихачев, Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. М.: Энергия, 1971. 2. Шуцкий, В.И. Защитное шунтирование однофазных повреждений электроустановок / В.И. Шуцкий, В.О. Жидков, Ю.Н. Ильин. – М.: Энерго-атомиздат, 1988. 3. Дударев, Л.Е., Дуговые замыкания на землю в кабельных сетях / Л.Е. Дударев, С.И. Запорожченко, Н.М. Лукьянцев // Электрические станции. – 1971, № 8. – С. 64 – 66. 4. Шнеерсон, Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. 5. Шуин, В.А., Сарбеева, О.А. Чугрова, Е.С. Токовые защиты от замыканий на землю. Исследование динамических режимов функционирования // Новости ЭлектроТехники. № 2(62) 2010. С. 36-40. 6. Кискачи, В.М., Назаров, Ю.Г. Сигнализация однофазных замыканий на землю в компенсированных кабельных сетях 6-10 кВ / Труды ВНИИЭ. М.: Госэнергоиздат, 1963, Вып. 16. – С. 219 – 251. 7. Кискачи, В.М. Селективность сигнализации замыканий на землю с использованием высших гармоник токов нулевой последовательности // Электричество. – 1967. № 9. С. 24-30. 8. Шуин В.А., Гусенков А.В., Мурзин А.Ю. Устройство типа «Спектр» для селективной защиты от однофазных замыканий на землю в кабельных сетях 6 10 кВ. Тр. ИГЭУ. Вып. 2. – Иваново. – 1997. – С. 200 – 203. 9. Патент на изобретение № 2402131 (РФ). Способ диагностики и направленной защиты от однофазных замыканий на землю в электрических сетях / А.Л. Куликов, В.А. Шуин., А.А. Петрухин. – Приоритет изобретения от 03.08.2009 г.


НАУКА

Релейная защита

научно‑практическое издание

33


НАУКА

Релейная защита

Авторы: к.т.н. Альтшуллер М.И., Пименов В.М., Мигушов С.Н.,

БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩАЯ ЗАЩИТА ТИРИСТОРОВ В УСТРОЙСТВАХ ПЛАВНОГО ПУСКА ОТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

HIGH-SPEED SHORT CIRCUIT PROTECTION OF THYRISTORS IN SOFT-STARTERS Аннотация: рассмотрена возможность защиты тиристорных устройств плавного пуска высоковольтных электродвигателей от токов короткого замыкания с помощью быстродействующих предохранителей. Ключевые слова: короткое замыкание, тиристор, реактор, предохранитель, устройство плавного пуска. Abstract: considered the possibility short-circuit protection of thyristors in soft-starters high voltage motors using fast fuses. Keywords: short-circuit, thyristor, reactor, fuse, soft-starter.

Альтшуллер Маркс Иосифович Родился 05.10.1934 г.; в 1957 г. окончил Горьковский политехнический институт, электротехнический факультет; в 1971 г. защитил кандидатскую диссертацию в Горьковском политехническом институте, тема диссертации «Исследование реверсивного электропривода постоянного тока с симисторным возбудителем», член-корреспондент академии электротехнических наук Чувашской Республики; заведующий отделом электропривода НПП «ЭКРА» г. Чебоксары.

34

02 / Июнь 2012

В настоящее время в устройствах плавного пуска высоковольтных электродвигателей для защиты тиристоров от разрушающего действия токов короткого замыкания, как правило, применяются воздушные токоограничивающие реакторы [1]. Выбор реакторов выполняется из условия ограничения тока короткого замыкания на уровне, безопасном для защищаемых тиристоров [2]. При этом должны быть выполнены следующие условия: •  у дарный ток короткого замыкания I уд не должен превышать аналогичного параметра тиристора I TSM ; •  и нтеграл Джоуля первой однополярной полуволны тока короткого замыкания (I 2 уд t) не должен превышать аналогичный параметр защищаемых тиристоров (I 2 t) т ; •  н апряжение восстановления на тиристорах, закрывающихся после протекания полуволны ударного тока, не должно превышать величины U в ≤0,6U RR M [3]; •  д ействующее значение тока реактора не должно превышать его номинального значения. При обеспечении вышеуказанных условий обеспечивается надежная защита устройств плавного пуска в течение расчетного срока эксплуатации. Недостатком способа защиты тиристоров с помощью реакторов является высокая стоимость реакторов и их значительные массо-габаритные показатели [4]. Поэтому многие российские фирмы, поставщики устройств плавного пуска, устанавливают эти устройства у заказчиков без защиты от

токов короткого замыкания, ссылаясь при этом на их кратковременную работу. Однако при коротком замыкании в кабеле, через который поступает напряжение на двигатель при плавном пуске, в лучшем случае, выходят из строя последовательно соединенные тиристоры в двух фазах. Вторым, общеизвестным, способом защиты тиристоров от токов короткого замыкания является применение быстродействующих предохранителей [5]. Выбор предохранителей для защиты тиристоров выполняется с обеспечением следующих условий: •  и нтеграл Джоуля предохранителя (I 2 t) п р не должен превышать аналогичный параметр защищаемых тиристоров (I 2 t) т ; •  д ействующее значение тока устройства плавного пуска не должно приводить к плавлению предохранителя; •  н апряжение, возникающее в момент прерывания тока предохранителя, не должно превышать величины U в ≤0,6U RR M (U DR M ) – максимально-допустимого значения напряжения тиристоров. Рассмотрим эффективность применения вышеуказанных способов защиты тиристоров на примере системы плавного пуска высоковольтных электродвигателей насосной станции БКНС, однолинейная схема электроснабжения представлена на рис. 1. Электроснабжение блочной комплектной станции БКНС выполнено по типовой двухтрансформаторной схеме с силовыми трансформаторами Т1, Т2 типа ТДНС 10000/35 У1 мощностью 10000 кВА. Питание


НАУКА

Релейная защита

выключение аварийного и запуск резервного. Таким образом, общая продолжительность пусков равна ∑tпi≈(45÷75) c. В устройствах ШПТУ после поочередного включения двигателей насосов суммарной продолжительностью ∑t пi ≈90 c с токами I п =3∙I ном , регламентирован режим снятия нагрузки для охлаждения тиристоров и защитных RC-цепей продолжительностью t охл ≥10 мин. Оценим эффективность вариантов защиты. В устройстве ШПТУ применены тиристоры фирмы ABB Semiconductors типа 5STP08G6500 с максимально-допустимой величиной ударного тока ITSM=11,8 кА и защитным показателем (I2t)т=703∙103 А2с. Для ограничения величины ударного тока трехфазного короткого замыкания на уровне I уд ≤I TSM необходимо установить трехфазный реактор с величиной индуктивного сопротивления , Рис. 1. Однолинейная схема электроснабжения БКНС

синхронных двигателей М1, М2 (М3, М4) типа СТД 1600 (СТД 2000) в рабочем режиме осуществляется от секций I, II сборных шин U н =6 кВ через ячейки рабочих выключателей QW1…QW4. С целью улучшения процесса запуска двигателей используетс я сис тема плавного пуска, сос тоящая из: •  ш кафа пускового тиристорного устройства исполнения ШПТУ-6-250УХЛ4 с номинальным значением тока Iн.ШПТУ =250 А; •  двух шкафов пусковых коммутационных аппаратов исполнения ШПКА К 2 400 УХЛ4 с контакторами КВТ 10 4 400; •  шкафа пускового контроллера управления ШПКУ; •  пульта управления ПУ. Шкаф ШПТУ по цепи ввода подключается к секциям I, II сборных шин через ячейки сетевых выключателей

QF1, QF2 и устройства защиты тиристоров от токов короткого замыкания, а именно: токоограничивающие реакторы L1…L3 или быстродействующие предохранители F1…F3. Плавный пуск двигателей насосной станции производится с пусковыми токами Iп=2,55∙Iном=564А, где Iном – номинальное значение тока двигателя СТД 2000. Продолжительность пуска составляет t п =(15–25)с. По окончании плавного пуска двигатель подключается к питающей сети через соответствующий рабочий выключатель QW1…QW4. Данная насосная станция спроектирована по принципу повышенной надежности, предполагающему нахождение одного насоса в ремонте, второго в резерве и двух в работе. Соответственно возможен вариант трех пусков подряд: штатный поочередный запуск двух и, при возникновении аварийной ситуации,

научно‑практическое издание

где , – соответственно, номинальные значения напряжения и мощности трансформатора ТДНС 10000; – напряжение короткого замыкания трансформатора ( ). В соответствии с принятым регламентом работы устройства ШПТУ действующее значение тока реактора должно быть . Величина максимально-допустимого ударного тока реактора должна быть . Данным параметрам соответствует трехфазный реактор типа РТСТ-6(10)-250, стоимость этого реактора составляет (0,6-0,7) от стоимости устройства плавного пуска. Защита тиристоров устройства ШПТУ может быть обеспечена высоковольтными предохранителями типа HHD-BM с защитным показателем (I2t)пр=559∙103 А2с, меньшим анало35


НАУКА

Релейная защита

Пименов Виктор Михайлович родился 07.11.1945 г.; в 1969 г. окончил Пермский политехнический институт, кафедру «Электропривод». Заслуженный изобретатель Чувашской Республики; инженер-конструктор ООО НПП «ЭКРА»,

Рис. 2. Пусковые характеристики ШПТУ и высоковольтного

г. Чебоксары.

предохранителя HHD-BM

Мигушов Сергей Николаевич родился 01.01.1984 г.; в 2007 г. окончил Чувашский государственный университет, кафедру «Системы автоматического управления электроприводами». Магистр техники и технологии; инженер-программист ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.

36

02 / Июнь 2012

гичного параметра защищаемого тиристора (I2t)т=703∙103 А2с, номинальным значением тока I н =200 А, максимально-допустимым током I1 =50 кА и минимальным значением тока плавления I3 =690 А [5]. Стоимость комплекта из трех предохранителей в 20-25 раз дешевле реактора. По каталожной перегрузочной характеристике предохранителей проверим возможность их применения в циклическом режиме устройства ШПТУ (см. рис. 2). В данном варианте нагрузочная характеристика устройства находится ниже перегрузочной характеристики предохранителя, что гарантирует возможность только одной процедуры поочередного пуска двигателей. При указанном выше циклическом алгоритме работы устройства ШПТУ необходимо выполнение второго условия, t охл≥3τ, где τ – тепловая постоянная предохранителя, гарантирующего полное охлаждение вставки предохранителя до температуры окружающей среды при снятии нагрузки. Невыполнение данного условия может привести к нарастающим циклическим перегревам вставки предохранителей при токах ниже минимального значения I3 =690 А, и выходу их из строя с разрушением защитной оболочки и открытой дуги. Для исключения данного режима в устройствах ШПТУ предусмотрен защитный алгоритм, блокирующий его включение при t охл<3τ, недоступный для корректировки «любознательным» обслуживающим персоналом. Насосная станция БКНС рассчитана на длительный режим работы двигателей с пе-

риодическим отключением для проведения профилактических мероприятий не более одного раза в рабочую смену. Соответственно, второе условие по выбору предохранителей выполняется, и защита тиристоров предохранителями является целесообразной по экономической эффективности. Следует отметить, что кроме экономической эффективности применения предохранителей существует их техническое преимущество, заключающееся в том, что высоковольтные предохранители обеспечивают ограничение величины тока короткого замыкания за счет малой величины интеграла плавления I 2 t. Соответственно, существенно снижается термическое и динамическое воздействие тока короткого замыкания на электрооборудование насосной станции. Литература: 1. Альтшуллер М.И. Опыт по разработке и внедрению систем плавного пуска высоковольтных электродвигателей переменного тока / Маркс Альтшуллер // Экспозиция Нефть Газ. – 1/Н (01) февраль 2009 г. 2. РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие материалы по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования / под ред. Б.Н. Неклепаеева. – М. : ЭНАС, 2008. – 144 с. 3. Каталог на тиристоры ABB Semiconductors. 4. Каталог на реакторы РТСТ ООО «РосЭнергоТранс». 5. Каталог на высоковольтные предохранители SIBA серии HDD.


НАУКА

научно‑практическое издание

37


ПРАКТИКА

Релейная защита

Авторы: Исаев В.В., Доронин А.В., Воробьев И.А.,

КОМПЛЕКСНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

Исаев Вячеслав

В настоящее время в Российской Федерации активно происходит реконструкция устаревших и выработавших свой ресурс распределительных устройств (РУ) электростанций. Используя накопленный опыт разработки и изготовления микропроцессорной релейной защиты для генераторов, блоков генератор-трансформатор [1], НПП «ЭКРА» внедряет свои новые разработки в РУ электростанций, учитывающие особенности и требования к РЗА собственных нужд электростанций. С 2010 года серийно выпускаются микропроцессорные терминалы защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений 6-35 кВ серии ЭКРА 211. Терминалы соответствуют ТУ 3433-026-205721352010, имеют сертификат соответствия РОСС RU.МЕ81.В00671. Терминалы серии ЭКРА 211 предназначены для установки в комплектных распределительных устройствах (КРУ),в шкафах и на

Васильевич Дата рождения: 03.10.1964 г. В 1988 году окончил Новочеркасский политехнический институт по специальности «Автоматизация производства и распределения электроэнергии». Заведующий отделом защит низкого напряжения ООО НПП «ЭКРА».

Фото 1. Лицевая панель терминала ЭКРА 211

38

02 / Июнь 2012

панелях. Они могут применяться на электростанциях и предприятиях электрических сетей, на газовых и нефтяных промыслах, на нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станциях и других объектах газовой и нефтяной промышленности. Состав защит, программная и аппаратная конфигурация терминала типизирована (см. табл. 1), однако может быть адаптирована на основе требований Заказчика и заводов-изготовителей основного оборудования с учетом особенностей привязки к конкретному объекту. Аппаратные особенности терминалов серии ЭКРА 211(см. фото 1): • б ольшой графический дисплей, позволяющий отображать мнемосхему присоединения, удобно параметрировать функции терминала, просматривать измеряемые; • р асширенная функциональная клавиатура; •д  вухцветные (зеленый и красный) программируемые сигнальные светодиоды; •п  орт USB на лицевой панели для подключения персонального компьютера; •п  орт Ethernet; •д  ва порта RS-485. Функциональные особенности терминалов серии ЭКРА 211: • предусмотрено выравнивание входных токов для дифференциальной защиты; • в озможность работы в расширенном диапазоне частот (3-80 Гц); • в озможность предварительной настройки до 8 групп уставок с возможностью оперативного выбора любой из группы; • наличие свободно-конфигурируемых дискретных входов; • действие защитных или логических функций на любую выходную цепь через программируемую «матрицу»; • исключение несанкционированного изменения конфигурации терминала (в частности, матрицы отключений) посредствм системы паролей и разграничения уровня доступа по интерфейсам связи;


ПРАКТИКА

Доронин Александр Викторович Дата рождения: 07.02.1976 г. В 1998 году окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова (ЧГУ) по специальности «Автоматизация энергосистем». Заведующий сектором проектирования отдела РЗА станционного оборудования ООО НПП «ЭКРА».

Воробьев Илья Алексеевич Дата рождения 21.01.1986 г. В 2009 г. окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова, кафедра «Электрических и электронных аппаратов», специализация «Режимы работы электрических источников питания, подстанций, сетей и систем». Магистр техники и технологии. Руководитель группы отдела защит низкого напряжения ООО НПП «ЭКРА».

Релейная защита • о сциллографирование 30 осциллограмм аварийных процессов длительностью до 50 сек. каждая; • р егистрация до 7500 событий в нормальном и аварийном режимах; • у чет коммутационного и механического ресурсов выключателя; • Интеграция в АСУ ТП по протоколам ModBus/ RTU, ModBus/TCP, МЭК 60870-5-103, МЭК 60870-5-104, МЭК 61850-8.1; • программная синхронизация времени по протоколам ModBus/RTU, ModBus/TCP, МЭК 60870-104,103, SNTP; • аппаратная синхронизация времени от секундных импульсов PPS, PPM; • совместимость по внешнему программному обеспечению со шкафами серии ШЭ111Х и ШЭЭ2ХХ. На рис. 1 показан пример комплексного решения защиты и автоматики собственных нужд на электростанции. Для защиты генераторов и трансформаторов, работающих в блоках генератортрансформатор, трансформаторов собственных нужд, пускорезервных трансформаторов, управления генераторным выключателем используются шкафы типа ШЭ1110М, ШЭ1111, ШЭ1113. В качестве защит и автоматики основных и резервных вводов на секцию применяются терминалы ЭКРА 211 0603, для секционного выключателя – ЭКРА 211 0401. Для защиты магистрали резервного питания устанавливается терминал ЭКРА 211 0701. Защита и автоматика управления выключателем линии и линии к ТСН обеспечивается терминалами ЭКРА 211 0301. Для защиты электродвигателей в зависимости от мощности и типа применяются терминалы ЭКРА 211 0501 … 0503. Для секции 1 КРУ 10 кВ Верхне-Мутновской геотермальной теплоэлектростанции (ГеоТЭС) (рис. 2) было реализовано следующее решение: • з ащита и автоматика генератора мощностью 5 МВт на базе терминала ЭКРА 211 0101; • з ащита и автоматика кабельной линии и линии к ТСН на базе ЭКРА 211 0301; • дифференциальная защита секции и автоматика управления секционным выключателем на базе терминала ЭКРА 211 1401. Терминалы встраивались в ячейки производства «Таврида Электрик» с выключателями ВВ-TEL. научно‑практическое издание

Табл. 1. Терминал

Тип объекта

ЭКРА 211 0101

Защита генератора мощностью до 12 МВт

ЭКРА 211 0201

Линия к ТСН (с дифференциальной защитой ТСН)

ЭКРА 211 0301

Кабельная или воздушная линия, линия к ТСН

ЭКРА 211 0302

Линия с дифференциальной защитой

ЭКРА 211 0303

Линия с дистанционной защитой

ЭКРА 211 0401

Секционный выключатель

ЭКРА 211 0501

Электродвигатель мощностью до 5 МВт

ЭКРА 211 0502

Электродвигатель мощностью более 5 МВт

ЭКРА 211 0503

Двухскоростной электродвигатель

ЭКРА 211 0601

Ввод на ТСН с АВР

ЭКРА 211 0602

Ввод на секцию (для подстанций)

ЭКРА 211 0603

Ввод на секцию с дистанционной защитой (для станций)

ЭКРА 211 0701

Ввод на магистраль резервного питания

ЭКРА 211 1301

Управление регулятором коэффициента трансформации

ЭКРА 211 1302

Управление генераторным выключателем

ЭКРА 211 1401

Дифференциальная защита шин на 4 присоединения, управление секционным выключателем

ЭКРА 211 1501

Трансформатор напряжения (ТН) секции

ЭКРА 211 1601

Линия к БСК

ЭКРА 211 1701

Защита реактора

39


ПРАКТИКА

Релейная защита

110-220 кВ

ОСШ 2 СШ 1 СШ

ШЭ1110 М Управление выключателем

ШЭ1113 или ШЭ1110М Защита резервного трансформатора собственных нужд

Т1

ШЭ1111 Защиты блока генератор - трансформатор

ТВ 1 Г1

ТСН 1

К щиту возбуждения Шкаф РПН c терминалом ЭКРА 211 1301

Основной ввод на секцию 1

Резервный ввод на секцию 1

Шкаф РПН c терминалом ЭКРА 211 1301

Основной ввод на секцию 2

ЭКРА 211 0603

ЭКРА 211 0603

ЭКРА 211 0603

6 кВ

Секция 1

Резервный ввод на секцию 2

ЭКРА 211 0701

Секция 2

ЭКРА 211 0603

6 кВ

ЭКРА 211 0301 ЭКРА 211 0301

ЭКРА 211 0701

ЭКРА 211 0301

эд

эд

эд

ЭКРА 211 0502

ЭКРА 211 0501

ЭКРА 211 0301 ЭКРА 211 0301

ЭКРА 211 0503

Магистраль резервного питания LO1

Магистраль резервного питания МО1

Рис. 1 Комплексное решение защиты и автоматики собственных нужд на электростанции

40

02 / Июнь 2012

ЭКРА 211 0301


ПРАКТИКА

Релейная защита

ВШБ

330-500 кВ

ВЛБ Шкаф защиты ошиновки

Т2

ШЭ1111 Защиты трансформатора блока и трансформатора собственных нужд

ШЭ1110 М Управление выключателем

ШЭ1110 М или ШЭ1113 Защита генератора

ТВ 2

Шкаф РПН c терминалом ЭКРА 211 1301

ТСН 2

Г2 К щиту возбуждения

Основной ввод на секцию 3

Резервный ввод на секцию 3

ЭКРА 211 0603

6 кВ

Основной ввод на секцию 4

ЭКРА 211 0603

Секция 3

Резервный ввод на секцию 4

ЭКРА 211 0603

ЭКРА 211 0603

Секция 4

6 кВ

ЭКРА 211 0301 ЭКРА 211 0301 ЭКРА 211 0301

ЭКРА 211 0601 ЭКРА 211 0601

ЭКРА 211 0601

ЭКРА 211 0301

ЭКРА 211 0601

ЭКРА 211 0301 ЭКРА 211 0301

Магистраль резервного питания LO2 ЭКРА 211 0401

Межмагистральная связь LO1-LO2

ЭКРА 211 0401

Магистраль резервного питания МО2 Межмагистральная связь MO1-MO2

научно‑практическое издание

41


ПРАКТИКА

Релейная защита

Рис.2 Схема КРУ Верхнее-Мутновской ГеоТЭС

Рис.3 Схема КРУ 6 кВ (Р1, Р2) Саяно-Шушенской ГЭС

42

02 / Июнь 2012


ПРАКТИКА

Релейная защита

Фото 2. Терминалы ЭКРА 211 в ячейках КРУ

Фото 3. Терминал ЭКРА 211 0601 в ячейке С-410,

Верхне-Мутновской ГеоТЭС

установленной на секции Р7 КРУ 6 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

По требованиям заказчика было реализовано оперативное переключение между двумя наборами уставок. При реконструкции собственных нужд Саяно-Шушенской ГЭС (СШГЭС) было принято решение о замене ячеек КРУ и обновлении аппаратуры РЗА. В проекте, выполненном ОАО «Ленгидропроект», использованы ячейки КРУ С-410 производства ЗАО «ВНИИР ГидроЭлектроАвтоматика» с выключателями VD-4 производства ABB и терминалами ЭКРА 211 0601 производства НПП «ЭКРА»( см. рис. 3). Особенностями применения терминалов ЭКРА 211 0601 в данном проекте являются: • у ниверсальное исполнение логики терминала, позволяющее использовать его для всех типов присоединений собственных нужд КРУ 6 кВ; • л огика работы АВР ТСН, разработанная по требованиям Заказчика; • р асчет коммутационного и механического ресурса выключателя; • п оддержка протокола МЭК 61850-8-1. Высокая производительность аппаратно-программной платформы терминалов серии ЭКРА 211 позволяет реализовать защиты собственных нужд электрических станций всех типов. Для комплексного и успешного выпол-

нения проекта по РЗА объектов генерации НПП «ЭКРА» может предложить Заказчику весь перечень работ: • проектирование; • изготовление и поставка оборудования; • шеф-наладочные работы; • обучение персонала.

научно‑практическое издание

Литература: 1. Шкафы защит станционного оборудования. // Новости электротехники. – 2005. – № 2 (32).

428003, Россия, г. Чебоксары, пр. И. Яковлева, 3 Тел./факс: (8352) 220-110 (многоканальный), 220-130 (автосекретарь) E-mail: ekra@ekra.ru, http://www.ekra.ru 43


Мнение

Автор: Петров С.Я., ЗАО «ОРЗАУМ»,

Некоторые аспекты развития релейной защиты

г. Москва, Россия.

Главный редактор журнала «Релейная защита и автоматизация» обратился к одному из самых авторитетных специалистов в области релейной защиты и автоматики Сергею Яковлевичу Петрову с просьбой поделиться размышлениями по поводу настоящего и будущего микропроцессорной релейной защиты (МПРЗ), которые мы и публикуем ниже.

Петров Сергей Яковлевич Дата рождения: 17.01.1922 г. Окончил в 1947 г. МЭИ, специальность «инженерэлектрик». Всю жизнь проработал в отделе релейной защиты, автоматики, устойчивости и моделирования (ОРЗАУМ), который был в составе института «Теплоэлектропроект», а затем переведен в «Энергосетьпроект». С 2008 г. по настоящее время работает в ЗАО «ОРЗАУМ» в должности главного специалиста в области РЗА энергосистем.

44

02 / Июнь 2012

Произошла микропроцессорно-оптоволоконная революция, открывшая широкие возможности в следующих областях: • совершенствование изделий, основанных на известных принципах, и расширение области их использования; • научно-исследовательская работа и создание новых принципов, а также практическое освоение известных, но ранее не реализуемых принципов; • создание интегрированных систем АСУ, что было проблематично при использовании электромеханики, и решение многих других вопросов. Микропроцессорная и оптоволоконная техника внесли неоценимый вклад во все сферы деятельности человека, среди которых космонавтика и военная техника. У релейной защиты и автоматики также не видно иного перспективного пути развития, и в течение уже длительного времени продолжается успешное движение вперед. При этом постоянно ведется работа МЭК и СИГРЭ по совершенствованию и повышению надежности функционирования МПРЗ: разработаны требования к измерительным датчикам, помехоустойчивости выпускаемой аппаратуры, рекомендации по обеспечению её электромагнитной совместимости на энергетических объектах, а также протоколы, обеспечивающие возможность взаимодействия устройств разных фирм. Номенклатура терминалов, предлагаемая зарубежными и отечественными фирмами, позволяет защитить практически любой объект электроэнергетики. Сегодня почти все фирмы заявляют о возможности реализации в составе одного терминала основной и резервной защит от всех видов КЗ, что представляется мне вполне оправданным. Помимо указанных защит, в терминалах предусматриваются функции УРОВ и АПВ, которые, согласно российской практике, обычно реализуются в отдельных терминалах.

Внедрение МПРЗ направлено на создание оптимальной системы защиты, а не на вытеснение чего-либо. Пригодно все, что способствует решению этой задачи. Сегодня первоочередным делом релейщиков российской электроэнергетики является работа по дальнейшему освоению микропроцессорной и оптоволоконной техники, терминалов различных фирм и их совершенствованию. Отечественная практика пока определяется аппаратурой и нормами прошлого века, и есть все основания полагать, что сегодня они не оптимальны. К сожалению, работа ведется недостаточно организованно и эффективно, поскольку сегодня отсутствует общетехническое руководство энергетикой России. Отдельные энергетические компании не в состоянии решать оперативные вопросы, возникающие при освоении новой техники, а тем более глобальные вопросы энергетики, поскольку они разобщены и не обладают необходимыми инструментами, которые были у Минэнерго СССР. Хочу еще раз особо подчеркнуть, что наша нормативная база безнадежно устарела и тормозит развитие отрасли, вынуждая укладывать новую технику на «прокрустово ложе» старых инструкций. При этом вносимые в нее отдельные коррективы обычно не содержат необходимых обоснований и носят командный характер. Для движения вперед в первую очередь необходим комплексный пересмотр нормативной базы. Так, если в прошлом веке надежность оценивали конкретными цифровыми показателями и разрабатывали методические указания по их расчету, то ныне основными показателями является число, тип защит и выполнение указаний свыше. Однако первостепенной задачей релейщиков является действительное обеспечение надежности функционирования защит, уровень которой практически невозможно оценить без выполнения специальных расчетов.


Мнение Сегодня фирмы не сообщают показателей надежности терминалов, однако мы должны более жестко их требовать у поставщиков, а также формировать и использовать статистические показатели надежности. Следует отметить, что при решении некоторых вопросов не требуется наличие абсолютных показателей надежности элементов. Для оптимального решения повседневных и глобальных проблем электроэнергетики необходимо создать Всероссийский институт, финансируемый и признаваемый всеми субъектами электроэнергетики. При этом его главной деятельностью должны стать постановка задач и научно-техническое руководство организациями, привлекаемыми для их решения. Подобные институты существуют и успешно функционируют в развитых странах. Энергетика – наша общая крыша и

поддерживать ее должен каждый! Отечественные производители позже зарубежных начали заниматься производством МП техники, при этом их разработки в основном были направлены на перевод отечественных защит на микропроцессорную базу. В результате была создана МП техника, принципы действия которой были хорошо известны отечественным релейщикам. Это и обеспечило ей определенный и достаточно постоянный круг потребителей. Но следует отметить, что отечественные фирмы, в основном, используют зарубежные комплектующие. Номенклатура зарубежной техники шире, а технологическое совершенство несколько выше. Представляется, что имеет место расслоение рынка. Но указанная классификация весьма условна. К сожалению, не удается обнаружить крайне

необходимые труды/публикации, анализирующие действующие закономерности и эффективность рынка. Последнее оказывает существенное, а иногда и решающее негативное влияние на развитие отрасли, что обуславливает настоятельную необходимость такого анализа. Увеличение числа функций терминала требует повышения его надежности, что не всегда достижимо. Помимо указанных функций, терминалы загружены информационными и регистрационными функциями, и увеличение их общего числа вряд ли целесообразно. Но сегодня поставлена задача создания централизованной защиты. Думается, что релейной общественности было бы полезно ознакомиться с требуемыми для ее решения показателями надежности.

Внешний вид ШДЗ

ШКАФ ДУГОВОЙ ЗАЩИТЫ обеспечивает защиту КРУ, КРУН, КСО от дуговых замыканий

Вид с открытой крышкой

•М  аксимальная комплектация состоит из следующих компонентов: •У  ДЗ «ОВОД-МД» (вариант исполнения в виде блочного каркаса); • к леммный блок для подключения внешних цепей; • а втоматический выключатель питания блока преобразования и мониторинга; •ш  унтирующие резисторы для дискретных входов; • а втоматический выключатель питания обогрева; •п  ромежуточные реле типа R15 (производитель Relpol S.A.), устанавливаемые на колодки; •л  ампа местного освещения; •р  еле указательные типа РУ-21; • к улачковые выключатели для размыкания цепей отключения. Блок преобразования и мониторинга УДЗ располагается внутри шкафа. Блок управления УДЗ вынесен на дверцу шкафа.

Основные технические параметры:

Наименование максимальное количество датчиков максимальная длина оптического кабеля датчика, м порог срабатывания, лк количество выходов отключения время срабатывания без контроля по току, мс время срабатывания с контролем по току (без выдержки времени) рабочий диапазон температур,°C Габариты, мм Масса, кг

Значение 40 500 не более 500 20 9 9 мс+ТМТЗ от минус 40 до +55 800×600×250 не более 25

Россия, Санкт-Петербург, наб. Обводного канала, д. 118А, лит. Л тел./факс (812) 331-50-33,331-50-34; info@proel.spb.ru www.proel.spb.ru

научно‑практическое издание

45


НОВЫЕ КНИГИ

Дорохин Е.Г. Основы эксплуатации релейной защиты и автоматики. Книга вторая. Оперативное обслуживание устройств РЗА и вторичных цепей. Практическое пособие. В апреле вышла из печати новая книга члена редколлегии нашего журнала Евгения Георгиевича Дорохина. Эта книга содержит краткие описания наиболее распространенных устройств релейной защиты, автоматики, элементов вторичной коммутации и порядок их оперативного обслуживания. Диапазон затронутых тем достаточно широк: от принципа действия предохранителя с плавкой вставкой до оперативного обслуживания устройств передачи аварийных сигналов и команд. Пособие предназначено для оперативного персонала электростанций, подстанций, оперативно-выездных бригад электрических сетей, занятого эксплуатацией электрооборудования, для диспетчеров ОДС электросетей и региональных диспетчерских управлений, работников служб релейной защиты и автоматики различного уровня и технических руководителей соответствующих организаций. Книга представляет интерес для широкого круга специалистов и в ней найдут интересные для себя моменты как специалисты разных направлений, так и «чайники». Главная цель пособия – помочь работникам оперативно-диспетчерских служб разобраться в принципах выполнения ряда устройств РЗА, общих требованиях к их оперативному обслуживанию и конкретных вопросах оперативного обслуживания отдельных наиболее распространенных устройств. Автор поставил перед собой непростую задачу – помочь понять друг друга работникам СРЗА и ОДС различного уровня, которые зачастую говорят на «разных языках»: то, что первым кажется очевидным и элементарным, для вторых иногда становится довольно сложной проблемой. Появлению этой книги в немалой степени способствовало участие автора в качестве преподавателя на курсах, проводимых УЦ «Кубаньэнерго», для оперативно-диспетчерского персонала нижнего уровня (электромонтеры ОВБ, дежурные подстанций, диспетчеры РЭС), а также для резерва главных инженеров сетевых предприятий. Некоторые из разделов настоящего пособия прошли предварительную проработку на сайте 46

02 / Июнь 2012

http://rzdoro.narod.ru. На этом авторском сайте, а также на вновь созданном сайте http://dororz.ru, по мере возможности, будет вестись работа над продолжением книги и корректировка выявленных ошибок. Краткое оглавление книги 1. Введение. 2. Схема электрической сети и первичные схемы подстанций. 3.  Назначение и принципы выполнения устройств РЗА. Простейшие защиты. 4. Организация оперативного обслуживания РЗА. 5. Измерительные трансформаторы напряжения и трансформаторы тока. 6. Комплекс РЗА трансформаторов. 7.  Комплектные ступенчатые защиты линий электропередачи. 8.  Высокочастотные защиты линий электропередачи. 9. Защита шин, ошиновки и устройства резервирования отказов выключателей. 10. Устройства сетевой автоматики. 11. Микропроцессорные устройства РЗА. 12. Устройства противоаварийной автоматики. 13. Каналы противоаварийной автоматики и устройства передачи аварийных сигналов и команд. 14. Системы оперативного тока. 15. Приложение. Пример программы и бланка переключений по выводу в ремонт выключателя. Как правило, в книгах и журнальных публикациях не рассматриваются элементарные, на первый взгляд, вопросы, необходимые для оперативного персонала на местах. То, что в одних электросетях является обязательным компонентом проверки знаний на экзаменах, в других, соседних,) сетях может быть известно только самым опытным работникам и


НОВЫЕ КНИГИ

не является компонентом подготовки персонала. Ниже приводятся выдержки из книги, дающие ответы на два таких вопроса, не нашедших отражения ни в популярной литературе, ни в нормативных документах: 1. Как по показаниям щитового вольтметра отличить замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью от перегорания предохранителя на стороне высокого напряжения ТН? 2. Как отличить обрыв провода в первичной цепи от неисправности вторичных цепей трансформаторов тока? Глава 5. Измерительные трансформаторы напряжения и трансформаторы тока Земля в сети или перегорание предохранителя? Вторичные обмотки трехфазных ТН, соединенные в разомкнутый треугольник, образуют фильтр напряжения нулевой последовательности. Рассмотрим его работу подробнее. Фазные напряжения, получаемые от вторичных обмоток, соединенных в звезду, образуют правильную звезду Uа, Uв, Uс (рис. 5-11 а):

Рис. 5-11а. Векторы напряжений в нормальном режиме

Соответствующие им напряжения, получаемые от обмоток, соединенных в разомкнутый треугольник, образуют равносторонний треугольник векторов напряжений Uфк, Uиф, Uни (рис. 5-11 б):

пряжении равна 100 В. Векторы фазных напряжений (Uа, Uв, Uс), образуют правильную звезду, величина каждого вектора меньше и равна при номинальном первичном напряжении 58 В. Измерительные приборы градуируются в первичных напряжениях. То есть, если в нормальном режиме первичные линейные напряжения равны 10 кВ, фазные напряжения равны 5,8 кВ. Возможна некоторая несимметрия фазных напряжений за счет смещения нейтрали. Векторы напряжений обмоток, соединяемых в разомкнутый треугольник в нормальном режиме также образуют равносторонний треугольник со стороной 100 В. Между началом вектора Uфк и концом вектора Uиф существует небольшое (десятые доли или единицы вольт) напряжение небаланса 3Uo. При замыканиях на землю в основной сети с изолированной нейтралью напряжение на поврежденной фазе снижается до нуля, напряжение на здоровых фазах увеличивается до линейного. То есть при напряжении 10 кВ получим следующие значения (рис. 5-12 а):

Рис. 5-12а. Векторы напряжений при замыкании на землю

Uа=0 Uв= Uс=10 кВ Uав=Uвс=Uса=10 кВ

Напряжение небаланса разомкнутого треугольника возрастает до 173 В (рис. 5-12 б).

Рис. 5-12б. Векторы напряжений при замыкании на землю

Сходная картина (повышенный небаланс 3Uo) наблюдается и при перегорании предохранителя одной из фаз на стороне высокого напряжения ТН (рис. 5-13 а, б). Напряжение небаланса

Рис. 5-13а. Векторы напряжений при перегорании предохранителя на стороне высокого напряжения

Рис. 5-13б. Векторы напряжений при перегорании предохранителя на стороне высокого напряжения

3Uo возрастает до 100 В. Значения напряжений при этом отличаются от первого случая, что позволяет отличить замыкание на землю от перегорания предохранителя. Напряжения на здоровых фазах равны номинальным значениям, линейные напряжения снижаются до значения фазного напряжения: Uа=0 Uв= Uс=5,8 кВ Uав= Uса=5,8 кВ Uвс=10 кВ Табл. 1

№ п/п

Рис. 5-11б. Векторы напряжений в нормальном режиме

Векторы линейных напряжений обмоток, соединяемых в звезду (Uав, Uвс, Uса), образуют равносторонний треугольник. Величина каждого вектора при номинальном первичном нанаучно‑практическое издание

Возможные причины

Действия персонала

В сети с изолированной нейтралью:междуфазные напряжения в норме, напряжение на одной из фаз заметно снижено, на двух других повышено, напряжение небаланса разомкнутого треугольника заметно повышено (рисунок 5-12) Аналогичная картина – на смежных ТН.

Земля в первичной сети

Принять меры к восстановлению нормальной работы сети

В сети с изолированной нейтралью: междуфазные напряжения между одной из фаз и двумя другими снижено, третье междуфазное напряжение в норме, фазное напряжение первой фазы равно нулю, двух других – в норме (рисунок 5-13). На смежных ТН все в норме.

Перегорание предохранителя в первичной цепи ТН

Заменить предохранитель

Признаки неисправности

47


НОВЫЕ КНИГИ

Следовательно, по показаниям щитового вольтметра, имеющего переключатель на 6 положений, можно с большой степенью достоверности выявить характер неисправности до начала операций в первичной сети. Соответствующие признаки неисправности и действия персонала при их появлении приведены в таблице 1. Неисправность токовых цепей или обрыв линии? Неисправность токовых цепей и неполнофазный режим линии или другого оборудования проявляют себя в ряде случаев подобным образом, поэтому делать заключение о неисправности вторичных цепей трансформаторов тока или неполнофазном режиме первичных цепей можно только при сопоставлении различных факторов. Некоторые примеры приведены ниже. 1. П  оказания щитовых приборов В нормальном режиме мощность, передаваемая по линии, и ток связаны отношением: I = S/1,73U, где S – полная мощность, МВА U – номинальное напряжение, кВ I – измеренный ток (показание щитового прибора), А Полная мощность, в свою очередь, определяется по составляющим активной и реактивной мощности: P – измеренная активная мощность, МВТ; Q – измеренная реактивная мощность, МВАР. В том случае, когда реактивная мощность не превышает 30% от активной, в грубом приближении ее значением можно пренебречь. Для различных классов напряжения параметр /1,73U можно заменить коэффициентом К, равным: Для напряжения 220 кВ – 2,63 Для напряжения 110 кВ – 5,25 Метод выявления обрыва первичной цепи или неисправности 48

02 / Июнь 2012

вторичной цепи трансформаторов тока основан на том, что приборы для измерения мощности при использовании трансформаторов тока в трех фазах включаются, как правило, в две фазы, а прибор для измерения тока – в дополняющую их фазу В. В том случае, если в сети с глухозаземленной нейтралью произойдет обрыв фазы В в первичной или вторичной цепи, показания приборов измерения мощности будут близки к нормальным, показания амперметра будут равны нулю. При обрыве фазы А или С показания амперметра будут близки к нормальным, а показания приборов измерения мощности – заметно ниже. В общем случае в сети с глухозаземленной нейтралью этот метод не позволяет выявить однозначно: имеется обрыв в первичной цепи или в токовых цепях измерения. Окончательное заключение может дать персонал СРЗА или службы измерений с учетом факторов, приведенных ниже. 2. Н ебаланс токовых цепей ДЗШ. В том случае, когда на всех присоединениях трансформаторы тока имеют одинаковые коэффициенты трансформации, повышенный небаланс однозначно указывает на неисправность токовых цепей. Если к схеме подключены трансформаторы тока с различным Ктт, в некоторых случаях повышенный небаланс может быть вызван неполнофазным режимом одного из присоединений. 3. О дностороннее отключение линии наиболее чувствительной ступенью токовой защиты от замыканий на землю (ТНЗНП) или длительное срабатывание блокировки при качаниях в составе защиты ЭПЗ-1636 Срабатывание ТЗНП происходит в случае превышения тока нагрузки над уставкой. Может быть вызвано как неполнофазным режимом линии, так и неисправностью токовых цепей соответствующей защиты. 4. С амопроизвольный запуск ДФЗ,

неуспешный ручной обмен ВЧ сигналами или сигнализация недопустимых провалов тока приема. Может быть вызвано как неполнофазным режимом линии, так и неисправностью токовых цепей основной защиты. 5. Н еправдоподобные показания приборов ОМП (отрицательные показания, расстояние в сотни километров и т.п.). Если перечисленные признаки неисправности проявляются в одной из защит или в показаниях измерительных приборов, подключенных к разным кернам трансформаторов тока, более вероятна неисправность токовых цепей. В том случае, когда признаки неисправности проявляются в разных защитах, подключенных к разным кернам ТТ и подтверждаются показаниями измерительных приборов, вероятен неполнофазный режим линии. Таким образом, ни один из признаков неисправности токовых цепей самостоятельно без комплексного анализа не дает возможности достоверно определить характер повреждения: обрыв линии или неисправность токовых цепей. В большинстве случаев окончательное заключение может дать персонал СРЗА. Но все же в ряде случаев характер неисправности может быть выявлен оперативным персоналом самостоятельно по рекомендациям, приведенным выше.»


ПРАКТИКА

ЭМС

Автор: Сарылов О.В.,

ОБЕСПЕЧЕНИЕ КАЧЕСТВА ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ В УСЛОВИЯХ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ

НПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА», Москва, Россия.

Аннотация: в статье приведена классификация электромагнитных воздействий по причинам и источникам их возникновения. Приведены примеры распространения помех. Ключевые слова: электромагнитные воздействия, электромагнитная совместимость, молниевые разряды, радиочастотные поля, управляющие системы безопасности. Опыт эксплуатации оборудования систем безопасности электроэнергетических объектов на примере систем контроля и управления (СКУ) энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК показывает, что наблюдаются случаи формирования ложных аварийных сигналов с последующим несанкционированным остановом энергоблоков атомных станций. На рис. 1 представлена упрощенная структурная схема АЭС с реакторами типа

Рис. 1. Источники помех и каналы их проникновения в элементы СКУ на АЭС с ВВЭР

50

02 / Июнь 2012

ВВЭР и указаны наиболее часто встречающиеся источники помех и каналы проникновения помех в элементы СКУ. 1. Открытое распределительное устройство 220-750 кВ. Находящееся на этой территории оборудование защиты и автоматики не оказывает прямого влияния на СКУ реактора, но влияет на режимы его нагрузки. Эти устройства подвержены действию электромагнитных явлений, возникающих от коммутаций нагрузок на ОРУ, срабатываний раз-


ПРАКТИКА

ЭМС

мыкателей и выключателей. Также существенно влияние разрядов молний, как удаленных, так и непосредственно воздействующих на элементы грозозащиты на территории ОРУ. Помехи воздействуют на оборудование релейной защиты и противоаварийной автоматики через контур заземления и измерительные цепи, а также по цепям питания оперативного тока. Также существенными являются электростатические разряды обслуживающего персонала. 2. Распределительное устройство собственных нужд, обычно представляющее собой закрытые ячейки КРУ. Оборудование систем бесперебойного снабжения собственных нужд АЭС оказывает прямое влияние на СКУ реактора, т.к. обеспечивает их бесперебойное электроснабжение. Поэтому такое оборудование относится к наивысшим классам безопасности – системам безопасности или системам, важным для безопасности, и должно осуществлять свое функционирование бесперебойно и без критических сбоев. Наиболее существенными видами помех, влияющих на оборудование собственных нужд, являются коммутационные помехи от совместно расположенного оборудования, особенно в случае ячеек КРУ, и электромагнитные поля. 3. Системы энергоснабжения оборудования СКУ, включающие в себя общестанционные батареи постоянного тока, инверторы, трансформаторы и выпрямители. Это оборудование также важно для безопасности АЭС, и поэтому относится ко 2-ому и 3-ему классам безопасности, т.е. в его работе недопустимы сбои, к которым можно отнести изменения параметров системы энергоснабжения оборудования СКУ, влекущие за собой искажения синусоидальности напряжения, провалы и прерывания напряжения, а также помехи коммутационного характера. 4. Системы автоматики турбины, парогенерации и системы возбуждения, отвечающие за генерацию

электрического тока. По своему назначению относятся к системам, важным для безопасности АЭС, т.е. хотя напрямую и не влияют на процессы в реакторе, но влияют на общую электрическую нагрузку и, соответственно, на режимы работы реактора. Наиболее существенными видами помех, влияющих на это оборудование, являются коммутационные помехи от совместно расположенного оборудования, особенно в случае ячеек КРУ, и электромагнитные поля. 5. Системы контроля и управления (СКУ) реактором, влияющие на безопасность АЭС и относящиеся к системам безопасности. Для этих систем характерно большое разнообразие входных сигналов – аналоговых, цифровых, токовых, напряжения, типа сухой контакт. Общее число линий связи достигает десятков тысяч с огромной суммарной протяженностью. Т.к. эти линии связи проложены везде по энергоблоку и зачастую проложены вдоль силовых линий, то они подвержены влиянию электромагнитных наводок, и задача защиты от них очень важна. Также количество стоек и шкафов управления очень велико, часть из них является обслуживаемыми и находятся в зоне действия радиосвязи, поэтому подвержены влиянию электростатических разрядов обслуживающего персонала и радиочастотных полей и напряжения, наводимого на кабели связи. 6. Аппаратура контроля нейтронного потока, также относящаяся к СКУ энергоблока. Данная аппаратура напрямую влияет на безопасность АЭС. Для данной аппаратуры наиболее значимой задачей является защита каналов контроля нейтронного потока от наводок по линиям связи, которые могут исказить реальные измеренные значения и привести к инцидентам на АЭС. Для защиты сигналов малого уровня, передаваемых по линиям связи, применяются коаксиальные кабели и система «2 из 3», когда аппаратура реагирует на изменение не менее двух сигналов из трех

научно‑практическое издание

одного измеряемого параметра. Для обеспечения необходимой точности измерений и уменьшения влияния наводок по цепям заземления измерительные цепи аппаратуры контроля нейтронного потока подключаются к физическому заземлению, так называемому «спецконтуру» заземления, который находится около реактора и предназначен только для измерительной аппаратуры. В связи с таким присоединением возникает также проблема разности потенциалов между контурами заземления, что отражается в стандарте ГОСТ Р 50746-2000 двумя видами испытаний по «спецконтуру» заземления: токами импульсных помех и токами помех промышленной частоты. Анализ причин сбоев показал, что во многих случаях коренными причинами формирования ложных сигналов являлись возникающие на АЭС электромагнитные воздействия природного и техногенного характера. Эти электромагнитные воздействия имеют весьма разнообразное и часто непредсказуемое происхождение (от атмосферных явлений до мобильных средств связи) и сильно различаются по их энергетическим, частотным и временным параметрам. Однако каналы их распространения и воздействия на элементы СКУ достаточно хорошо известны, что позволяет рассматривать задачу обеспечения надежного функционирования СКУ как единую задачу электромагнитной совместимости, требующую решения двух проблем: • з ащиты каналов передачи рабочих сигналов от появления в них паразитных сигналов от посторонних источников; • с оздания элементов СКУ, защищенных от проникновения в них паразитных сигналов или распознающих и не реагирующих на эти сигналы. СКУ атомного реактора является сложной иерархической многоуровневой системой, охватывающей все аспекты управления и защиты 51


ПРАКТИКА

ЭМС

Рис. 2. Сигнал на входе СКУ – аварийной защиты.

Рис. 3. ВЧ быстрозатухающий всплеск на

ВЧ-шум 97 мВ

входе СКУ – аварийной защиты. Размах 315 мВ, длительность 0,5 мкс

атомного реактора и включает в себя тысячи разнообразных датчиков, логических устройств и исполнительных механизмов. Анализ работоспособности подобной системы в полном объеме в рамках одной работы представляется невозможным. Поэтому было решено ограничиться исследованием функционирования в условиях внешних электромагнитных воздействий (ЭМВ) одной из важнейших подсистем – подсистемы измерения давления в контурах АЭС, функция которой состоит в первичном преобразовании сигнала давления в электрический сигнал и передачу его в СКУ для принятия решения о режимах работы теплоносителя. В связи с отсутствием общепринятой методики анализа электромагнитной обстановки на энергоблоках АЭС были проведены испытания на ЭМВ в лабораторных условиях и на

действующих энергоблоках АЭС с целью возможности сравнения достоверности результатов испытаний. Анализ возможных путей ЭМВ на датчики давления в условиях реальной эксплуатации на энергоблоках АЭС показал, что основные воздействия, приводящие к сбоям в работе датчиков давления, приходятся на цепи питания постоянного тока, цепи выходного токового сигнала и в результате воздействия электромагнитных полей. Кроме этого установлено при обследовании электромагнитной обстановки на АЭС, что основные составляющие периодических помех на выходе датчиков давления имеют характерные частоты в полосе 18-20 МГц и 200 кГц, которые накладываются на синусоиду сетевого напряжения питания (рис. 2, 3), что увеличивает значение токового сигнала датчика до значения, при котором происхо-

дит срабатывание уставки аварийной защиты. В лабораторных условиях была проверена помехоустойчивость самих датчиков давления и их поведение в условиях подачи ЭМВ с характеристиками как близкими к характеристикам помех, зафиксированных при обследовании электромагнитной обстановки на действующих энергоблоках АЭС, так и нормированными действующими стандартами, устанавливающими требования к оборудованию АСУ ТП и АСУ ЭЧ АЭС [1]. Лабораторные исследования позволили установить, что на выходе датчиков возникают затухающие колебания сигнала с частотой 20 МГц с амплитудой до 5 мА. Колебания возникали при появлении в цепях питания = 36 В датчика микросекундных импульсов помех с относительно небольшой амплитудой до 1 В на фоне напряжения питания = 36 В. Поскольку характер изменения выходного сигнала датчика давления в лабораторных условиях соответствовал характеру зарегистрированных на АЭС отклонений выходного сигнала, то сделано предположение о наличии в электронной схеме датчика элементов с собственной частотой возбуждения около 20 МГц. Проведенные исследования позволяют сделать вывод о том, что причиной появления ЭМВ на частотах 18-20 МГц и 200 кГц является электронная схема датчика в режиме работы на длинную линию, когда высокочастотные колебания затухают после

Рис. 4. Изменение

Рис. 5.

выходного сигнала,

Изменение

измеренного на

выходного

клеммах «Сапфир-

сигнала,

22М»

измеренного на кабеле длиной 100 м

52

02 / Июнь 2012


ПРАКТИКА

ЭМС

Рис. 6. Схема проверки срабатывания датчика давления в условиях действия кондуктивных помех при использовании экранированных проводов

Рис. 7. Схема проверки срабатывания датчика давления в условиях действия кондуктивных помех при использовании штатных проводов, т.е. неэкранированного кабеля питания датчика

Рис. 8. Схема проверки срабатывания датчика давления при вводе радиочастотного напряжения 0,15-80 МГц при использовании штатных неэкранированных проводов.

Рис. 9. Схема проверки срабатывания датчика давления при вводе помех от генератора путем ввода помехи 200 кГц в экран провода питания = 36 В.

нескольких пробегов от одного кабеля к другому. Возбуждение датчика происходит по порту питания постоянного тока 36 В и вызвано кондуктивными импульсными помехами относительно низкого уровня, наводимыми от смеж-

ных кабелей, в том числе и при работе различных силовых полупроводниковых преобразователей схем электроснабжения различных нагрузок АЭС. В большинстве случаев линии питания постоянного тока = 36 В проложены неэкранированными кабелями и под-

научно‑практическое издание

вержены влиянию наводок от соседних сильноточных кабелей. Нуждается в пояснении тот факт, что, конечно, на этапе проектирования энергоблока АЭС, сильноточные кабели и кабели токовых сигналов датчиков давления разнесены по кабельным шахтам, но в процессе эксплуатации АЭС и по мере старения кабелей идет их замена и кабельные линии оказываются перепутанными, проложенными рядом и не всегда согласно проекту. Для выяснения степени влияния наводок при прокладке различных типов кабелей в условиях действующих электромагнитных помех были проведены предварительные испытания, которые показали следующее: •  В условиях действия кондуктивных помех от проложенных параллельно экранированным кабельным линиям датчика давления кабелей силовых полупроводниковых преобразователей наводится высокочастотный шум величиной 40 мВ, частотой 200 кГц, что увеличивает полезный сигнал до 3,23 В, но не приводит к срабатыванию по уставке 3,48. •  В условиях действия кондуктивных помех от проложенных параллельно неэкранированным кабельным линиям (в частности, питания постоянного тока) датчика давления кабелей силовых полупроводниковых преобразователей наводится высокочастотный шум величиной 240 мВ, частотой 200 кГц, что увеличивает полезный сигнал до 3,48 В и приводит к срабатыванию по уставке 3,48, что выявляется в неоднократных сигналах АЗ. • При воздействии радиочастотного напряжения 0,15-80 МГц, имитирующего в лабораторных условиях наводки при эксплуатации, наводится высокочастотный шум, что увеличивает полезный сигнал до 3,74 В при норме 1 В и приводит к срабатыванию АЗ. • При воздействии помех от генератора 200 кГц в экран провода питания = 36 В, имитирующего в лабораторных условиях наводки при эксплуатации, наводится высокочастотный шум, 53


ПРАКТИКА

Сарылов Олег Владимирович Дата рождения: 1977 г., окончил электроэнергетический факультет (ЭЭИ) МЭИ (ТУ) в 2000 г., аспирант МАИ, кафедра «Управление качеством». Заместитель директора по испытаниям, исследованиям и качеству ИЦ НИИИТ НПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА».

54

02 / Июнь 2012

ЭМС что увеличивает полезный сигнал до 1,14 В при норме 1 В, что демонстрирует эффективность прокладки экранированных проводов, т.к. срабатывания АЗ в реальных условиях не происходит. По результатам проведенных измерений, экспериментов и натурных испытаний видно, что помехи, воздействующие на кабельные линии в условиях эксплуатации на АЭС, имеют ту же природу, что и помехи, воссоздаваемые в лаборатории в диапазоне частот 0,15-80 МГц. Таким образом, при разработке устройства подавления помех необходимо учитывать помехи коммутационного характера, лежащие в диапазоне частот 0,15-80 МГц как помехи, оказывающие наиболее существенное воздействие на выходной сигнал датчика давления. Но также следует учитывать и требования нормативной базы (ГОСТ Р 50746-2000), которая не ограничивается только помехами данного вида, но и включает другие виды помех, например, наносекундные импульсные помехи, микросекундные импульсные помехи большой энергии, электростатические разряды и т.д. Применение экранированных проводов питания постоянного тока датчиков давления уменьшает действие наведенных электромагнитных помех и позволяет повысить устойчивость и безопасность эксплуатации энергоблока без формирования аварийных сигналов в каналах измерения давления. Вышеуказанные экспериментальные исследования позволяют предложить способы обеспечения надежного функционирования подсистемы измерения давления: А) Прокладки экранированных проводов питания и выходного токового сигнала, что представляется возможным только при строительстве АЭС новых проектов или в ограниченных объемах на старых энергоблоках при реконструкции и продлении назначенного срока службы, т.к. кабельные шахты заняты уже существующими линиями связи. Б) Замены установленных датчиков давления на новые помехоустойчивые датчики. Необходимо отметить, что это – крайне затратный путь, т.к. в на одном энергоблоке может понадобиться замена до 2000 датчиков. В) Установка в период планово – профилактических ремонтов в уже работающие датчики встроенных плат подавления помех без изменения конструктива прибора и прокладывания новых трасс.

Последнее направление представляется наиболее предпочтительным путем как с экономической точки зрения, так и с технической, т.к. объем проводимых работ значительно меньше, чем в предыдущих вариантах. Выводы 1. Недостаточная помехоустойчивость датчиков давления, применяемых на АЭС, может приводить к аварийным остановам энергоблоков по причине недостаточной электромагнитной совместимости, что снижает показатели экономичности и безопасности эксплуатации АЭС. 2. Представляется экономически целесообразным разработать устройство подавления помех для датчиков давления, находящихся в эксплуатации. 3. При строительстве новых энергоблоков и при реконструкции старых (при продлении ресурса) необходимо использовать в каналах измерения давления помехоустойчивые датчики давления и источники питания для предотвращения несанкционированных разгрузок или остановов энергоблоков АЭС. 4. Для повышения безопасности эксплуатации энергоблоков АЭС необходимо разработать комплекс мер по повышению устойчивости систем контроля и управления АЭС и, в частности, датчиков давления к электромагнитным воздействиям. Указанный комплекс мер должен носить как нормативный характер, т.е. комплекс документов (руководящих указаний), регламентирующих весь цикл срока службы оборудования от разработки до внедрения и технического обслуживания, так и технический характер, т.е. испытания на устойчивость к электромагнитным воздействиям оборудования действующих энергоблоков АЭС и внедрение по результатам этих испытаний корректирующих мероприятий, в частности, устройств подавления помех для датчиков давления. Литература: 1. ГОСТ Р 50746-2000 «Совместимость технических средств электромагнитная. Технические средства для атомных станций. Требования и методы испытаний», М., 2001 г. 2. РД ЭО-0439-02 «Порядок устойчивости элементов систем контроля и управления к электромагнитным воздействиям при модернизации и продлении эксплуатации на атомных станциях», Концерн «Росэнергоатом», М., 2002 г. 3. Т. Уильямс, К. Армстронг «ЭМС для систем и установок», перевод на русский язык, Изд. Дом «Технологии», М., 2004 г.


РИЦ «СРЗАУ» Рекламно-информационная поддержка деятельности НП «СРЗАУ» по выработке и продвижению взвешенных решений для реализации согласованной технической политики в ЕЭС России с участием всех заинтересованных лиц, предприятий и организаций разных форм собственности.

Издательская деятельность: Журнал «Релейная защита и автоматизация»; Сборник «Номенклатурный справочник устройств РЗА, ПА и АСУ»; Техническая и научно-методическая литература. Аутсорсинг в области рекламной и PR-деятельности для электротехнических предприятий: Рекламные услуги Разработка оригинал-макетов и контента листовок и каталогов продукции; Разработка рекламных мероприятий по продвижению продукции; Разработка рекламных модулей для размещения в СМИ; Фотосессии на предприятиях и продукции электротехники. PR-услуги Разработка PR-кампаний на электротехническом рынке России; Создание презентационных фильмов; Разработка представительской продукции – буклетов, проспектов, юбилейных книг, flash-презентаций; Организация представительских мероприятий на территории России.

428003, РФ, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И.Я. Яковлева, 3 тел.: (8352) 226-394, 226-395

е-mail: ina@srzau-ric.ru www. srzau-ric.ru


ПРАКТИКА

МЭК 61850

Авторы: Апросин К.И., Иванов Ю.В., Бородин О.С.,

ИНТЕГРАЦИЯ И ВЗАИМОСВЯЗЬ КОМПЛЕКСОВ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ С УСТРОЙСТВАМИ РЗА И АСУ ТП ПОДСТАНЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОВРЕМЕННЫХ СТАНДАРТОВ И ПРОТОКОЛОВ

ООО «Прософт-Системы», г. Екатеринбург, Россия.

Аннотация: в статье приводятся проблемы практической реализации шины процесса по стандарту МЭК 61850. Обсуждаются пути использования протокола передачи мгновенных значений (Sampled Values). Поднимается вопрос уровня использования стандарта в целом. Ключевые слова: РЗА, МЭК 61850, Sampled Values.

Abstract: In the article it raises IEC 61850 process bus practical realization problems. It is consider Sampled Values protocol using patterns. The standard using level question is asked. Keywords: Relay protection and automatics, IEC 61850, Sampled Values.

56

02 / Июнь 2012

Введение С момента принятия стандарта МЭК 61850 интерес к нему со стороны специалистов отечественной энергетики постоянно возрастал. А в последние два года решения на базе стандарта МЭК 61850 получили первые промышленные внедрения. За это же время значительно увеличилось количество публикаций и различных мероприятий, посвященных стандарту МЭК 61850, таких как научно-технические конференции, семинары, курсы обучения, круглые столы. В частности, на международной научно-технической конференции CIGRE 2009, проходившей в Москве, большое количество докладов было посвящено вопросам практического применения стандарта МЭК 61850. В Интернете открылся специализированный русскоязычный ресурс, посвященный стандарту МЭК 61850. Целью данного доклада является анализ результатов промышленного освоения стандарта МЭК 61850, многочисленных публикаций и материалов, посвященных этому стандарту, перспективы его применения в отечественной энергетике. 1. Современное состояние в области практического применения стандарта мэк 61850 Поскольку стандарт МЭК 61850 охватывает большое количество аспектов, таких как описание и передача данных, инжиниринг, пусконаладка устройств, поддерживающих стандарт МЭК 61850 и т.д., рассмотрим текущее состояние дел с точки зрения практической реализации каждого из этих аспектов в отдельности:

1.1. Шина процесса согласно стандарту МЭК 61850 Шина процесса согласно МЭК 61850 предназначена для организации быстрого и надежного обмена информацией между различными устройствами релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА). На данный момент всё необходимое оборудование для организации шины процесса согласно МЭК 61850 предлагается на рынке. Различные производители разработали свои устройства и принципы организации шины процесса согласно стандарту МЭК 61850, например, такие как HardFiber Process Bus System от General Electric. Тем не менее ни одного проекта, в рамках которого в полном объёме реализуется и используется шина процесса согласно МЭК 61850, пока не осуществлено. Трудности, связанные с реализацией шины процесса согласно МЭК 61850, о которых много говорилось и писалось в последнее время, до сих пор не преодолены. Попробуем разобраться в причинах такого положения дел. На основе анализа публикаций и различных материалов на эту тему можно составить целый список многочисленных трудностей, препятствующих практической реализации шины процесса согласно МЭК 61850. Все эти трудности можно разделить на три группы: экономические, организационно-нормативные и чисто технические. Оставляя за рамками рассмотрения экономические и организационно-нормативные


ПРАКТИКА

МЭК 61850 трудности, отметим технические, которые наиболее часто обсуждаются в публикациях. Это различные вопросы надежности архитектуры шины процесса и её недостаточной пропускной способности, вопросы, связанные с функциональной совместимостью устройств различных производителей, необходимость точной синхронизации времени, сюда же можно отнести и неудовлетворительную скорость передачи GOOSE-сообщений. Все эти вопросы достаточно активно обсуждаются, и предлагаются различные пути их технического решения. Анализируя весь спектр технических аспектов, связанных с построением шины процесса согласно стандарту МЭК 61850, приходим к следующему выводу: за относительно простой концептуальной моделью шины процесса согласно стандарту МЭК 61850 скрывается большое количество технических аспектов и нюансов, относящихся непосредственно к реализации шины процесса, которые требуют серьезной технической проработки и тестирования. Кроме этого к шине процесса предъявляются требования со стороны других технических областей, регламентируемых стандартом МЭК 61850. Например, невозможен инжиниринг в соответствии со стандартом МЭК 61850, если не создана шина процесса согласно стандарту МЭК 61850. И наоборот, нет необходимости в шине процесса, если отсутствует функциональная совместимость устройств различных производителей. Таким образом, на основании проведенного анализа можно сказать, что главной причиной, по которой шина процесса согласно МЭК 61850 до сих пор не реализована, является техническая сложность и многогранность этого технологического объекта. Требуется одновременная и комплексная проработка и реализация абсолютно всех технических аспектов, связанных с шиной процесса согласно МЭК 61850. Недоработка или упущение из виду одного из аспектов ведет к невозможности построения всей системы в целом. Кроме этого требуется серьезная подготовка специалистов самых разных областей – эксплуатации, наладки, проектирования, разработки устройств РЗ и ПА. Очевидно, что технически невозможно такое количество вопросов решить за год-два. На это потребуется больше времени. И важно в этой связи отметить очевидный прогресс в этом вопросе и постепенную проработку всех научно‑практическое издание

технических аспектов, необходимых для реализации полноценной шины процесса согласно МЭК 61850. 1.2. Функциональная совместимость устройств различных производителей согласно стандарту МЭК 61850 Одним из важнейших принципов стандарта МЭК 61850 является функциональная совместимость (interoperability) устройств различных производителей. Исследования отечественных специалистов на предмет функциональной совместимости устройств различных производителей дали неожиданный результат – два разных устройства не обеспечивают взаимной функциональной совместимости, даже при наличии у них сертификатов на соответствие стандарту МЭК 61850. О причинах такого состояния дел подробно рассказывается в соответствующих публикациях, например [3]. То есть, на данный момент о полной функциональной совместимости устройств различных производителей в рамках стандарта МЭК 61850 говорить пока не приходится. Безусловно, одним из важных событий в деле достижения функциональной совместимости устройств различных производителей является создание на базе кафедры «Релейной защиты и автоматизации энергосистем» Московского энергетического института специализированной лаборатории. Целью этой лаборатории являются практические исследования и испытания устройств различных производителей на предмет их функциональной совместимости в соответствии со стандартом МЭК 61850. Совершенно очевидно, что рассматриваемая проблема имеет техническое решение. Для этого необходимо только, чтобы производители устройств выразили заинтересованность в этом вопросе и провели соответствующую доработку своих устройств до состояния полной взаимной функциональной совместимости в соответствии со стандартом МЭК 61850. 1.3. Пусконаладка устройств, поддерживающих стандарт МЭК 61850 Предполагалось, что внедрение стандарта МЭК 61850 приведет к упрощению пусконаладочных работ. Во многом, как показала практика, так и произошло. В то же время выявились определенные трудности, связанные с тем, что пусконаладка устройств, принимающих сигналы по цифровым протоколам, имеет свою специфику. 57


ПРАКТИКА

МЭК 61850

Вопросы, связанные со спецификой пусконаладки устройств, поддерживающих стандарт МЭК 61850, активно обсуждались в публикациях и на различных мероприятиях. И на данный момент можно говорить о значительном прогрессе в этом вопросе. Появилось достаточное количество пусконаладочных средств и методик, как программных, так и аппаратных, в том числе и от отечественных производителей. Накоплен приличный практический опыт. Таким образом, можно констатировать, что данный вопрос если и не решен окончательно, то очень близок к этому. 1.4. Интеграция в АСУ ТП с использованием стандарта МЭК 61850 Рассматриваемый аспект предполагает интеграцию устройств различных производителей в систему АСУ ТП с использованием протокола MMS стандарта МЭК 61850. В этой области стандарт МЭК 61850 получил свое наибольшее распространение и практическое применение. На данный момент протокол MMS поддержан большинством производителей устройств РЗ и ПА, в том числе и некоторыми отечественными. Заказчики в своих планах по реконструкции или вводу новых объектов в вопросах построения АСУ ТП ориентируются исключительно на стандарт МЭК 61850. Различные публикации и материалы на эту тему говорят о большой проделанной совместной работе в этой области производителями устройств РЗ и ПА и разработчиками SCADA-систем. Таким образом, вопрос интеграции в АСУ ТП устройств РЗ и ПА с использованием стандарта МЭК 61850 на данный момент очень хорошо проработан. В промышленную эксплуатацию внедряется все большее количество систем АСУ ТП с поддержкой стандарта МЭК 61850, а возникающие некоторые трудности устраняются в рабочем порядке. 1.5. Использование GOOSE-сообщений Одним из инструментов, пре58

02 / Июнь 2012

доставляемых стандартом МЭК 61850, который получил широкое применение, является протокол GOOSE-сообщений. Подчеркнем, что в данный момент речь идет именно о промышленной эксплуатации устройств РЗ и ПА, которые введены в работу на многочисленных объектах энергетики и используют при этом инструмент GOOSE-сообщений. Обсуждению протокола GOOSEсообщений посвящено огромное количество публикаций и материалов, в которых анализируется опыт его практического применения и перспективы использования. Именно наличие инструмента GOOSE-сообщений позволяет значительно сократить расходы на кабельное хозяйство и монтажные работы, увеличить надежность передачи сигналов в части ЭМС, повысить масштабируемость системы РЗ и ПА в целом и т.д. Вместе с тем, несмотря на активное использование GOOSE-сообщений в отечественной энергетике, необходимо отметить ограниченность применения этого инструмента. Используется небольшая часть функций и возможностей из всех тех, что регламентирует стандарт МЭК 61850. На практике это означает, что посредством GOOSE-сообщений передаются только наименее ответственные сигналы. Причины, из-за которых инструмент GOOSE-сообщений используется с ограничением, наиболее полно отражены в документе «Рекомендации для СРЗА предприятий МЭС Центра при проведении всего комплекса работ по техническому перевооружению и строительству новых ПС 220 (110) кВ в части устройств РЗА». Заметим, что для преодоления трудностей, связанных с полноценным использованием инструмента GOOSE-сообщений, необходимы доработки как в самом стандарте МЭК 61850, так и непосредственно устройств РЗ и ПА. И такие доработки в настоящий момент ведутся.

Вторая редакция стандарта МЭК 61850 призвана решить некоторые из рассматриваемых трудностей, а производители устройств РЗ и ПА проводят необходимые доработки с целью повышения скорости и гарантированности доставки и приема GOOSE-сообщений. 1.6. Инжиниринг согласно стандарту МЭК 61850 Инжиниринг в соответствии со стандартом МЭК 61850 предполагает построение полной информационной модели энергообъекта, которая состоит из необходимых логических узлов и информационных связей между ними. На данный момент полноценный инжиниринг согласно стандарту МЭК 61850 практического применения не получил. Причина заключается в том, что в данных условиях практического освоения стандарта МЭК 61850 осуществить полноценный процесс инжиниринга невозможно. Для того, чтобы осуществить полноценный проект инжиниринга в соответствии со стандартом МЭК 61850, необходима практическая апробация и доведение до необходимого технологического уровня целого спектра различных аспектов стандарта МЭК 61850. В частности, для этого совершенно необходимо разрешить упоминавшиеся выше такие технические проблемы, как построение полноценной шины процесса согласно стандарту МЭК 61850 и достижение необходимой степени функциональной совместимости устройств РЗ и ПА различных производителей. Вывод о невостребованности инжиниринга согласно стандарту МЭК 61850 можно сделать и на основе анализа публикаций и различных материалов на эту тему. Содержательные публикации и материалы на эту тему отсутствуют, поскольку отечественные проектные организации не наработали достаточного опыта для дискуссий и обсуждения различных специфических вопросов, связанных непосредственно с процессом инжи-


ПРАКТИКА

МЭК 61850

ниринга в соответствии со стандартом МЭК 61850. 1.7. Научно-технические вопросы, связанные с распространением стандарта МЭК 61850 Если проанализировать публикации и материалы различных мероприятий, посвященных дальнейшему развитию и совершенствованию средств РЗ и ПА, то можно отметить, что интерес к этой теме со временем не ослабевает, а количество публикаций не уменьшается. Высказывается большое количество идей, публикуются результаты различных теоретических и практических разработок в этой области. Однако различные аспекты в области совершенствования средств РЗ и ПА поднимаются в основном в связи с широким внедрением микропроцессорных устройств. И в основном научно-технические дискуссии ведутся в разрезе как можно большего освоения возможностей микропроцессорных устройств. Что же касается научно-технических эффектов от внедрения собственно стандарта МЭК 61850, то на данный момент они из общей дискуссии выпадают. Например, такой вопрос, как возможность использования вычислительных ресурсов различных устройств РЗ и ПА с целью реализации более надежных и затратных алгоритмов, дальнейшей теоретической проработки пока не получил. А такую возможность может предоставить только стандарт МЭК 61850. Возможно, это объясняется преждевременностью изучения этого вопроса и необходимостью получения практических результатов промышленного внедрения стандарта МЭК 61850, а может быть неполным пониманием всех возможностей, предоставляемых стандартом МЭК 61850. Немногочисленные статьи на эту тему, такие как [1], дальнейшего обсуждения не получили. Возможно, с более широким распространением стандарта МЭК 61850 в отечественной энергетике рассматриваемая тема заслужит должного изучения.

Подводя итоги анализа практического освоения стандарта МЭК 61850 отечественной энергетикой, главный вывод можно сделать такой: на данный момент различные аспекты стандарта получили разную степень практической реализации. Скорость практического освоения того или иного аспекта зависит как от его экономической необходимости, так и от возможности его технической реализации. При этом в результате практического освоения стандарта МЭК 61850 получен богатый опыт, который позволяет отечественным специалистам не только определять дальнейший вектор развития, но и предъявить определенные требования, которые вызвали необходимость доработки самого стандарта МЭК 61850. Перспективы В последнее время в качестве перспективного направления все больше обсуждаются возможности протокола Sampled Values стандарта МЭК 61850, который предназначен для передачи мгновенных значений сигналов от полевых устройств посредством шины процесса в устройства РЗ и ПА. Не отрицая необходимость рассматриваемого инструмента в целом, оценим целесообразность масштабного использования данного протокола в системе РЗ и ПА. Заметим, и это неоднократно обсуждалось в публикациях, что протокол Sampled Values предъявляет очень высокие требования к пропускной способности шины процесса. В тоже время, пропускная способность шины процесса должна быть рассчитана на пиковые аварийные нагрузки, когда устройства РЗ и ПА обмениваются очень большим количеством GOOSEсообщений. Как показывает практика, в момент аварии пиковая нагрузка на пропускную способность шины процесса может оказаться столь велика, что это может привести к невозможности прохождения GOOSE-сообщения и это без учета требований со стороны протокола Sampled Values. С другой стороны, определим место протокола Sampled Values в

научно‑практическое издание

системе РЗ и ПА в целом. Представляется не совсем правильным такое решение, при котором архитектура системы РЗ и ПА строится исходя из соображений, что полевые устройства занимаются только оцифровкой данных и их передачей на устройства РЗ и ПА посредством протокола Sampled Values. Гораздо перспективнее видится такая архитектура системы РЗ и ПА, при которой полевые устройства занимались бы не только оцифровкой данных, но и первичной обработкой, а именно фильтрацией и получением векторов. При таком подходе нет необходимости заниматься первичной обработкой данных на каждом устройстве, которому они нужны. Первичная обработка данных осуществляется только один раз и на одном устройстве, а все остальные получают требуемые им вектора посредством шины процесса. Учитывая возможности, предоставляемые стандартом IEEE 1588 в части точности синхронизации времени, вполне реально в ближайшей перспективе построить такую систему РЗ и ПА, в которой полевые устройства оцифровывают данные, осуществляют первичную обработку и пересылают вектора с меткой времени достаточной точности всем устройствам РЗ и ПА, которые в них нуждаются. Точность синхронизации времени, заявленная в стандарте IEEE 1588, составляет 1 мкс, что более чем достаточно для построения распределенной системы РЗ и ПА. В качестве протокола передачи векторов с меткой времени можно использовать тот же протокол GOOSEсообщений. В этом случае нагрузка на шину процесса сокращается как минимум на порядок по сравнению с протоколом Sampled Values. Дополнительно к этому более рационально используются вычислительные ресурсы всех устройств системы РЗ и ПА, которые можно потратить на повышение качества и надежности реализации протокола GOOSE-сообщений. Таким образом, более активное и широкое использование протокола GOOSE-сообщений позволит 59


ПРАКТИКА

Апросин К.И. Инженер отдела РЗА компании ООО «Прософт-Системы».

Бородин О.С. Зам. генерального директора по РЗА ООО «Прософт-Системы».

Иванов Ю.В. Ведущий программист отдела РЗА ООО «Прософт-Системы».

60

02 / Июнь 2012

МЭК 61850 в перспективе понизить требования к шине процесса, что сделает ее технологически менее сложной, а значит более осуществимой; расширить функциональные возможности всех устройств, входящих в систему РЗ и ПА. Что позволит использовать протокол Sampled Values крайне ограниченно и в исключительных случаях. Вместе с тем протокол Sampled Values часто упоминается в связи с построением системы аварийной регистрации событий. Возможно, для решения этого вопроса имеет смысл рассмотреть концепцию построения системы аварийной регистрации событий, в рамках которой она существовала бы параллельно системе РЗ и ПА, использовала бы свою отдельную часть шины процесса и имела возможность запуска на осциллографирование от любого устройства РЗ и ПА по цифровому протоколу. Таким образом, информационные потоки системы противоаварийного управления и системы аварийной регистрации были бы разнесены, а взаимодействие на уровне команд сохранилось бы. Совершенно определенно можно говорить о том, что процесс инжиниринга – одно из перспективных направлений освоения стандарта МЭК 61850. Несмотря на то, что на данный момент он не получил должного распространения в отечественной энергетике, разработка новых методик и программного обеспечения, которые призваны облегчить и формализовать процесс инжиниринга в соответствии со стандартом МЭК 61850, говорит о том, что к этому вопросу в мире проявляют большое внимание и тратят большие ресурсы. Что же касается отечественной энергетики, то по мере того как стандарт МЭК 61850 будет находить все большее промышленное применение, переход на проектирование энергообъектов в соответствии с этим стандартом видится неизбежным. Выводы За последние годы силами отечественных специалистов самых разных областей была проделана огромная работа в деле промышленного освоения стандарта МЭК 61850. Практические результаты освоения разных аспектов стандарта МЭК 61850 сильно различаются. В каких-то областях решения в соответствии со стандартом МЭК 61850 утвердились безоговорочно, как например, в области интеграции в АСУ ТП. В других областях сте-

пень практической реализации стандарта близка к нулю как, например, в области инжиниринга. Особенно обращает на себя внимание тот факт, что результаты промышленного внедрения стандарта МЭК 62850 выявили ряд недостатков непосредственно в самом стандарте, что вызвало необходимость его доработки. Это говорит о том, что стандарт МЭК 61850 получил свое дальнейшее развитие, и, учитывая, что далеко не все возможности стандарта освоены на данный момент, можно с уверенностью говорить о том, что степень проникновения стандарта в отечественную энергетику в ближайшие годы будет только увеличиваться. Литература: 1. Бородин О. С., Копылов П. А., Иванов Ю. В., Леснов А. Е., Апросин К. И. Противоаварийная автоматика энергосистем, современные технические решения. Стандарт IEC 61850 и его влияние на функции релейной защиты и противоаварийной автоматики // Энергетик. 2009, № 9. 2. Материалы международной научно-технической конференции CIGRE, 2009, Москва. 3. Аношин А.О., Головин А.В., Максимов Б.К. Исследование функциональной совместимости устройств РЗА по условиям стандарта МЭК 61850 // Релейщик, 2009, № 4. 4. IEC 61850. Part 8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3. 5. IEC 61850. Part 9-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Sampled values over serial unidirectional multidrop point to point link. 6. IEC 61850. Part 6: Configuration description language for communication in electrical substations related to IEDs. 7. http://news.iec61850.ru/


«Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике»


ПРАКТИКА

В помощь эксплуатации

Автор: Зайцев Б.С.,

СНЯТИЕ ВЕКТОРнЫХ ДИАГРАММ – ОСНОВНОЕ НАЗНАЧЕНИЕ ПРИБОРОВ ВАФ

ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары.

Аннотация: в статье рассматриваются основные требования, предъявляемые специалистами служб РЗиА к современным вольтамперфазометрам (ВАФ) при измерении параметров электрической цепи, в частности, при определении порядка следования фаз и снятия векторных диаграмм. Показано, каким образом данные требования были реализованы в приборе РЕТОМЕТР-М2 производства НПП «Динамика». Ключевые слова: РЕТОМЕТР, ВАФ, фазометр.

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.

Рис. 1. Прибор РЕТОМЕТР-М2

62

02 / Июнь 2012

Внедряя в производство новейшие технологии и современные технические решения, научнопроизводственное предприятие «Динамика» разработало и выпускает трехфазный высокоточный вольтамперфазометр РЕТОМЕТР-М2, в котором учтены все особенности проведения измерений в энергетике. При разработке нового вольтамперфазометра РЕТОМЕТР-М2 специалистами НПП «Динамика» был проанализирован опыт эксплуатации ранее выпускаемого прибора РЕТОМЕТР. При этом выяснился любопытный факт: многие специалисты-релейщики до сих пор предпочитают работать с вольтамперфазометрами (ВАФ) предыдущих поколений, хотя имеют в арсенале современные микропроцессорные измерительные приборы с более высокой точностью и чувствительностью. Возможно, они не доверяют полученной информации. Попробуем разобраться в этом вопросе. Приборы типа ВАФ предназначены для получения достоверной информации о параметрах электроэнергии, их основная задача – «правильно» измерить напряжение, ток, фазовый угол и частоту. Что значит «правильно»? Многие производители в выпускаемых приборах для измерения значений напряжения и тока применяют метод прямой дискретизации (так называемый RMS), который позволяет повысить точность и увеличить скорость измерения

переменного тока для сигналов, лежащих в пределах полосы пропускания. А вот с измерением угла сдвига фазы, основной функцией ВАФ, все не так однозначно. Релейщики используют ВАФ для определения порядка следования фаз и снятия векторных диаграмм. Эти данные необходимы для проверки правильности выполнения схем: •  дифференциальных токовых защит (измерение векторов тока); •  дистанционных защит, счетчиков электроэнергии, ваттметров и др. (измерение векторов фазных токов и напряжений); •  реле мощности в токовых направленных защитах нулевой последовательности (измерение векторов тока 3I0 и напряжения 3U0); •  автоматических систем синхронизации, регуляторов напряжения и т.д. (измерение векторов напряжений). Ранее для этих целей использовались фазометры Д578 и ВАФ-85М. Сегодня релейщики попрежнему доверяют информации, полученной с помощью этих фазометров. Одна из причин в том, что эти приборы выполнены по принципу электродинамического логометра и предназначены для определения угла сдвига фаз между основными гармоническими составляющими тока и напряжения в однофазных цепях переменного тока частоты 50 Гц. Многие современные приборы типа ВАФ, в том числе и РЕТОМЕТР, измеряют фазовый угол в широкой полосе частот. На наш взгляд, этот факт и может расцениваться специалистами как самый большой «минус» этих приборов. Но так ли это? В энергетике принято считать, что форма сигналов тока и напряжения – синусоидальная, поэтому при использовании любого метода измерения угла результат должен быть один и тот же, но на практике это не совсем так. Наличие высших гармоник может достаточно сильно исказить форму сигнала, что влияет на величину фазового угла. Разница между ис-


ПРАКТИКА

В помощь эксплуатации

ходным сигналом и сигналом основной частоты может быть достаточно существенна. Например, наличие третьей гармоники, которая составляет 10% от величины основного сигнала и сдвинута относительно него на 120 градусов, дает смещение точки перехода через ноль более чем на 5 градусов (см. рис. 2), при этом вектора всех трех фаз смещаются в одну сторону. Таким образом, векторная диаграмма, которая снимается по исходному сигналу, оказывается недостоверной: во-первых, она сдвинута относительно основной частоты, а во-вторых, углы между векторами не равны 120 градусам. Кроме того, когда уровень высших гармоник сопоставим или преобладает над уровнем основного сигнала, измерение угла становится невозможным – слишком много переходов через ноль.

Рис. 2. Фазовый сдвиг между сигналом и его основной гармоникой

Для примера рассмотрим тяговую подстанцию железной дороги, где электропоезд является основным, а часто и единственным потребителем электроэнергии. Попытка снять векторную диаграмму при его движении обычно обречена на провал из-за огромной несимметрии нагрузки и наличия высших гармоник в тяговом токе и в устройствах компенсации реактивной мощности. Количество переходов сигнала через ноль резко возрастает, а его полупериоды имеют разную длительность. На генерирующих предприятиях также существуют определенные проблемы при снятии векторных диаграмм на трансформаторах собственных нужд, где из-за сильного влияния несимметрии тока в силовых трансформаторах третья гармоника может быть достаточной большой. Специалистами НПП «Динамика» был учтен этот факт при разработке нового прибора РЕТОМЕТР-М2, в котором изме-

нилась концепция работы фазометра, – теперь он работает только на частоте 50 Гц и измеряет угол сдвига фаз между основными гармоническими составляющими тока и напряжения. В аппаратной части реализован метод прямой дискретизации входного сигнала. Цифровой фильтр на 50 Гц выделяет из входных выборок первую гармонику. Далее, в соответствии с внутренней системой координат, проводится разложение на ортогональные составляющие, вычисляются вектора и находится угловая разница между опорным и измеряемым векторами. Таким образом, РЕТОМЕТР-М2 выполняет измерения аналогично Д578 или ВАФ85М и показывает истинную векторную диаграмму как при синусоидальном, так и при искаженном сигнале, поскольку в обоих случаях исключается влияние высших гармоник. Кроме этого в приборе повышена точность измерения угла и расширен диапазон его измерения как по току, так и по напряжению. На практике это означает, что при измерении тока или напряжения можно измерить и фазовый угол. Базовая точность фазометра достигла 0,5 электрических градусов, а при наихудших условиях и малых уровнях сигналов абсолютная погрешность не превышает четырех электрических градусов, и это с учетом погрешности токовых клещей, составляющей львиную долю в погрешности измерения угла по току. Решая задачу повышения точности измерения угла, были улучшены и другие параметры: диапазон по току расширился от миллиампер до 40 А с базовой точностью 1%, диапазон по напряжению – до 750 В с базовой точностью 0,5%. В области малых токов абсолютная погрешность не превышает ±3 мА, а абсолютная погрешность измерения промышленной частоты составляет не более ±0,01 Гц. При проведении измерений с помощью любого однофазного прибора существует еще одна проблема – одновременное измерение всех векторов. Энергосистема ведет себя как живой организм, в ней постоянно происходят изменения параметров, и при последовательно проводимых измерениях появляются и накапливаются погрешности, связанные с этими изменениями. Для решения этой

научно‑практическое издание

задачи в РЕТОМЕТР-М2 были созданы одновременно работающие три канала тока и три канала напряжения, при этом специальная кнопка «Hold» позволяет «заморозить» показания на индикаторе для их дальнейшего анализа. Все это позволяет быстро и с минимальными временными погрешностями представить параметры векторов тока и напряжения, в том числе прямую, обратную и нулевую составляющие трехфазного тока и напряжения, а также трехфазный коэффициент мощности.

Вместе с тем в приборе была сохранена возможность работы в двухканальном режиме, т.е. одновременно измерять ток и напряжение, два напряжения или два тока. Это позволяет получить информацию об активной, реактивной и полной мощности, о косинусе и тангенсе угла, данные о коэффициенте трансформации, линейном напряжении, комплексные параметры сопротивления нагрузки, выполнить измерение постоянного напряжения и т.д. Специалисты НПП «Динамика» надеются, что все эти возможности будут востребованы при выполнении пусконаладочных и проверочных работ, и РЕТОМЕТР-М2 станет незаменимым помощником для специалистов служб релейной защиты и автоматики энергопредприятий, службы главного энергетика промышленных предприятий и многих других специалистов, занятых эксплуатацией электроустановок. 63


ПРАКТИКА

Обмен опытом

Автор: Михайлов И.Б.

РАС, два, три…

ООО «АйТи Сервис», г. Екатеринбург, Россия.

«…время РАСбрасывать камни, и время собирать камни…» Ветхий завет. Екклессиаст,3.

Аннотация: вступительная статья к разговору о современном состоянии регистраторов аварийных событий (РАС) – своеобразное предисловие к основным темам для обсуждения: процесс регистрации, форматы записанных данных, получение новой информации. В эпиграф вынесено основное направление обсуждения – обобщить данные, «разбросанные» по разным РАС, с целью их дальнейшей обработки, хранения и анализа. Ключевые слова: регистрация аварийных событий, РАС, стандарт COMTRADE.

Михайлов Игорь Борисович В 1977 г. окончил Уральский электромеханический институт инженеров транспорта (УЭМИИТ), специальность «Автоматика, телемеханика и связь». С 1981 г. работал в наладочной организации при Мехколонне №169, где занимался наладкой ВЧ-каналов связи и телемеханики на ПС. В 1992 г. перешел в ООО «Свей» и занимался разработкой РАС «АУРА». С 2007 г. по настоящее время – заместитель технического директора ООО «АйТи Сервис».

64

02 / Июнь 2012

Достижения в области микропроцессорной (МП) техники позволили достаточно быстро вытеснить с рынка регистраторов аварийных событий (РАС) использовавшиеся ранее светолучевые осциллографы. Аналоговый сигнал с помощью АЦП был переведен в цифровой поток выборок, к которым добавились биты (байты) состояния дискретных сигналов. В конечном итоге все записанные события представляются в виде файлов. Над созданием цифровых РАС в России работали несколько компаний одновременно (НПП «БРЕСЛЕР», НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», ПАРМА, СВЕЙ, ГОСАН, НПП «ЭКРА» и др.), и все они устанавливали свое оборудование в различных регионах. Несмотря на общий подход к регистрации, каждая компания реализовывала свой собственный «внутренний» формат хранения записанных данных и, соответственно, представляла свою программу расшифровки (просмотра) записей. Первоначально цифровые РАС просто заменяли устаревшие, ненадежно работающие светолучевые осциллографы. Вся обработка (расшифровка) записей производилась на местах релейным персоналом. Если в светолучевом осциллографе полученную осциллограмму в виде фотографии проблематично было оперативно «передать» на вышестоящий уровень (разве что факсом), то записанные файлы с помощью модемов можно было передавать даже в автоматическом режиме. Правда и здесь были свои ограничения на объем передаваемой информации, которые частично сглаживались минимально необходимой частотой выборки, числом каналов, временем записи и общим числом одновременно хранящихся в РАС файлов. Наличие оцифрованных файлов давало возможность организовать их хранение и копирование, а появление приборов диагностики РЕТОМ, OMICRON дали возможность использовать записанные аварийные файлы в качестве тестового материала для проверки. И встал вопрос о том, чтобы формализовать полученные данные для обмена сначала с приборами диагностики, а потом и для обобщенного анализа. В 1991

году появился стандарт COMTRADE IEEE Std C37.111-1991, пересмотренный впоследствии в IEEE Std C37.111-1999. Редакция 1999 года была принята МЭК в 2001 году как IEC 60255-24. В дальнейшем был принят еще один стандарт IEEE Std. C37.232-2007, описывающий правила наименования файлов записей процессов. Переход от электромеханических устройств РЗА к МП РЗА потребовал оцифровки аналоговых сигналов для решения логических задач защиты. Это позволило перевести функции отдельного РАС в дополнительную (как правило, не основную) функцию МП устройств РЗА. Кризис 2008 года внес свои коррективы в развитие РАС: Приказ №20 от 27.01.2009 «Об оптимизации затрат по инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» на 2009-2011 гг.» гласил: «…2.3. Исключить применение автономных РАС и использовать функции в терминалах РЗА, интегрируемых в АСУ ТП ПС. 2.4. Исключить применение автономных ОМП и использовать функции ОМП в терминалах РЗА, интегрируемых в АСУ ТП ПС». А в Приказе №782 от 08.10.2010 года «Об отмене приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 27.01.2009» было записано: «…2. Кураторам договоров запретить внесение изменений в основные технические решения, принятые во исполнение приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 27.01.2009 №20, если указанные изменения повлекут увеличение стоимости проектно-изыскательских работ, оборудования, строительно-монтажных работ, пусконаладочных работ, а также увеличение сроков исполнения работ по реализации проектов по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению электросетевых объектов». Регистраторов аварийных событий не стало меньше, просто функции РАС «растеклись» по различным МП устройствам: защиты, ОМП (ИМФ-3), автоматики (МКПА) и даже ВЧ-оборудованию (ПВЗУ-Е).


ПРАКТИКА

Обмен опытом

На практике столкнулся еще с одной задачей. Практически все МП защиты не имеют достаточного количества выдаваемых внешних дискретных сигналов логики работы самой защиты. Разработчики ссылаются на то, что работа логики фиксируется внутренним регистратором и это экономит дополнительные выходы МП устройства, удешевляя его и убирая несущественные связи. Поскольку часто реконструкция подстанций и замена оборудования идут поэтапно, то в результате замены, дискретные сигналы, которые заводились раньше на внешний РАС, теперь регистрируются в самой защите, а РАС фиксирует только токовые цепи и цепи напряжения, а также сигналы с оставшихся устройств. Таким образом, при разборе «полетов» может потребоваться одновременный просмотр аварийных файлов с самого РАС и файла, записанного защитой. Чаще всего это будут файлы разной длины (по времени), т.к. терминалы защит из экономии ресурсов пишут ограниченные по времени фай-

Автор: Дорохин Е.Г., главный специалист СРЗА Кубанского РДУ, г. Краснодар, Россия.

Дорохин Евгений Георгиевич Дата рождения: 19.09.1951 г. Окончил в 1975 году электроэнергетический факультет, специальность «Автоматизация производства и распределения электрической энергии» Харьковского политехнического институт а. Главный специалист службы релейной защиты Кубанского РДУ.

лы и ограниченное число файлов. Возможно, это будут файлы с разной частотой выборки. Программ для одновременного просмотра (совмещения) такого набора файлов я пока не встречал. В стандарте МЭК 61850 функции регистрации не оставлены без внимания. Их выполняют соответствующие логические узлы, а сами файлы хранятся в формате COMTRADE. Вывод Все вышеперечисленное, а также появление на объектах МП устройств РЗА зарубежных производителей усиливает требование к единому формату. Общее увеличение числа устройств с функцией РАС предъявляет дополнительные требования к упорядочиванию (систематизации) хранения файлов архивов аварий и автоматизации обработки получаемой и хранимой информации.

Анализ аварийных осциллограмм. Проблемы программного обеспечения Тема, обозначенная И.Б. Михайловым, актуальна для энергосистемы Кубани, пожалуй, как ни для какой другой. Чуть больше десяти лет от появления у нас первых микропроцессорных регистраторов аварийных событий, а первым МП УРЗА и того меньше. Только в основной сети напряжением 110 кВ и выше уже или будут введены в ближайшие дни более 1200 терминалов микропроцессорных УРЗА, не считая независимых регистраторов аварийных событий, средств ОМП и прочих устройств, поддерживающих функцию РАС. На сегодня мы имеем микропроцессорные устройства РЗА и регистраторы аварийных событий 10–15 отечественных и зарубежных производителей, известных и малоизвестных. Зачастую дело доходит до абсурда. Так, например, о существовании аппаратуры Beckwith Electric мы узнали только после получения рабочего проекта с требованием немедленной выдачи уставок. Большинство отечественных производителей РЗА предпочитают оригинальные форматы сохранения файлов аварийных осциллограмм с возможностью конвертации в формат СOMTRADE. Зарубежные производители чаще используют этот формат в качестве основного. И большинство производителей РЗА предлагает свое узкоспециализированное или более-менее универсальное программное обеспечение, в том числе для просмотра осциллограмм. Не секрет, что большинство аварийных отключений происходит на начальной стадии эксплуатации и научно‑практическое издание

требует немедленного анализа. Поступление же лицензионного программного обеспечения далеко не всегда опережает ввод новой аппаратуры. В настоящее время потребности Кубанского РДУ в программном обеспечении для существующих в системе МП УРЗА практически закрыты. Но нет гарантий, что завтра не появятся другие устройства и не придется в пожарном порядке искать необходимое ПО. К тому же каждое программное обеспечение требует определенной степени подготовки, причем не отдельного специалиста, а всех работников службы, привлекаемых к «мозговому штурму» при разборе особо сложных технологических нарушений, да и время от времени приходится разбираться с осциллограммами на удаленных компьютерах. Количество же инсталляций достаточно дорогого программного обеспечения ограничено. Во многих случаях единственным выходом остается использование универсального формата СOMTRADE и поиск универсального средства просмотра, позволяющего работать с осциллограммами всех возможных производителей или, по крайней мере, большинством из них. В настоящее время в нашей службе ведется анализ: какие из имеющихся у нас лицензионных или свободно распространяемых программ могут использоваться для решения задачи. Об этом – в следующем номере журнала. Приглашаем к обсуждению заинтересованных специалистов. 65


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

Авторы: к.т.н. Горелик Т.Г., ОАО «НИИПТ», Дроздова Т.В.,

Цифровая подстанция. Стратегия реализации

ООО «Энергопромавтоматизация», г. Санкт-Петербург, Россия.

Аннотация: тема реализации Цифровой подстанции на территории Российской Федерации является наиболее актуальной для энергетического сообщества, но, как и для любой новой технологии, перед ее полномасштабным внедрением необходимо решить ряд стратегических вопросов.

Ключевые слова: Цифровая подстанция, гармонизация стандарта МЭК 61850, САПР нового поколения.

Горелик Татьяна Григорьевна Дата рождения: 24.03.1964 г. В 1987 году окончила Ленинградский политехнический институт им. М.И. Калинина, кафедру «Электрические сети и системы». В 2000 г. защитила кандидатскую диссертацию по теме: «Повышение достоверности информации в автоматизированных системах управления подстанциями постоянного и переменного тока». Заведующая отделом автоматизированных систем управления ОАО «НИИПТ».

66

02 / Июнь 2012

Цифровая подстанция (ЦПС) – инновационная технология развития систем автоматизации и управления в российской энергетике. Практически все ведущие разработчики автоматизированных систем управления, релейной защиты, противоаварийной автоматики, измерительного трансформаторного оборудования предлагают сегодня свои решения в области ЦПС, создают новые устройства, программное обеспечение и т.д. В программу многих отраслевых электроэнергетических конференций, семинаров и выставок входит круглый стол или семинар, посвященный вопросам реализации ЦПС в России. На выставках представлены стенды с новейшими разработками, прототипами ЦПС. В каждом уважающем себя отраслевом энергетическом журнале или газете обязательно публикуются статьи по соответствующей тематике. Наша компания также предлагает свое решение по реализации ЦПС (статья в журнале «Релейная защита и автоматизация» № 1 (06) март 2012). Выступления, публикации, а также и появляющиеся в кратчайшие сроки новые разработки микропроцессорных устройств, безусловно, являются показателем качественного развития современной России, когда энергетическое сообщество немедленно откликается на новые тенденции, начинается активное развитие инновационных технологий. Но в то же время технология «Цифровая подстанция» так и не перешла в стадию промышленной реализации, что указывает на ряд существующих проблем. Самой очевидной проблемой являются риски, в первую очередь для эксплуатирующих компаний, возникающие при внедрении любых новых технологий. Также существует ряд стратегических вопросов, которые зачастую не обсуждаются среди производителей оборудования и энергетических компаний, без решения которых невозможно производить и внедрять инновационное оборудование в промышленном масштабе, а именно: • необходимость создания общеотраслевой нормативно-технической базы по разработке, проектированию и эксплуатации оборудования Цифровой под-

станции, в том числе полный перевод стандарта МЭК 61850 на русский язык и его гармонизация среди российских стандартов; • необходимость разработки специализированного инструментария и обучения проектных организаций проектированию ЦПС; • решение вопросов метрологической аттестации систем автоматизации, в том числе и систем АИИСКУЭ, с поддержкой МЭК 61850-9-2; • определение стратегических путей развития систем защиты и автоматизации, в том числе определение оптимальной структуры Цифровой подстанции в целом и структуры построения отдельных систем; • накопление статистики и анализ надежности оборудования Цифровой подстанции. Что касается первого вопроса – он является наиболее актуальным в настоящее время. Большинство производителей оборудования уже сейчас предлагают свои решения по реализации Цифровой подстанции. Однако каждый производитель идет своим собственным путем, у каждого свое видение построения ЦПС, зачастую отсутствие нормативной базы и гибкость стандарта МЭК 61850 обуславливает появление на рынке устройств, плохо информационно структурированных, имеющих большие проблемы в реализации протоколов обмена информацией МЭК 61850-8-1, МЭК 61850-9-2. Именно так сейчас закладываются проблемы, выявить которые можно будет только практическим путем при взаимодействии оборудования одного производителя с другим. Поведение производителей вполне понятно, учитывая количество конкурентов, желающих быть лидерами в сфере внедрения Цифровых подстанций в России. Но результатом подобного развития событий могут стать серьезные проблемы интеграции оборудования в реальных условиях на объекте электроэнергетики вплоть до полной информационной несовместимости компонентов ЦПС различных фирм и, как итог, экономическая и техническая нецелесообразность внедрения новых технологий. Решением этой проблемы должно стать создание общеотраслевой нормативно-технической до-


ПРАКТИКА

Дроздова Татьяна Валерьевна Окончила Балтийский государственный технический университет «Военмех» им. Устинова по специальности «Менеджер», специализация «Международный и промышленный менеджмент». Также имеет второе высшее образование Санкт-Петербургского государственного политехнического университета по специальности «Инженерэлектрик», специализация «Электроэнергетические системы и сети». Директор московского представительства ООО «Энергопромавтоматизация».

Цифровая подстанция кументации. Представителям ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «РусГидро», ОАО «Холдинг МРСК», при участии компаний-разработчиков оборудования, научно-исследовательских и проектных организаций, необходимо совместно обсудить и разработать нормативную базу, в которой будет четко прописан регламент по разработке, проектированию и эксплуатации оборудования ЦПС. Данный документ определит требования к работе производителей оборудования, системных интеграторов, проектных институтов и эксплуатирующих компаний, позволит избежать множества серьезных ошибок, а также ускорит процесс внедрения инновационных технологий на территории Российской Федерации. Не менее важной задачей в рамках создания единой нормативной базы является полный перевод стандарта МЭК 61850 на русский язык и его дальнейшее утверждение в качестве ГОСТ. Россия является одним из активных членов Международной Электротехнической Комиссии, но далеко не все стандарты МЭК переведены на русский язык. Органом, представляющим интересы России в МЭК, является Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии. На данный момент полностью переведено лишь несколько глав стандарта МЭК, поэтому существует острая необходимость перевести стандарт целиком и вменить его как ГОСТ, что является далеко не простой задачей, поскольку стандарт содержит большое количество не только энергетической, но и IT-терминологии, и, несомненно, потребуется широкое обсуждение переводов стандарта МЭК 61850 научной и технической общественностью. Что касается вопроса проектирования ЦПС, ему сегодня, на наш взгляд, уделяется гораздо меньше внимания, чем процессу внедрения. Но любая система может быть поставлена на объект и запущена в эксплуатацию только на основании рабочей документации. А при создании проекта подстанции нового типа практически невозможно обойтись традиционными способами проектирования, необходимо создавать новую САПР и обучать работе с ней проектные организации. В стандарте МЭК 61850 несколько глав посвящено вопросу формализации процесса проектирования ЦПС, однако до сих пор реализованы лишь единичные разработки, направленные на внедрение решений отдельных вендеров, что полностью лишает Цифровую подстанцию одного из основных ее преимуществ – полной информационной совместимости различного оборудования. Компания «ЭнергопромАвтоматизация» создала инновационный инструментарий для автоматизированного проектирования и конфигуринаучно‑практическое издание

рования подстанции нового типа (ЦПС) – SCADA Studio. Эта САПР базируется на открытых стандартах МЭК 61850-6 SCL, МЭК 61970 CIM, МЭК 61131. Преимуществом системы проектирования Цифровой подстанции по сравнению с традиционными САПР является возможность настройки систем автоматизации любого производителя непосредственно по результатам проектирования с минимальным количеством ручной работы. Другим преимуществом является возможность выполнять тестирование автоматизированной системы с различным уровнем детализации на разных этапах проектирования. Использование открытых международных стандартов повышает совместимость между программным обеспечением различных поставщиков оборудования и системой автоматизации проектирования. На сегодняшний день наша компания проводит регулярные тренинги для проектных компаний, посвященные проектированию ЦПС по новым технологиям. К сожалению, до сих пор остается практически не решенным вопрос, связанный с метрологической аттестацией «цифровых» измерительных каналов и цифровых устройств (трансформаторов тока, напряжения, счетчиков АИИСКУЭ и т.д.). Если в ближайшее время эти вопросы не будут решены, то решения по ЦПС так и не смогут выйти за рамки пилотных проектов. Представляется необходимым более активно привлекать для участия в обсуждениях представителей метрологических служб, активно проанализировать мировой опыт. Что касается последних двух вопросов – энергетическому сообществу необходимо проводить не просто семинары с выступлениями докладчиков, а в обязательном порядке устраивать встречи, форумы, на которых должны присутствовать разработчики, проектные и научно-исследовательские институты и эксплуатирующие организации. В результате этих круглых столов должны появляться протоколы, приказы и другие документы, направленные на получение практических результатов от новых технологий. Энергетические компании должны финансировать НИОКР, связанные с обобщением опыта эксплуатации, с оценкой надежности различных вариантов построения ЦПС, с мониторингом современного международного уровня развития технологии. При внедрении новых технологий всегда возникают дискуссии об их преимуществах и недостатках. Чтобы свести к минимуму возможные риски – принципы и пути дальнейшего развития технологии «Цифровая подстанция» в России должны быть прозрачны и доступны для широкого обсуждения энергетической общественностью. 67


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

Автор: Орлов Л.Л.,

ОПТИМИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ И ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЦИФРОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ

ЗАО «РТСофт», г. Москва, Россия.

Аннотация: в статье рассмотрены вопросы экономической эффективности внедрения цифровых подстанций (ЦПС). В качестве основного индикатора стоимости создания и владения ЦПС принято общее количество интеллектуальных (функциональных и полевых) устройств в системе. Предложены варианты оптимизации архитектуры ЦПС за счет укрупнения, централизации и функциональной интеграции интеллектуальных устройств в соответствии со стандартом МЭК 61850. Отмечена экономическая эффективность «цифровизации» коммутационных аппаратов с установкой полевого УСО. Ключевые слова: цифровая подстанция, шина процесса, МЭК 61850, оптимизация архитектуры, экономическая эффективность.

Орлов Леонид Леонидович Дата рождения: 03.10.1976 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2000 г. по специальности «Программное обеспечение вычислительной техники и автоматизированных систем». Директор направления автоматизации подстанций ЗАО «РТСофт».

68

02 / Июнь 2012

Технология «Цифровой подстанции» (ЦПС) не только открывает множество новых перспектив, но и ставит перед Заказчиками и производителями множество вопросов, требующих углубленной проработки. Одним из важнейших вопросов является анализ технико-экономических характеристик, как в сравнении ЦПС с традиционными решениями, так и сравнительный анализ различных вариантов архитектуры ЦПС с точки зрения стоимости реализации и дальнейшей эксплуатации. Сегодня технология ЦПС апробируется в рамках пилотных проектов, и применяемые решения отличаются существенно более высокой стоимостью реализации по сравнению с классическими РЗА и АСУ ТП, что обусловлено и высокой стоимостью нового оборудования, и избыточностью предлагаемых архитектур ЦПС. Для серийного внедрения данный подход неприменим, и необходима оптимизация структуры и стоимости реализации цифровых подстанций, тем более что сама технология ЦПС и стандарт МЭК 61850 предоставляют множество возможностей для такой оптимизации. В данном докладе приведен краткий анализ различных вариантов подходов к созданию ЦПС и ее возможных архитектур с точки зрения прогнозируемой стоимости их реализации. В качестве отправной точки для анализа примем ПС с организацией вторичных цепей и систем по традиционному принципу (рис. 1), N – количество присоединений ВН. Рассмотрим кратко основные принципы создания ЦПС и их влияние на стоимость реализации. 1. С точки зрения аппаратной архитектуры: 1.1. Появление дополнительных цифровых (интеллектуальных) устройств, приближенных к силовому оборудованию:

1.1.1. О  бъединительных устройств (MU) в составе измерительных трансформаторов (ЦИТ); 1.1.2. Отдельных объединительных устройств (SAMU), подключаемых к традиционным ТТ, ТН; 1.1.3. Интеллектуальных полевых контроллеров или УСО для коммутационных аппаратов (IO); 1.2. С  окращение объема контрольных кабелей (вплоть до полного отказа от них) и связанных с этим затрат на СМР и ПНР; 1.3. Увеличение объема цифровых связей и потребности в активном сетевом оборудовании для организации технологической ЛВС (шины процесса); 1.4. Возможность отказа от модулей УСО и измерений в интеллектуальных устройствах (IED) РЗА и АСУ ТП. Относительно влияния аппаратной архитектуры ЦПС на стоимость реализации можно отметить следующее: 1) Зачастую основное внимание уделяется именно «цифровизации» измерений (п. 1.1.1-1.1.2), несмотря на довольно высокую стоимость ее реализации, в то время как «цифровизация» коммутационных аппаратов уже сейчас реализуема с использованием серийно выпускаемого, аттестованного и многократно внедренного оборудования, дает существенный экономический эффект и обеспечивает сокращение потребности в кабельной продукции на 30-40%. 2) Увеличение общего количества интеллектуальных устройств на ПС неизбежно приводит к росту затрат на данные устройства. 3) Сокращение потребности в кабельной продукции (п. 1.2) само по себе дает ощутимую экономическую выгоду, но данный эффект нивелируется увеличением затрат на цифровые связи (п. 1.3). 4) Затраты на цифровые связи прямо пропорциональны количеству цифровых устройств в системе. 5) Возможность отказа от модулей УСО и измерений в IED (п. 1.4) существует, но ее использование не в интересах производителей данных устройств, поэтому данному вопросу не уделяется особое внимание.


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

Общее количество цифровых устройств (полевых устройств и IED) в составе вторичных систем можно использовать в качестве основного индикатора для оценки стоимости создания и последующей эксплуатации цифровых подстанций. В большинстве предлагаемых на сегодня решений цифровые устройства четко разделены на две группы: полевые (УСО, MU) и функциональные (IED). Сегодня разработчики IED (оборудования РЗА, АСУ ТП, измерений и учета) идут, как правило, по пути наименьшего сопротивления, добавляя новые порты, интерфейсы и протоколы шины процесса к существующим устройствам. Данную архитектуру можно условно назвать канонической, поскольку она предлагается большинством производителей (рис. 2). В результате применения такого подхода получаются системы, в которых количество интеллектуальных устройств почти в 2 раза больше, чем на традиционных ПС. Возникает резонный вопрос: стоит ли считать данную архитектуру оптимальной и принимать ее в качестве типовой для промышленного внедрения? На наш взгляд, предложенная архитектура несомненно требует пересмотра, уточнения и оптимизации. При анализе возможностей оптимизации архитектуры и стоимости ЦПС необходимо обратить внимание на тот факт, что цифровая ПС в ее полном развитии – это не только добавление шины процесса к уже существующим системам защиты, управления, измерений, но и возможность пересмотра и совершенствования функциональности этих систем и их элементов. Основной «дви-

гатель прогресса» – это наличие на уровне IED цифровых устройств с мощным процессором и минимальным количеством модулей ввода-вывода, которое дает возможность реализации более компактных и многофункциональных устройств. Рассмотрим основные принципы создания ЦПС с точки зрения усовершенствования функциональной архитектуры и возможность их применения для оптимизации состава и стоимости систем. 2. Варианты оптимизации ЦПС с точки зрения функциональной архитектуры: 2.1. Укрупнение и централизация IED (реализация в одном устройстве определенного набора функций применительно к нескольким присоединениям или РУ одного класса напряжения) становится возможным в очень широких пределах, в первую очередь для функций измерений и управления. 2.2. Функциональная интеграция IED (сочетание в одном устройстве множества функций применительно к одному присоединению) становится возможной в более широких пределах, чем это принято для классических ПС. При этом требуется пересмотр действующих НТД, в первую очередь в области систем РЗА и учета электроэнергии. 2.3. Функциональная интеграция между IED и полевыми устройствами (реализация в полевом устройстве части функций измерения, управления или даже защит, стандартно реализуемых в IED) – также может представлять интерес при использовании достаточно производительных, интеллектуальных и гибко кон-

фигурируемых устройств на полевом уровне. Возможные варианты такой интеграции требуют дополнительной проработки, согласования и корректировки действующих НТД. 2.4. В перспективе возможна полная виртуализация IED с реализацией большинства или всех функций измерения, регистрации, управления, защиты на кластере высокопроизводительных серверов (рис. 3). В результате выполненного анализа и оценки стоимости реализации различных вариантов ЦПС становится очевидно, что оптимизация функциональной архитектуры – основной путь к достижению оптимальных технико-экономических характеристик построения цифровых подстанций, сопоставимых с традиционными решениями и даже превосходящих их. Столь же очевидно, что мы не можем сегодня же перейти к архитектуре будущего, показанной на рис. 3. Остается ответить на вопросы: 1) М  ожно ли оптимизировать архитектуру цифровой подстанции уже сегодня, без коренного пересмотра принципов организации систем РЗА и учета? 2) К  аков будет экономический эффект от этой оптимизации? 3) Какие варианты дальнейшей оптимизации архитектуры могут быть целесообразны в ближайшей перспективе? 4) Какой экономический эффект могут принести эти дальнейшие шаги? Рассмотрим состав основных цифровых устройств (функциональных и полевых) в традиционной и цифровой подстанции. Функциональные устройства (IED):

Рис. 2. «Каноническая» архитектура ЦПС

Рис. 3. Гипотетическая архитектура «будущей» ЦПС

Рис. 1. Классическое РЗА и АСУ ТП для традиционной ПС

научно‑практическое издание

69


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

1) терминал основных защит 2) терминал резервных защит 3) терминал АУВ 4) контроллер присоединения 5) измерительный преобразователь 6) устройство контроля ПКЭ 7) устройство векторных измерений (PMU) 8) регистратор аварийных событий 9) cчетчик электроэнергии В традиционной подстанции возможности оптимизации состава IED ограничены как физически (ввиду необходимости наличия цепей ввода-вывода в составе каждого устройства), так и формально (положениями действующих НТД). Функциональные устройства в указанном составе применяются как на традиционных, так и (предположительно) на цифровых ПС. Кроме того, в составе ЦПС дополнительно появляются интеллектуальные полевые устройства: 1) MU в составе ЦИТ 2) отдельные MU (SAMU) 3) интеллектуальные полевые контроллеры или УСО для коммутационных аппаратов (IO). Основной способ оптимизации стоимости ЦПС – сокращение количества цифровых устройств. Предлагаются к рассмотрению следующие варианты оптимизации: 1) Укрупнение и централизация IED 2) Функциональная интеграция IED 3) Функциональная интеграция между IED и полевыми устройствами 4) Виртуализация IED. В качестве первого шага оптимизации, который не противоречит действую-

Рис. 4. Вариант оптимизации архитектуры ЦПС

70

02 / Июнь 2012

щим НТД в области РЗА и коммерческого учета, предлагается оптимизация устройств АСУ ТП и измерений следующим образом: 1) Укрупнение контроллеров присоединений (переход от традиционной концепции «контроллера присоединения» к «контроллеру группы присоединений») 2) Централизация и функциональная интеграция измерительных устройств, принимающих мгновенные значения из шины процесса по протоколу МЭК 61850-9-2 (использование специализированного высокопроизводительного многофункционального «сервера измерений» вместо отдельных измерительных устройств или модулей в составе контроллеров). Предлагаемый вариант оптимизации архитектуры ЦПС показан на рис. 4. Данное техническое решение реализуется компанией «РТСофт» и предлагается к применению в рамках пилотных проектов по созданию цифровых подстанций. Контроллер группы присоединений и полевое УСО реализованы на унифицированной платформе SMART-SPRECON с использованием оборудования серийно выпускаемого, сертифицированного и аттестованного в ОАО «ФСК ЕЭС» и уже внедренного более чем на 100 объектах российской энергетики. Сервер измерений реализуется на базе аппаратного и программного обеспечения собственной разработки «РТСофт» с использованием опыта и наработок компании в области измерительных систем и систем сбора и передачи информации. На текущий момент реализован прототип сервера измерений с базовой функциональностью. Данный вариант реализации уже обеспечит сокращение количества цифровых устройств в ЦПС на 15-20% и сокращение стоимости нижнего уровня АСУ ТП цифровой ПС на 20-30%. Но не стоит останавливаться на достигнутом. В целях дальнейшей оптимизации архитектуры ЦПС и постепенного перехода к архитектуре «ЦПС будущего» предлагаем к рассмотрению и обсуждению экспертным сообществом несколько других, возможно, более радикальных вариантов функциональной интеграции IED и полевых устройств: 1) Совмещение функций резервных защит и АУВ 2) Централизация функций резервных защит

и/или АУВ на несколько присоединений 3) Реализация функций контроля ПКЭ и/ или векторных измерений (PMU) в составе SAMU 4) С  овмещение функций полевого IO и SAMU 5) Реализация функций резервных защит и/ или АУВ в полевом устройстве. Данные предложения не вполне соответствуют «канону» ЦПС и действующим НТД в области систем РЗА, но, на наш взгляд, заслуживают внимания и обсуждения. Выводы и заключения 1) Основной фактор, влияющий на стоимость реализации цифровой ПС – общее количество цифровых устройств в системе. 2) Ц  ифровая подстанция «канонической» архитектуры отличается существенно большим количеством цифровых устройств по сравнению с традиционной технологией и, соответственно, более высокой стоимостью реализации и эксплуатации. 3) Для перехода к серийному внедрению цифровых ПС необходима оптимизация их архитектуры и стоимости. Высокая производительность современных микропроцессорных устройств делает технически возможным сокращение их общего количества без потери функциональности. 4) Основные варианты оптимизации архитектуры ЦПС: a. У  крупнение и централизация IED b. Ф  ункциональная интеграция IED c. Функциональная интеграция между IED и полевыми устройствами d. Виртуализация IED. 5) Н  екоторые из указанных вариантов оптимизации реализованы в настоящее время и уже сегодня могут обеспечить существенный экономический эффект. Наиболее эффективны следующие мероприятия: a. Переход от традиционной концепции «контроллера присоединения» к «контроллеру группы присоединений». b. Использование специализированных «серверов измерений» для приема и обработки потоков данных МЭК 61850-9-2. 6) Некоторые варианты оптимизации представляют большой интерес и в перспективе могут принести еще больший экономический эффект, но требуют детальной проработки и согласования.


НАУКА

Цифровая подстанция

научно‑практическое издание

71


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

Авторы: Сюй Лэй, Дун Сюэпэн,

Опыт внедрения цифровых подстанций в Китае

NR Electric Co.,LTD, Китай.

Аннотация: Цифровая подстанция (ЦПС) чрезвычайно важна для создания интеллектуальной сети. Благодаря выполнению большого числа экспериментальных (пилотных) проектов строительства ЦПС, накоплен богатый опыт эксплуатации в Китае. Строительство ЦПС постепенно вступает в стадию быстрого развития. В настоящей статье кратко обобщается состояние и процесс дальнейшего развития технологий ЦПС в Китае, описан ход развития ЦПС. Анализируется существующее состояние исследования и применения ключевых технологий ЦПС в Китае. Ключевые слова: ЦПС, IEC 61850, цифровой измерительный трансформатор, интеллектуальный терминал, объединяющее устройство. Введение В связи с быстрым развитием электронной базы компьютерных и сетевых технологий, средств коммуникаций, интеллектуальные электронные устройства (IED) электроэнергетической системы характеризуются небольшими размерами, высоким уровнем цифровизации и малым энергопотреблением. В то же время развитие фотоэлектрической технологии позволило перейти с передачи данных традиционными аналоговыми сигналами на передачу цифровым сигналом. Эти технологии и особенности побудили создать ЦПС, которая разработана на основе стандарта IEC-61850, а также охватывает современные технические условия и стандарты по проектированию, управлению проектами, коммуникационным механизмом. Эти стандарты способствуют значительному повышению интеллектуальности первичного оборудования, сетизации вторичного оборудования и совместимости устройств, упрощают электрические соединения и повышают степень автоматизации ПС. По сравнению с традиционными ПС, ЦПС имеет: компактную структуру, высокую степень интеграции системы, общий обмен информацией, высокую безопасность и надежность и другие характеристики, при этом представляя собой энергосберегающую и экологичную ПС. Приложения на основе IEC 61850 осуществляют единое моделирование и обмен информацией между первичным и вторичным оборудованием. Интегрированная информационная платформа обеспечивает экономичную эксплуатацию, интеллек72

02 / Июнь 2012

туальное принятие решений, оптимальное управление и другие современные возможности. Применение ЦПС может увеличить производительность, повысить уровень управляемости электрической сети, снизить эксплуатационные расходы. Процесс развития цифровых подстанций в Китае В Китае еще в 2003 году началась исследовательская работа по созданию ЦПС. С 2005 года под руководством центра оперативно-диспетчерского управления Китайской государственной сетевой компании производители провели порядка 6-ти испытаний на взаимодействие оборудования по протоколу IEC 61850. Испытания содействовали разработке отечественных IEC 61850-продуктов и сыграли важную роль в распространении IEC 61850 в Китае. Как результат внедрения этих достижений, технология ЦПС быстро развивается в Китае. Исторически процесс развития интеллектуальной ЦПС в Китае прошел три этапа: На первом этапе уровень станции разрабатывался в соответствии со стандартом IEC 61850 (MMS-сети) следующим образом: соединение между уровнем ячейки и уровнем процесса по-прежнему выполнялся с помощью медных кабелей (см. рис. 1). Такая ПС представляет собой модель ранней стадии развития ЦПС. Из-за отсутствия цифровизации уровня процесса такая структура не является, строго говоря, полноценной ЦПС. На втором этапе уровень станции разрабатывался также в соответствии со стандартом IEC 61850 (MMS-сети) несколько иным способом: аналоговые сигналы


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

Базовый сервер

Базовый сервер

Уровень станции

АРМ2

АРМ1

АРМ2

АРМ1

Сеть станции IEC61850 Сеть станции IEC61850

РЗА РЗА

РЗА

РЗА

РЗА

РЗА

Другие IED

РЗА

РЗА

Другие IED

Медные кабели

Уровень ячейки Медные кабели

Сеть GOOSE

Сеть GOOSE Уровень процесса

Интеллектуальный терминал Медные кабели

Рис. 1. Схема структуры цифровой подстанции первого этапа

передавались через медные кабели, предназначенные для соединения традиционных измерительных трансформаторов и устройств уровня ячейки. Интеллектуальные терминалы управления ячейкой обеспечивают интеллектуализацию управления коммутационными аппаратами, причем передача сигналов положения и управления осуществляется путем GOOSEсообщений. Такая ПС выполняет цифровую передачу дискретных сигналов, но передача выборочных значений традиционным кабельным

Уровень станции

АРМ2

АРМ1

Шина станции

Уровень ячейки Шина процесса Объединяющее устройство(MU)

Уровень процесса Цифровые ТТ/ТН

GOOSE SMV PTP Интеллектуаль ный терминал

Медные кабели

Рис. 3. Схема структуры подстанции третьего этапа

научно‑практическое издание

Медные кабели

Рис. 2. Схема структуры подстанции второго этапа

методом представляет собой особый этап в развитии ЦПС (см. рис. 2). На третьем этапе уровень станции, соответствующий протоколу IEC 61850 (MMS-сеть), стал еще выше: на уровне процесса установлены «цифровой измерительный трансформатор+объединяющее устройство» или «традиционный измерительный трансформатор+ локальное объединяющее устройство», предназначенные для оцифровки выборочных значений электрических величин. Оцифровка первичных коммутационных ап-

Базовый сервер

Интеллектуальный терминал

Объединяющее устройство(MU)

Цифровые ТТ/ТН

Интеллектуаль ный терминал

паратов выполняется интеллектуальным терминалом. Кроме того, данная ПС обеспечивает онлайновый мониторинг и дополнительные функциональные приложения для первичного оборудования. Техника SV и GOOSE осуществляет цифровую передачу информации уровня процесса, онлайновый мониторинг, а дополнительные функциональные приложения предназначаются для дальнейшего повышения уровня интеллекта подстанции. ПС данного этапа является основной моделью построения серии ЦПС в Китае (см. рис. 3). По планам Китайской государственной сетевой компании активно осуществляюся экспериментальные проекты ЦПС и работа по совершенствованию соответствующих стандартов. Ряд стандартов по проектированию, устройствам и испытанию для цифровых подстанций был уже разработан и официально утвержден. В 2011 году были разработаны 36 стандартов, в результате чего была образована система технических стандартов для руководства проектами и строительством ЦПС. По неполным статистическим данным, с 2006 года несколько сотен ЦПС разных уровней «интеллекта» и разных классов напряжения один за другим вводились в эксплуата73


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

Рис. 4. Сетевая архитектура ЦПС

цию: в 2009 и 2010 гг. в Китае были выполнены проекты строительства 74 ЦПС, в том числе 7 построены в 2009 году; 67 ЦПС построены в 2010 году. Проекты реализованы в 30 провинциях и областях. В процессе исследования, разработки, проектирования и эксплуатации накоплен большой опыт применения. После выполнения опытных проектов на первом этапе развития ЦПС в Китае наступает этап полномасштабного строительства. Постепенная унификация и совершенствование технических стандартов ускоряют внедрение ЦПС. В период 12-той пятилетки в Китае будут построены 5100 новых ЦПС напряжением 110 кВ и выше. Применение техники ЦПС ЦПС в соответствии с логической функцией может быть разделена на 3 уровня: станции, ячейки и процесса. В состав уровня процесса входят: системы СКАДЫ, телемеханики, синхронизации времени, видеонаблюдения и другие части. В состав уровня ячейки входят устройства: РЗА разных классов напряжения, измерения и управления, регистраторы и другие интеллектуальные электронные устройства. В состав уровня процесса входят: объединяющее устройство, цифровые измерительные транс74

02 / Июнь 2012

форматоры и интеллектуальные терминалы. На рис. 4 показана сетевая архитектура ЦПС. Уровень станции является наивысшим уровнем представления функциональных применений ЦПС и обеспечивает взаимодействие человека с компьютером, мониторинг в режиме реального времени, онлайновый анализ. Он представляет собой платформу, которая помогает обслуживающему персоналу понять, регулировать, анализировать состояние эксплуатации ПС. Поток сетевых данных уровня станции большой, поэтому требование к надежности сетевой передачи очень высокое. Использование TCP / IP- протокола позволяет управлять ошибками данных, потоком, эффективно обеспечивает правильность данных, достаточную точность и свойство реального масштаба времени. Уровень ячейки представляет собой вычислительную часть логических функций ячейки: устройство защиты данного уровня осуществляет логические операции; устройство измерения и управления производит сбор данных в реальном времени и обработку команд управления; регистратор производит сбор и сохранение аналоговых величин до и после аварии. Микропроцессорные устройства на уровне ячейки могут

выполнять сложные логические операции и человеко-компьютерное взаимодействие. Устройства данного уровня могут выполнять обмен данными с уровнем процесса, чтобы получить необходимые аналоговые и дискретные величины в режиме реального времени от уровня процесса и выдать соответствующую команду управления. В связи с тем, что устройства уровня ячейки выполняют сложные и важные логические операции и человеко-компьютерное взаимодействие, требования к скорости обработки данных, безопасности и надежности программного обеспечения более высокие. Уровень процесса представляет собой структурную часть для сбора данных и выполнения команд. Интеллектуальный терминал и объединяющее устройство – типичное оборудование уровня процесса. Технические характеристики заключаются в том, что GOOSE-техника на основе связи канального уровня с использованием метода быстрой повторной передачи обеспечивает стабильную, безопасную и надежную передачу сообщений. Благодаря применению высокоскоростной сетевой связи на канальном уровне, данная платформа позволяет совместно использовать данные уровня процесса через сеть. Оборудование уровня ячейки может получить данные от уровня процесса по требованию, в результате этого сократится повторное распределение данных, осуществляется беспрепятственная связь между различными видами оборудования. После цифрового преобразования традиционные медные кабели заменены небольшим количеством волоконно-оптического кабеля, который обеспечивает высокую скорость передачи, исключает электромагнитные помехи и имеет надежные экологические свойства. Цифровые измерительные трансформаторы и объединяющие устройства В начале 1990-х годов в Китае началась работа по исследованию


ПРАКТИКА

Цифровая подстанция

Сбор данных

В ходы

Оптический кабель

CPU

В ыходы

цифрового измерительного трансформатора, которая после 2000 года перешла в стадию инженерных исследований. Начиная с 2006 года, фирма NR Electric и некоторые другие производители начали разработку и производство цифровых измерительных трансформаторов для практического применения. По предварительной статистике, к концу 2011 года уже более 1000 комплектов различного типа цифровых трансформаторов были введены в эксплуатацию в Китае. Процесс создания и развития цифровых измерительных трансформаторов в Китае в целом прошел три этапа. На первом этапе применялись электронные измерительные трансформаторы, где используются катушки Роговского в качестве датчика тока для защиты, средств измерений и учета. Функции трансформатора тока и трансформатора напряжения реализованы в одном изделии. Еще в 2006 году началось практическое применение электронного измерительного трансформатора и сегодня уже накоплен большой опыт эксплуатации. Предлагаются комплектные изделия с изоляцией GIS и AIS. Второй этап развития цифрового измерительного трансформатора характеризуется применением оптического датчика тока без источника питания. На ранней стадии использовался датчик магнитооптического стекла, затем – датчик полного оптического волокна (FOCT). Сложная конструкция дискретных элементов магнитооптиче-

К оманды операции

GOOSE

Wushan (Китай)

GOOSE

У стройство защиты, управ. и измер.

Рис. 5. GIS-электронные ТТ/ТН на подстанции

Интел.терминал Электр.кабель

В ыкл. Разъед. Электр.кабель

ИЧМ PCS-222

Рис. 6. Принципиальная схема интеллектуального терминала управления

ского стекла очень трудно обеспечивает точность и стабильность в процессе длительной эксплуатации. В связи с этим датчик магнитооптического стекла постепенно стали заменять датчиком FOCT. Третий этап заключается в разработке и применении оптического измерительного трансформатора напряжения (OVT). Сегодня это изделие, после стадий исследований и разработки, на некоторых китайских предприятиях уже находится на испытании. Объединяющее устройство является ключевым устройством как интерфейс соединения между цифровыми измерительными трансформаторами и вторичными устройствами и предназначается для объединения, синхронизации данных и распределения сигналов. Все интеллектуальные вторичные оборудования могут получить сигналы тока и напряжения от объединяющего устройства. Передача между объединяющими устройствами и уровнем ячейки выполняется в соответствии со стандартным протоколом. На первом этапе развития цифровых подстанций в Китае использовался стандарт IEC 60044-8 – этот стандарт характеризуется высокой надежностью, но не поддерживает ультрарасширение и трудно выполняет взаимодействие. Поэтому через 2 года этот стандарт стал постепенно выводиться из эксплуатации. Стандарт IEC 61850-9-1 также использовался короткий период времени, а теперь повсеместно применяется стандарт IEC 61850-9-2. Раньше ис-

научно‑практическое издание

пользовалась связь по сети, а в настоящее время может выполняться передача в режиме «точка-точка». Передача данных на уровне процесса теперь одновременно применяет режим «точка-точка» и Ethernetсеть. Китайская государственная сетевая компания указывает, что между объединяющим устройством и устройством РЗА должен применяться режим «точка-точка», чтобы функции защиты не зависели от состояния коммутатора. Устройство измерения, счетчики и регистраторы должны получить данные тока и напряжения от SV-сети. Интеллектуальный терминал и техника GOOSE-сообщений

Рис. 7. Шкаф с интеллектуальным терминалом на подстанции Jin guyuan (Китай)

75


ПРАКТИКА

Сюй Лэй Дата рождения: 17.04.1976 г. В 2001 г. получил степень магистра в Юго-восточном политехническом университете (Китай) по специальности «Электрические сети и системы». Начальник одела интеллектуального оборудования компании NR Electric Co., LTD. (Китай).

Дун Сюэпэн Дата рождения: 15.07.1978 г. В 2004 г. получил степень магистра по электротехнике в Научно-техническом университете Харбина (Китай). Инженер компании NR Electric Co., LTD. (Китай).

76

02 / Июнь 2012

Цифровая подстанция Работы по исследованию и разработке интеллектуального первичного оборудования начались относительно недавно, и может только выполняться конфигурация «первичное оборудование+интеллектуальный компонент+компонент мониторинга». Чтобы осуществлять интеллектуальное управление первичным оборудованием, необходимо согласовать состояние техники первичного и вторичного оборудования на основе тесного сотрудничества производителей первичного оборудования и вторичного оборудования. Интеллектуальный терминал управления подключается к первичному оборудованию с помощью медных кабелей, а соединяется с устройством РЗА и другими вторичными устройствами с использованием оптических кабелей. Интеллектуальный терминал представляет собой переходный продукт интеллектуальных выключателей и иного оборудований. Он может обеспечить GOOSE-интерфейс, производить сбор информации о положениях выключателя, разъединителя, заземляющего ножа и других видов оборудования, выполнять включение и отключение выключателя, разъединителя, заземляющего ножа и прочего оборудования. GOOSE-сеть поддерживает обмен следующими данными в реальном времени: • С игналы на отключение и включение устройств РЗА. • Д истанционная команда управления. • И нформация между устройствами РЗА (пуск УРОВ, запрет АПВ, телеотключение и т.д.). • Д истанционные сигналы (положение выключателя, сигнал давления и т.д.). Способ создания сетей Сетевая структура уровня станции ЦПС разработана в соответствии с принципом «3 уровня 2 сети»: на всей ПС установлена единая сеть уровня станции (MMS-сети), применяется соединение «звезда-звезда», сеть эксплуатируется в режиме двойной сети и дуплексного резервирования. Все устройства уровня станции и уровня ячейки на ПС подключаются к двойной звездной MMS-сети уровня станции с помощью 100М Ethernet-порта. Передача выборочных значений уровня процесса выполняется методом передачи «точка-точка» или методом создания сети выборочных значений (SV-сети). Протоколы

IEC 61850-9-1 и IEC60044-7/8 были почти полностью отменены. Протокол IEC61850-9-2 станет единственным стандартом передачи выборочных значений. GOOSE-сеть уровня процесса выполняется методом передачи «точка-точка» или методом создания сети. GOOSE-сеть и SV-сеть могут быть объединены. В реальном проекте уже использована объединенная сеть из 3-х сетей: GOOSE-сеть, SV-сеть, сеть для синхронизации времени. Способы синхронизации времени В настоящее время синхронизация времени обычно выполняется методами SNTP, IRIG-B , IEEE1588. Синхронизация времени SNTP применяет передачу через Ethernet-сеть с точностью миллисекунды и предназначается для синхронизации времени уровня станции. Синхронизация времени IRIG-B представляет собой более современную технику и широко используется в синхронизации сети уровня процесса, а также является основной техникой синхронизации времени в Китае. Точность синхронизации времени IEEE1588 может достичь субмикросекундных значений, благодаря чему может выполнять синхронизацию времени с помощью сети уровня процесса, не требует создания специальной сети для синхронизации времени и уже теперь используется на некоторых ПС Китая. Следует иметь в виду, что техника IEEE1588 синхронизации времени требует аппаратной совместности устройств РЗА, коммутатора, объединяющего устройства и других взаимодействующих между собой интеллектуальных устройств. Вывод и перспективы Интеллектуальная электрическая сеть представляет собой перспективное направление развития электроэнергетики, а ЦПС является важной частью этой интеллектуальной электрической сети. В настоящей статье были проанализированы и обобщены процесс развития цифровых подстанций и применение технологий в Китае . Цифровая подстанция ориентирована на будущее, адаптирована к созданию интеллектуальной электрической сети, будет постепенно развиваться в соответствии с прогрессом техники и практическим распространением интеллектуальной сети.


НАУКА

Цифровая подстанция

научно‑практическое издание

77


История

УЧЁНЫЙ, УЧИТЕЛЬ, ПОЭТ «Гордится Франция Фабри, Германия гордится Кантом, А в Риге древней РПИ Гордится Веней Фабрикантом*.» Вениамин Львович Фабрикант (1908–1981) – корифей релейной защиты и автоматики энергосистем. Он был одним из тех, кто создавал основы теории релейной защиты и автоматики от электромеханических устройств до электронных и микропроцессорных систем. Не зря до сих пор производители современных устройств релейной защиты опираются в своих разработках на теоретические исследования В. Л. Фабриканта. Биография Вениамина Львовича – типичного русского интеллигента двадцатого века, совсем не типична. Он воплотил в себе восторженное приятие революции, неистовую научную работу и глубокое разочарование авторитарным и бюрократическим стилем управления и закрытым распределением благ государством, патриотом которого он был до своих последних дней. Его стихи, так и не напечатанные при его жизни, а изданные совсем недавно, говорят о нем выразительнее и точнее всех описаний и биографий. Так описывал он героя своего времени, противопоставляя ему творца в стихотворении «Ложка дегтя»: Он инженером был когда-то, Придумывал, изобретал, Но на карьеру бюрократа Охотно это променял.

Свою природную смекалку И здесь использовал, как мог, Изобретал строптивым палку, Послушным – праздничный пирог. Умом и хваткой бюрократа Начальники удивлены, Стремится вверх его зарплата И удлиняются чины. Таких, каким он был, когда-то, Он презирает свысока: Ведь так ничтожна их зарплата И так бессильна их рука. Но за презреньем зависть скрыта К тем, кто хранит души накал, И на обильное корыто Пыл творчества не променял. И зависть отравляет счастье, Как ложка дёгтя портит мед: Нет удовольствия от власти, Не радует большой доход. Не потому ли бранным словом Всегда встречает он творцов И увенчать венком лавровым Бездарность чванную готов? Вениамин Львович родился в 1908 году в небольшом белорусском городе Орша в учительской семье. Электричество тянуло его к себе с малых лет. После окончания семилетки, в 1923 году он поступает в Московский электротехникум, а в 1933 году – в недавно созданный Московский энергетический институт (МЭИ). Само поступление было очень оригинальным, но характерным для Фабриканта решением проблемы, которая состояла в том, что документы им были поданы после всех вступительных экзаменов по серьезным причинам. Декан факультета, к которому обра-

* в МЭИ подобная шутка предназначалась Валентину Фабриканту – отцу русского лазера. 78

02 / Июнь 2012


История тился Вениамин Львович с просьбой о приеме его в институт, решил отделаться от настойчивого молодого человека хитрым способом: предложил ему сразу второй курс в качестве кандидата на место студента, с условием сдачи всех экзаменов за первый курс в течение семестра. В.Л. Фабрикант обрадовался этой возможности и, конечно, все сдал и стал студентом МЭИ, который успешно окончил в 1936 году. Затем Вениамин Львович работал в Центральной лаборатории Мосэнерго в качестве инженера релейного цеха и руководителя исследовательской бригады инженеров, что и определило его биографию релейщика. В 1938 году он переходит на работу в институт «Теплоэлектропроект». В 1940 году Вениамин Львович поступает в аспирантуру МЭИ, которая прерывается войной. Несмотря на это, в 1942 году он защищает кандидатскую диссертацию «Фильтры напряжения отрицательной последовательности». С 1943 года он работает по совместительству в МЭИ на должности доцента. Конечно, армия и война оставила след и в его жизни. В 1930 году Фабрикант был мобилизован в РККА в ка-

Командир РККА В.Л. Фабрикант, 1932 г.

честве бойца-одногодичника, а в 1931 году по мобилизации ЦК ВКП(б) был оставлен в РККА на год в качестве командира. В 1939 году во время присоединения Западной Белоруссии и Западной Украины был снова призван в РККА на короткое время, а в октябре 1941 года участвовал в обороне Москвы в составе Дивизии московских рабочих В 1950 году Фабрикант В.Л. с группой товарищей награждается государственной премией за разработку направленной высокочастотной защиты. В 1958 году Вениамин Львович защитил докторскую диссертацию на тему: «Некоторые вопросы теории обмоток быстродействующих реле переменного тока. Начиная с 1960 года энергетика бурно развивается. В релейной защите и автоматике энергосистем работают признанные корифеи: Федосеев Алексей Михайлович – профессор МЭИ (его учебники и Руководящие указания по релейной защите до сих пор являются настольными книгами всех специалистов), Дроздов Александр Дмитриевич – профессор Новочеркасского политехнического института (разработчик дифференциальных защит всех уровней) и Фабрикант Вениамин Львович – профессор сначала МЭИ, а затем с 1960 года – Рижского политехнического института (РПИ) (теоретик РЗА энергосистем). Шестидесятые и семидесятые годы 20 столетия являются «серебряным веком» релейной защиты. В стране созданы электромеханические устройства РЗА на уровне мировых стандартов, позволяющие эффективно работать объединенной энергосистеме страны. Начинается разработка электронных устройств, и закладываются основы микропроцессорных систем РЗА. В это же время в РПИ под руководством профессора В. Л. Фабриканта создается одна из ведущих школа РЗА в Советском Союзе. Круг его интересов в релейной защите был очень широк. Перечень его монографий и учебников, изданных с 1950 по

научно‑практическое издание

1981 гг., позволяет представить, какую колоссальную работу выполнил Вениамин Львович: 1.  Фильтры симметричных составляющих. 1950, 1962. – 276 с. 2. Теория обмоток реле переменного тока. 1958. – 265 с. 3. Применение полупроводников в устройствах релейной защиты и системной автоматики. 1962. – 283 с. 4. Проектирование элементов устройств релейной защиты и автоматики. 1964, 1965. – 665 с. 5. Релейная защита распределительных электрических сетей. 1965. – 484 с. 6.  Основы теории построения измерительных органов релейной защиты и автоматики. 1968. – 267 с. 7. Задачник по релейной защите. 1971. – 608 с. 8. Элементы устройств релейной защиты и автоматики энергосистем и их проектирование. 1968, 1974. – 484 с. 9. Задачник по элементам автоматических устройств. 1976. – 175 с. 10. Дистанционные защиты. 1978. – 215 с. 11. Элементы автоматических устройств. 1981. – 400 с. Его основной труд «Основы теории построения измерительных органов релейной защиты и автоматики» по сей день является справочным пособием для разработчиков самых сложных устройств РЗА. Все научные работы Вениамина Львовича Фабриканта отличаются строгим математическим аппаратом, позволяющим производить не только анализ, но и синтез релейной защиты. Так, теория измерительных органов с двумя входными величинами, которые можно сравнивать как по величине, так и по фазе, позволила ответить на все вопросы создания измерительных органов. Его подход к научным исследованиям можно продемонстрировать на одном примере. В 1967 году Вениамин Львович одному из своих учеников поставил следующую задачу: в научно-технической литературе появилась незаметная публикация, которая утверждала, что можно создать 79


История измерительные органы, которые бы правильно работали при входных величинах (напряжение и ток) любой функции. Он обратился к ученику: «Исследуйте этот вопрос, так как это, возможно, будет применено в будущем». И он был очень рад, когда исследования подтвердили его предвидение. В 21 веке эта идея превратилась в один из способов числовой обработки входных сигналов, когда используются мгновенные величины сигналов и их первые производные. Ведущие мировые производители аппаратуры РЗА, в том числе и отечественные, используют эту идею. Под руководством Вениамина Львовича Фабриканта с 1952 по 1982 годы защитили диссертации двадцать шесть его учеников. Кратко представлю их читателям: • Кобякова Н. Т. Дифференциальная защита трансформаторов (1952 г.). • Гимоян Г. Г. Дистанционное реле на полупроводниковых выпрямителях (1954 г.). • Андреев В. А. Поперечные дифференциальные защиты параллельных линий (1955 г.). В настоящее время – доктор технических наук, профессор Ульяновского государственного технического университета. • Дорогунцев В. Г. Трансформаторное реле с двумя подводимыми электрическими величинами (1958 г.). Был одним из ведущих преподавателей МЭИ. • Гэ Яо-Цзун. Дифференциальная защита линий электропередачи высоких напряжений с использованием ультракоротких (УКВ) каналов (1962 г.). Сейчас – доктор технических наук, профессор (КНР). • Б аркан Я. Д. Автоматизация регулирования напряжения в распределительных сетях (1963 г.), доктор технических наук, профессор Рижского технического университета. • П утниньш В. Я. Анализ некоторых полупроводниковых фазосравнивающих схем и построение на их основе органов релейной защиты (1964 г.). • Орехов Л. А. Универсальная продольная дифференциальная защита для

80

02 / Июнь 2012

линий электропередачи с ответвлениями (1965 г.). Был руководителем Проблемной лаборатории по применению полупроводников в рейной защите и автоматики энергосистем, созданной В. Л. Фабрикантом. • Паперно Л.Б. Разработка и исследование бесконтактных устройств однофазного автоматического повторного включения линий электропередачи (1966 г.), доктор технических наук, профессор Рижского технического университета. • Арайс Р. Ж. Построение сложных защит, встраиваемых в приводы выключателей (1966 г.). • Лиелпетерис Э. Я. Анализ и синтез двух релейных органов со сложными характеристиками в комплексной плоскости (1967 г.), доктор технических наук, профессор Рижского технического университета. • Б ондаренко Е. В. Разработка и исследование решающих усилителей для релейных органов (1968 г.), профессор Ульяновского государственного технического университета. • Гемст В. К. Анализ схем сравнения фазоизмерительных органов релейной защиты (1968 г.). • Шнеерсон Э. М. Анализ и синтез детекторных релейных органов (1968 г.), доктор технических наук. Один из основных разработчиков устройств релейной защиты на полупроводниках и микропроцессорах ВНИИР, профессор Чувашского государственного университета. Автор книги «Цифровая релейная защита» (2007 г.), в настоящее время – основная книга по микропроцессорной релейной защите. • Грейвулис Я. П. Полупроводниковые релейные органы тока и напряжения (1969 г.), доктор технических наук, профессор Рижского технического университета. • Бринкис А. А. Высокочастотные защиты на ЛЭП с ответвлениями (1970 г.), известный релейщик Советского Союза, начальник ЦСРЗА ОДУ Северо-Запада до 1991 года. • Гарке В. Г. Исследование релейных органов импульсного типа (1971 г.),

доктор технических наук РТУ, профессор Казанского национального исследовательского технического университета. • Т иммерманис К. А. Выбор структуры и разработка основных узлов математической модели для испытания защитных реле в переходных режимах, с учетом несинусоидальности вторичного переходного тока (1972 г.), доктор технических наук, профессор Рижского технического университета. • Г ришанов В. Г. Исследование и разработка комплекса пусковых органов противоаварийной автоматики, реагирующих на фазовый угол электропередачи и скорость его изменения (1974 г.). •Я  риз Н. А. Исследование и разработка высокочастотной защиты многоконцевых ЛЭП 110-330 кВ с повышенной чувствительностью (1975 г.). •Ч  увычин В. Н. Защита настроенных линий электропередачи (1974 г.), доктор технических наук, профессор Рижского технического университета. •Ш  нейдер Я. А. Реле сопротивления от всех видов коротких замыканий (1974 г.). • Г уров Н. С. Разработка и исследование полупроводникового устройства автоматической частотной разгрузки (1975 г.). • С аухатас А-С. С. Сопоставление схем сравнения релейных измерительных органов (1975 г.), доктор технических наук, профессор Рижского технического университета, специалист в области цифровой обработки сигналов и вероятностных методов исследования устройств РЗА. •Ш  абанов В. А. Исследование и разработка многофазных реле сопротивления с улучшенными характеристиками (1980 г.), профессор Уфимского государственного нефтяного технического университета. • Любарский Д. Р. Повышение устойчивости функционирования дистанционных защит при электромагнитных переходных процессах в линиях элек-


История тропередачи высокого и сверхвысокого напряжения (1982 г.), доктор технических наук, технический директор Института «Энергосетьпроекта» (г. Москва), член редколлегии журнала «Релейная защита и автоматизация» Многие ученики Вениамина Львовича Фабриканта стали ведущими специалистами в области РЗА и сами возглавили школы, продолжающие традиции своего учителя. Вениамин Львович с большим удовольствием работал со студентами, получая от них заряд бодрости и молодости. Им была разработана система обучения, которая базировалась на следующих советах начинающим студентам: 1. Главная роль в учебном процессе принадлежит студенту. Преподаватели, в сущности, не учат студента, а помогают ему учиться. 2. Что и как надо запоминать? Нужно не запоминание наизусть, а понимание логики вывода решения. 3.  Учиться нужно равномерно. Знание – это произведение двух множителей: способностей и трудоспособности. 4. Эффективно использовать лекции. Если что-то в лекции непонятно, необходимо добиваться устранения этой неясности вопросами. Вопросы не бывают глупыми. Ответы бывают уклончивыми. 5. Учиться по книгам: техническая литература должна быть для Вас знакомым «домом», в котором Вы свободно ориентируетесь. 6. Изучить предмет – это значит уметь применять свои знания к решению конкретных вопросов. 7. Будьте любознательны. Надо изучать предмет не для того, чтобы сдать экзамен, а потому, что Вам это интересно. 8. Учиться творчеству, не пренебрегая его черновой стороной. Способность к творчеству – это не дар небес. В творчестве нужно тренироваться. Но главной страстью Вениамина Львовича была поэзия. Однажды Ве-

ниамин Львович признался своей, любимой и единственной, супруге Вере Михайловне Блок: «Верочка, все меня считают ученым, а я, по сути, поэт». Свое разочарование окружающей действительностью он выражал в своих стихах. Его кумиром был А.С. Пушкин. Двадцать лет он писал роман в стихах, «Федор Соев», где разоблачал пороки потерянного поколения. Это был его «Евгений Онегин». Роман был издан только в 2000 году в Риге. Через год появился на свет сборник стихов В.Л. Фабриканта «Шаги истории», а в 2003 году вышла книга «Второе начало», в которой есть все: от стихов до математических формул. Пересказывать поэтические произведения Фабриканта нет смысла, их нужно читать, чтобы глубже понять поэта и его время. Вот одно из них, посвященное любимой жене и музе Блок В.М.:

Мы старались как-то творчески ответить на их внимание и заботу. Привожу в заключение дружеский шарж Я. Приеде и В. Гарке на день рождения Вениамина Львовича Фабриканта. Ему исполнилось 62 года – пора творческого рассвета и житейской мудрости.

Я встретил тебя, мою славную, Когда тебе стукнуло двадцать, И стала ты самою главною, С которой нельзя расставаться. Не раз видел лето и зиму я, Не раз мы встречались с ненастьем; Быть рядом с тобою, любимая, Всегда для меня было счастьем. Забудь, что твой возраст утроился, Что годы, как спутники мчатся; Я раз и навеки настроился И в сердце моем – тебе двадцать! Вениамин Львович и Вера Михайловна были друзьями и «родителями» всех аспирантов и студентов. Вера Михайловна часто собирала нас, молодых людей, в их тесной квартирке (это были первые малогабаритные квартиры в Риге, которые получили название «хрущевки»): угощала нас по тому времени «по-королевски», а Вениамин Львович очень внимательно слушал нашу болтовню и иногда читал свои стихи. Я с нежностью вспоминаю эти встречи с поэтом, его музой и их мудростью и интеллигентностью.

научно‑практическое издание

Подготовлено д.т.н. Гарке В.Г. – профессором Рижского технического университета (РПИ) и КНИТУ (КАИ), с использованием материалов из книги «Вениамин Фабрикант. Второе начало». Рига, 2003.

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 – 5пт.

• 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: 9пт.

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. Б  реслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 31 2. Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки 3. Ивэлектроналадка, ОАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 13 4. Комплектэнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

82

02 / Июнь 2012

5. 7. 6. 8.

 ПРОЭЛ, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 43  Уралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки  ЧЭАЗ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 47  ЭКРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки, стр. 36-41.


Журнал «релейная защита и автоматизация» №2 (07) 2012  
Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you