Журнал «релейная защита и автоматизация» №1 (01) 2010 by РИЦ "СРЗАУ"

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 НП «СРЗАУ» – 2 года | Интегрированная среда разработчика технологических программ МП терминалов РЗА | Результаты испытаний АЛАР-М | Реализация АЛАР в шкафах ШЭ2607 | Автоматика управления ДГР | Системы оперативного постоянного тока – реле контроля сопротивления изоляции РКИ-Э, специфические проблемы ЭМС | Еще раз о кадрах | Проверка ВЧ заградителей с использованием РЕТОМ ВЧм | Надежность систем РЗА в ЕЭС России | Электромеханические устройства РЗА: настоящее и будущее | Техническая политика ОАО «ФСК ЕЭС» в области РЗА | МЭК 61850 – особенности реализации, способы представления данных | Представляем партнеров НП «СРЗАУ» | Рассматривая старую фотографию – «Релейщики ОДУ» | Наши поздравления | Фотоконкурс

№ 01 (00) | Ноябрь | 2010

«Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. № 1 (0), 2010 год, ноябрь. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 999 экз. Издатель: ООО «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Учредители: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», НП «СРЗАУ». Состав редакционной коллегии: Главный редактор – Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ» Члены редакционной коллегии: Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., доцент – 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»; 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 университет; Орлов Юрий Николаевич – филиал ОАО «ИЦ ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС»; Петров Сергей Яковлевич – ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович – 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. Адрес редакции: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-т И. Яковлева, 3, тел. глав. редактора: (495) 984‑29‑05, доб. 231, e-mail: info@srzau.ru Дизайн, верстка и печать журнала: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д Машиностроителей, д. 1с, тел.: (8352) 28-26-28, 28-26-00 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.

Уважаемые коллеги и читатели журнала! Представляем Вам новый проект некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» – журнал «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ». Надеемся, что новый журнал приобретет широкую аудиторию читателей и будет отвечать чаяниям и потребностям специалистов‑практиков и заполнит информационный вакуум, который стал особенно характерен для проектных и инжиниринговых организаций, а также эксплуатационных компаний. Новый журнал охватывает обширную тематику систем релейной защиты и автоматики, противоаварийного управления и автоматизированных систем управления технологическими процессами в электроэнергетике. Уже в первом номере журнала мы постарались затронуть наиболее актуальные вопросы разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП. Невозможно из публикаций настоящего выпуска выделить главную тему. Каждая тема по-своему является главной. Важность публикации по системе АЛАР обусловлена той большой ролью, которую эта система играет в обеспечении живучести энергосистем. Не менее важна тема оперативного тока, фактически обеспечивающего функционирование систем РЗА, ПА и АСУ ТП. У всех специалистов «на слуху» стандарт МЭК 61850. Этой теме посвящены две публикации о практической необходимости реализации этого стандарта и о вопросах интеграции систем РЗА в АСУ ТП. Надеюсь, тема обеспечения надежности функционирования систем РЗА ЕЭС России в условиях нахождения в эксплуатации 90 % электромеханических и аналоговых устройств РЗА, наряду с расширяющимся внедрением микропроцессорных, с Вашей помощью, уважаемые читатели, найдет продолжение в публикациях следующих номеров. Невозможно обойти вниманием статью ветерана‑релейщика Удриса Андрея Петровича о кадрах и положении в энергетике. Рассчитываем на широкую поддержку и участие в жизни журнала организаций и специалистов, работающих в сфере разработки, производства, проектирования, инжиниринга и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП, научной общественности и аспирантов вузов. Их знания, мнение и опыт, в условиях внедрения цифровой техники и технологий в электроэнергетике, будут очень важны и интересны для читателей нашего журнала. В 2011 году планируется включение журнала в перечень ведущих рецензируемых научных журналов, что позволит нам публиковать работы аспирантов и основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук. Уверены, что наш журнал «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ» по достоинству оценят специалисты электроэнергетической отрасли. С уважением, главный редактор Алексей Белотелов

01 / Ноябрь 2010

Cодержание:

стр.

1. События:

•  VI Всероссийская научно-практическая конференция «Комплексные решения при проектировании новых и реконструкции действующих электрических станций и подстанций напряжением 6–220 кВ» . . . . 04 • НПП «Динамика» – 20 лет на службе энергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 • Научно-практическая конференция по комплексному проектированию и оснащению подстанций . . . . . . . 08 •  КГЭУ – организатор первой Всероссийской конференции по комплексной проблематике защит линий электропередачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 •  Итоги заседания технического комитета МЭК в Москве . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 •  НП «СРЗАУ» – 2 года . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2. Наука:

Релейная защита: •  Варганов П. Г., Донской А. Н. Интегрированная среда разработчика RAD ТП для свободно программируемых терминалов серии БЭМП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Автоматика: •  Наровлянский В. Г., Ваганов А. Б., Иванов И. А. Результаты испытаний устройства ликвидации асинхронного режима АЛАР-М . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 •  Козлов В. Н., Петров М. И. Дугогасящие катушки и автоматика управления ими . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Оперативный ток: •  Галкин И. А., Шаварин Н. И., Иванов А. Б. Реле контроля уровня сопротивления изоляции полюсов сетей постоянного тока типа РКИ-Э. . . . . . . . . . . . 26 •  Силаев Ю. М. Специфические проблемы электромагнитной совместимости в системе оперативного постоянного тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3. Практика:

Кадры: •  Удрис А. П. Еще раз о кадрах и положении в энергетике . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Разработка и изготовление: • Новые разработки от ТМ PREMKO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 •  Малый А. П., Шурупов А. А., Иванов С. А., Павлов Ю. Н., Кошельков И. А. Реализация автоматики ликвидации асинхронного режима в шкафах серии ШЭ2607 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 Испытание и ввод в эксплуатацию: •  Николаев А. А. Проверка и настройка ВЧ заградителей с помощью испытательного комплекса РЕТОМ‑ВЧм . . . . . . . . . . . . . . 54 Эксплуатация: •  Белотелов А. К., Шамис М. А. Обеспечение надежного функционирования систем релейной защиты и автоматики в ЕЭС России . . . . . . . 58 •  Щедриков Б. Д. Электромеханические устройства РЗА в автоматике: настоящее и будущее . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 • Пуляев В. И. Положение о технической политике оао «фск еэс» в области рза. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Стандарт МЭК 61850: •  Пашура М. А.  Особенности и направления реализации стандарта МЭК 61850 для оборудования РЗА на объектах энергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 • Горелик Т. Г., Кириенко О. В. Способы представления данных в стандарте мэк 61850 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4. Представляем членов НП «СРЗАУ»:

•  Белотелов А. К. – президент НП «СРЗАУ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 •  «Научно-производственное предприятие «Динамика» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 •  Научно-производственное предприятие «ЭКРА» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 •  «Научно-производственное предприятие Бреслер» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

5. История:

•  Рассматривая старую фотографию . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

6. Наши поздравления 7. Внимание: фотоконкурс! научно‑практическое издание

События

Конференции

VI Всероссийская научно-практическая конференция «Комплексные решения при проектировании новых и реконструкции действующих электрических станций и подстанций напряжением 6–220 кВ» С 13 по 19 сентября на базе ЗАО «РАДИУС Автоматика» прошла шестая всероссийская научнопрактическая конференция «Комплексные решения при проектировании новых и реконструкции действующих электрических станций и подстанций напряжением 6–220 кВ». В конференции приняли участие специалисты служб РЗА энергосистем, а также представители ведущих проектных институтов России. Участникам были продемонстрированы действующие образцы новой продукции ЗАО «РАДИУС Автоматика», а также была проведена экскурсия по цехам и участкам предприятия. На конференции были представлены новые разработанные ЗАО «РАДИУС Автоматика» шкафы серии ШЭРА: •  шкаф дифференциальной защиты линии ШЭРА‑ДЗЛ‑2002‑И; •  шкаф направленной ВЧ защиты линии 110 (220) кВ ШЭРА‑ВЧ‑1001‑И; •  шкаф дифференциальной защиты ошиновки 35–220 кВ ШЭРА‑ДЗО‑2002‑И; •  шкаф автоматического ограничения снижения частоты и напряжения ШЭРА‑РЧН‑2001; •  шкаф оперативной блокировки ШЭРА‑ОБ‑2001. Особый интерес посетителей конференции вызвал полный комплекс защит 110 кВ, построенный на базе новых терминалов производства ЗАО «РАДИУС Автоматика»: 4

01 / Ноябрь 2010

Сириус-УВ . . . . . . . . . . . . АУВ, подменные токовые защиты линии (резервные защиты трансформатора) Сириус-Т (Т3) . . . . . . . . . Дифференциальная защита силового двух- (трех-)обмоточного трансформатора Сириус-3-ЛВ-02 . . . . . . . Ступенчатые защиты линии (с логикой обработки сигналов ВЧТО) Сириус-3-ЛВ-03 . . . . . . . Резервные ступенчатые защиты линии, АУВ Сириус-3-СВ . . . . . . . . . . Защита и автоматика секционного (шиносоединительного) выключателя Сириус-3-УВ . . . . . . . . . . АУВ, комплект подменных токовых защит Сириус-3-ДФЗ-01 . . . . . Дифференциальнофазная защита линий Сириус-3-ВЧ-01 . . . . . . . Направленная высоко частотная защита линий 110–220 кВ Сириус-2-ДЗЛ-01 . . . . . Продольная дифференциальнотоковая защита линий 6–110 кВ Сириус-3-ДЗО-01 . . . . . Дифференциальная защита ошиновки (до 5 плечей) Сириус-3-ДЗШ-01 . . . . . Дифференциальная защита шин (до 16 присоединений)

События

Конференции

Отдельно был рассмотрен вопрос комплексной автоматизации энергообъектов. Участникам конференции были продемонстрированы новое программное обеспечение «Старт‑2ПС» для организации АРМ инженера РЗА и дежурного оператора. «Премьерой» на конференции стал комплекс защит рабочих и аварийных вводов 0,4 кВ на базе новейших микропроцессорных терминалов «Сириус-2‑0,4 В» и «Сириус-2‑0,4 АВ». Другим неожиданным, но приятным для присутствующих «сюрпризом» на конференции стал показ нового, построенного на платформе следующего поколения, микропроцессорного терминала определения места повреждения на линиях 6–750 кВ «Сириус‑ОМП». Он призван прийти на замену получившей широкое распространение в России серии микропроцессорных индикаторов места повреждения типа «ИМФ».

Но центральным «ядром» VI Всероссийской конференции стало представление комплексных решений для электростанций и подстанций 6–220 кВ, отвечающих любым запросам потребителей. Более двухсот участников конференции со всей России смогли обсудить актуальные проблемы российской энергетики и опыт внедрения инновационных технологий, предлагаемых ЗАО «РАДИУС Автоматика». «Живая» дискуссия разработчиков средств РЗА и специалистов энергопредприятий позволяет предприятию наиболее полно изучить и, в дальнейшем, выпускать продукцию, отвечающую многочисленным запросам потребителей. Ведь именно проведение подобных конференций на регулярной основе позволяет интегрировать усилия энергогенерирующих, проектных и научно-производственных компаний России на пути инновационного развития российской энергетики. ЗАО «РАДИУС Автоматика» планирует и далее проводить подобные мероприятия, что позволит максимально облегчить труд специалистов РЗА за счет внедрения высокотехнологичных систем, созданных ЗАО «РАДИУС Автоматика» непосредственно под «живые» нужды ЭНЭС России.

научно‑практическое издание

События

НПП «Динамика» – 20 лет на службе энергетики В сентябре научно-производственному предприятию «Динамика» исполнилось 20 лет. Оно было образовано в 1990 году группой ведущих специалистов Всесоюзного НИИ релестроения и Чувашского госуниверситета в городе Чебоксары.

На протяжении двух десятилетий предприятие непрерывно развивалось и достигло высокого качества и надежности производимого оборудования серии РЕТОМ. Сегодня НПП «Динамика» является ведущим предприятием в России по разработке, изготовлению и продаже современных испытательных устройств для проверки различного электрооборудования для электроэнергетики, нефтегазовой отрасли, энергоемких промышленных предприятий и дистанций электроснабжения. Более 3500 предприятий являются заказчиками НПП «Динамика», среди них все филиалы ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», оптовые и территориальные генерирующие компании, региональные энергетические компании, крупнейшие нефтяные компании «Роснефть», ОАО «Лукойл», «ТНК‑ВР», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Татнефть» и ОАО «АНК «Башнефть», предприятия ОАО «Газпром», филиалы ОАО «РЖД», промышленные и наладочные предприятия. 6

01 / Ноябрь 2010

21, 22 сентября в санаторно-курортном комплексе «Волжанка» прошла конференция «Ретом – 20 лет на службе энергетики», приуроченная к юбилею предприятия. В работе конференции приняли участие более 150 руководителей и специалистов энергетических служб, эксплуатирующих устройства серии РЕТОМ. В ходе конференции участники познакомились с новыми возможностями производимого оборудования, узнали о перспективах дальнейшего развития предприятия, обменялись опытом практического использования приборов, обсудили вопросы, связанные с его эксплуатацией. Вниманию аудитории были представлены доклады, посвященные результатам сотрудничества НПП «Динамика» с предприятиями энергетической области, пусконаладочными предприятиями и фирмамипроизводителями устройств релейной защиты и автоматики. Многие докладчики отметили, что оборудование серии РЕТОМ многофункциональное, надежное, высокоточное и удобное в использовании. Специалисты службы РЗА «Архэнерго» филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» поделились опытом эксплуатации оборудования, производимого НПП «Динамика». Они применяют в своей работе как новые современные испытательные комплексы на базе приборов РЕТОМ-21 и РЕТОМ-51, так и их предшественники: РЕТОМ-31, РЕТОМ-41, РЕТОМ‑11М. Были освещены области применения испытательных комплексов в филиале «Архэнерго» и рассказывалось об их преимуществах на примере комплекса РЕТОМ-ВЧ: «Испытательный комплекс Ретом-ВЧ применяется в филиале для проверки вч постов типа ПВЗ, ПВЗ-90, ПВЗ-90М, ПВЗУ, ПВЗУ-Е, АВЗК-80, АНКА-АВПА. Многофункциональность и сравнительная компактность испытательной системы Ретом-ВЧ значительно облегчили и уменьшили трудоемкость при проверках высокочастотной аппаратуры всех видов,

События используемых в нашей энергосистеме. Трудозатраты реально сократились в 2–3 раза. Отмечается удачная комплектация испытательной системы: магазин затухания, с помощью которого проверка затухания в вч канале стала абсолютно проста и занимает мало времени. Вч мультиметр, который стал незаменимым прибором при проверках фильтров присоединения (его плюсы – это малые габариты и самое главное – независимое питание, т. к. при работах на ОРУ очень большой проблемой является «подать» питание до фильтра присоединения). Также в комплект Ретом-ВЧ входит магазин сопротивлений, который значительно упрощает сборку схем для проверок отдельных узлов вч аппаратуры». В целом оборудование серии РЕТОМ хорошо зарекомендовало себя в эксплуатации. Была отмечена хорошо налаженная обратная связь производителя с потребителем про-

открытость диалога с заводом изготовителем, – программное обеспечение дорабатывалось с учетом наших замечаний и предложений, так в частности, много вопросов возникло во время совместной работы над усовершенствованием программы «Проверка панели ЭПЗ-1636», – отмечает Дорохина Т.Н., которая принимала активное участие в разработке этой программы. Сегодня программа «Проверка панели ЭПЗ-1636» широко используется специалистами ОАО «Кубаньэнерго». В 11 филиалах ОАО «Кубаньэнерго» успешно используются комплексы РЕТОМ-51, РЕТОМВЧ и РЕТОМ-11. В настоящее время существенно изменилась номенклатура аппаратуры для проверок устройств РЗА, поставляемой НПП «Динамика», и у специалистов вызывают большой интерес новые разработки, в частности комплекс РЕТОМ-21.

дукции, а также положительный опыт НПП «Динамика» в проведении обучающих курсов по своему оборудованию и оказании помощи в решении возникающих технических вопросов. Ведущий инженер ОАО «Кубаньэнерго» Дорохина Т. Н. в своем докладе рассказала об использовании оборудования серии РЕТОМ для проверки устройств РЗА в энергосистеме Кубани. Первым из используемых устройств в 1998 году стал РЕТОМ‑41, вторым РЕТОМ-41М. «Опыт использования этих устройств выявил ряд требований к дальнейшей доработке программного обеспечения, при этом нам понравилась

Интерес к устройствам серии РЕТОМ также проявляют и студенты, и аспиранты Кубанского государственного технологического университета, работающие над созданием новых типов устройств релейной защиты. Конференция получила высокую оценку специалистов за организацию, тематическое наполнение и формат проведения мероприятия. Участники конференции выразили большую благодарность за радушный прием и проведение мероприятия на высоком уровне, высказав пожелания о том, чтобы подобные мероприятия стали традиционными.

научно‑практическое издание

События

Конференции

Научно-практическая конференция по комплексному проектированию и оснащению подстанций В последнюю неделю сентября 2010 года в ООО НПП «ЭКРА» прошла научнопрактическая конференция «Комплексное проектирование подстанций и выбор параметров устройств РЗА производства НПП «ЭКРА». На конференцию прибыли более 130 представителей практически из всех регионов России, а также Узбекистана, Таджикистана, Кыргызстана и Республики Беларусь, среди которых – специалисты ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», ряда генерирующих компаний, предприятий различных отраслей промышленности, монтажно-наладочных организаций и научных кругов, из проектных организаций: региональных филиалов инженерных центров энергетики с Урала, Северо-Запада, институтов «Энергосетьпроект» (г. Москва), «Тяжпромэлектропроект», «Сибэнергосетьпроект», «Дальэнергосетьпроект», «Томскэлектросетьпроект» и др. Основной целью конференции было повышение квалификации специалистов в области расчетов параметров срабатывания устройств РЗА производства НПП «ЭКРА» для подстанций 6–750 кВ. Параллельно присутствующих знакомили с новыми разработками предприятия, а они обменивались опытом проектирования и эксплуатации устройств, выпускаемых НПП «ЭКРА». Конференция открылась выступлением технического директора НПП «ЭКРА» Наумова А. М., в котором он рассказал о научно‑техническом и производственных потенциалах предприятия в свете модернизации электроэнергетики. Далее на конференции прозвучали доклады, посвященные вопросам расчета резервных защит линий 110–220 кВ производства НПП «ЭКРА» (Сетевая компания Республики Татарстан), опыту внедрения системы мониторинга и сбора аварийной информации РЗА и ПА в татарской энерго-

01 / Ноябрь 2010

системе (РДУ Татарстана), комплексному сквозному проектированию РЗА, АСУ ТП и вторичных соединений энергообъектов (СевЗапНТЦ, г. С.‑Петербург) и другие. Представителем одной из генерирующих компаний были предложены для обсуждения различные новые цифровые аппаратные и схемные решения для применения в РЗА. Всего на конференции за время работы было заслушано более 30 докладов. Наибольший интерес и обсуждение в зале вызвали темы по основным защитам линий 110–220 кВ и 330–750 кВ, разработке схемы взаимодействия микропроцессорных терминалов РЗА и вопросы их эксплуатации. Для участников конференции была организована экскурсия по предприятию для ознакомления с технологиями производства терминалов РЗА и шкафов на их основе. В последний день участники конференции смогли подробнее обсудить волнующие их вопросы с сотрудниками НПП «ЭКРА». Также прошли трехсторонние (проектировщик-эксплуатация-производитель) переговоры по ряду проектов конкретных энергообъектов для принятия оптимальных технических решений. В завершение конференции участники высказали мнение о необходимости регулярного проведения подобных встреч. На них специалисты от производителей, эксплуатации и проектных организаций могут обменяться мнениями для выработки новых типовых проектных решений, что важно в условиях массовой замены электромеханических устройств РЗА на микропроцессорные.

События

Конференции

КГЭУ – организатор первой Всероссийской конференции по комплексной проблематике защит линий электропередачи В Казанском государственном энергетическом университете (КГЭУ) 25‑29 октября 2010 года прошла Всероссийская научно-практическая конференция «Высокочастотная связь, электромагнитная совместимость, обнаружение и плавка гололеда на линиях электропередачи». Она была организована при поддержке ряда министерств и Академии наук Республики Татарстан, ОАО «Сетевая компания» Татарстана, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «НТЦ электроэнергетики», ОАО «Энергетический институт им. Г. М. Кржижановского» и ряда вузов РФ. Целями Конференции стали обмен научными достижениями в областях, которые определены ее тематикой, для их применения в электро энергетике и привлечение студентов и аспирантов к научно-исследовательской работе. Практическое воплощение некоторых достижений науки участники Конференции смогли воочию увидеть в ходе экскурсий на ряд предприятий и энергообъектов Республики Татарстан. Помимо пленарного заседания, работа Конференции шла в рамках трех секций: «Высокочастотная связь на линиях электропередачи», «Электромагнитная совместимость на линиях электропередачи» и «Обнаружение и плавка гололеда на линиях электропередачи». Все эти темы на практике сильно взаимосвязаны, и в докладах на Конференции прозвучали пути решения проблем, возникающих в ходе эксплуатации линий электропередачи в энергосистемах. С докладами, затрагивающими вопросы релейной защиты, выступили специалисты НПП «ЭКРА», в том числе и на пленарном заседании. В них с разных сторон рассматривались вопросы соответствия выпускаемых предприятием устройств РЗА требованиям существующих

научно‑практическое издание

ГОСТов и отраслевых стандартов по ЭМС. Также прозвучал доклад по защите установок плавки гололеда, где был дан обзор реализованных, и опробованных в ходе трехлетней эксплуатации, технических решений релейной защиты для таких установок с переменным и постоянным током. В КГЭУ – традиционно сильная научная школа по высокочастотной связи, и подводя итоги Конференции, организаторы и участники отметили необходимость ежегодного проведения Всероссийской конференции по ВЧ связи в г. Казань. К сожалению, электромагнитная совместимость не имеет своей «площадки», на которой было бы возможно плодотворное обсуждение и разработчиками, и производителями, и эксплуатирующими организациями проблем, постоянно возникающих в этой области. Как бы ни хороша была аппаратная платформа, на энергообъектах иногда возникают непредвиденные ситуации, которые существенно отличаются от условий тестовых испытаний, регламентированных стандартами по ЭМС. И как бы уверенно ни озвучивали требования помехоустойчивости, следует признать, что накопленный практический опыт в этой области еще не столь значительный. В сложившейся ситуации сегодня очень важны плодотворный обмен и поиск технических решений, которые позволили бы упреждать негативные события, периодически возникающие на объектах электроэнергетики, в том числе и в критических ситуациях.

События

Заседание МЭК

ИТОГИ ЗАСЕДАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО КОМИТЕТА МЭК В МОСКВЕ С 4 по 8 октября 2010 года в выставочном павильоне ВВЦ № 55 «Электрификация» проходило заседание 10‑й рабочей группы 57‑го технического комитета Международной электротехнической комиссии (МЭК). Спонсорами мероприятия выступили 2 коллективных члена НП «СРЗАУ» – НПП «ЭКРА» и «ПроСофт Системы». В заседании в г. Москва приняли участие 44 специалиста из стран Европы, Азии, Америки и Австралии. Активное участие в работе принимали участники из других городов и стран мира посредством сервиса веб-конференции. В ходе первого дня на вводной секции с докладами выступили участники профильных комитетов МЭК по развитию профильных стандартов МЭК, IEEE и др. Было отмечено, что МЭК 61850 начинает активно цитироваться и внедряться в профильные стандарты на силовое оборудование и системы малой генерации. Например, стандартом МЭК 61400, сформулировавшим требования к ветроэнергетическим установкам, уже описан целый ряд логических узлов. Одновременно активно развиваются стандарты передачи данных, которые могут быть интегрированы в качестве протоколов в МЭК 61850. Интерес участников вызвало сообщение о дальнейшем развитии стандарта передачи данных в распределительных сетях и сетях среднего напряжения с использованием технологии передачи данных по силовой сети, который планируется гармонизировать с МЭК 61850. В рамках заседания секций проходила работа над вторым изданием стандарта МЭК 61850. В ходе обсуждений были затронуты следующие аспекты стандарта: • разработка и форма представления электронной версии стандарта на базе UML-модели. UML‑представление стандарта (Unified modeling language – унифицированный язык моделирования, давно применяемый в разработке программных систем) позволит получить дополнительный инструмент поддержки целост10

01 / Ноябрь 2010

ности и непротиворечивости глав стандарта МЭК 61850, и это сделает деятельность его разработчиков, в условиях длительной работы, более эффективной. Разработчики устройств и систем при этом получат возможность воспользоваться готовыми UML-диаграммами и включать их в качестве требований в свои проекты. На это стоит обратить внимание отечественным разработчикам устройств, программного обеспечения и систем, поддерживающих данный стандарт, которые, безусловно, должны иметь возможность отслеживать и вовремя реагировать на последние изменения в этой области, чтобы не утратить способность конкурировать с западными производителями; • дополнение информационной модели стандарта элементами, необходимыми для описания свободно программируемой логики функций РЗА; • разработка технического отчета, описывающего методики тестирования систем в соответствии со стандартом МЭК 61850; • руководящие указания по проектированию сетей передачи данных для построения решений на базе стандарта МЭК 61850. В силу того, что стандарт ориентирован на передачу жизненно важной информации по Ethernet-сетям, надежность и соответствие данного системного компонента необходимым требованиям, безусловно, будет определять надежность всей системы; • мониторинг состояния; • синхрофазоры. На итоговом заседании были озвучены результаты работы секций.

События

Автор: к.т.н., А. К. Белотелов, президент НП «СРЗАУ», г Москва

НП «СРЗАУ»

Некоммерческому партнерству «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» – 2 года

19 декабря 2010 года исполняется два года общественной организации Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электро энергетике» (НП «СРЗАУ»). Инициаторами создания этой общественной организации, в последствии вошедшими в состав учредителей НП «СРЗАУ», были Белотелов Алексей Константинович, Озорнин Степан Олегович, Орлов Юрий Николаевич и Пуляев Виктор Иванович. Эту инициативу поддержали, став учредителями НП «СРЗАУ», 3 известные организации: • ЗАО «ОРЗАУМ» – проектная организация с 80‑летней историей проектирования, исследований и разработок нормативных и технических материалов по РЗА и ПА; • ООО НПП «ЭКРА» – лидер отечественного современного релестроения с обширной номенклатурой выпускаемых устройств РЗА для энергообъектов ЕЭС России; • ЗАО «Радиус Автоматика» – отечественная компания, ориентированная на выпуск устройств РЗА, систем управления для распределительных электрических сетей, приборов для определения места повреждения линий электропередачи и специализированных испытательных установок для технического обслуживания. Необходимость создания такого общественного объединения была продиктована сложившимися условиями разобщенности субъектов электроэнергетики в результате реформирования энергетической отрасли, когда каждый субъект электроэнергетики, условно говоря, забывал, что является составной частью единой энергосистемы России, осуществляющей полный цикл выработки, передачи и распределения электроэнергии. научно‑практическое издание

Поэтому основными целями Партнерства стали: • содействие членам Партнерства в эффективной работе релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА) и автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) как составной части системы противоаварийного управления в Единой энергетической системе России (ЕЭС России); • содействие всем заинтересованным лицам и организациям в развитии теории и практики РЗА, ПА и АСУ ТП как областей научнотехнических знаний в Российской Федерации. Учредители НП «СРЗАУ» прекрасно понимали, что достижение указанных целей возможно только коллегиально, объединив на общес твенных началах компетентных специалистов и организации. За прошедшие два года ряды Партнерства значительно пополнились, и в настоящее время членами Партнерства являются 18 организаций и 7 специалистов. В 2009 году членами Партнерства стали 11 организаций, представляющих компаниипроизводители устройств РЗА, ПА, систем управления, ВЧ аппаратуры и испытательных установок, инжиниринговые и проектные компании, системные интеграторы: • ОАО «Ивэлектроналадка», г. Иваново; • ООО «НПП Бреслер», г. Чебоксары; • ООО «НПП «ПРОЭЛ», г. Санкт‑Петербург; • ООО «РЗА СИСТЕМЗ», г. Москва; • ООО «Уралэнергосервис», г. Екатеринбург; • ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары; • ООО «ИЦ «Бреслер», г. Чебоксары; • ООО «Энергопромавтоматизация», г. Санкт‑Петербург; • ОАО «НТЦ Электроцентромонтаж», г. Москва; • ООО «Прософт-Системы», г. Екатеринбург; • Филиал «Энергосетьпроект – НН‑СЭЩ», г. Нижний Новгород. 11

События

НП «СРЗАУ»

В 2010 году в Партнерство вступили еще 4 организации: • ЗАО «Чебоксарский электроаппаратный завод», г. Чебоксары; • ООО «Энергетика. Микроэлектроника. Автоматика», г. Новосибирск; • ЗАО «НПФ «Энергосоюз», г. Санкт‑Петербург; • ООО «Премко Электрик», г. Москва. Как видно из перечисленного состава, в нашем Партнерстве вполне миролюбиво уживаются конкурирующие организации, которые, вступив в Партнерство, сознательно выбрали путь здоровой конкуренции. Ряды Партнерства пополнили специалисты, известные в среде релейщиков: • Левиуш Александр Ильич, профессор, доктор технических наук; • Силаев Юрий Михайлович, кандидат технических наук; • Удрис Андрей Петрович, инженер-электрик, с 1962 года работающий в области релейной защиты и автоматики энергосистем. Нынешний состав Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» в состоянии успешно решать поставленные перед ним задачи. Два года – не такой большой срок, чтобы подводить итоги. Однако хочется поделиться некоторыми достижениями Партнерства в решении поставленных задач.

В период 7–9 апреля 2009 года на ВВЦ в па вильоне «Электрификация» проведена Всероссийская конференция релейщиков «Релейная защита и автоматика 2009». В конференции приняли участие более 160 специалистов, представляющих около 90 предприятий и организаций России и ближнего зарубежья. Конференция прошла под лозунгом консолидации научно-технической общественности и организаций, работающих в области развития, производства, проектирования, внедрения и экс12

01 / Ноябрь 2010

плуатации систем релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА) и систем управления (АСУ ТП) в ЕЭС России. На конференции было заслушано 44 доклада, затрагивающих все аспекты развития, производства, проектирования, внедрения и эксплуатации РЗА, ПА и АСУ ТП в ЕЭС России. По результатам работы Конференции было принято решение, которое практически легло в основу плана работы нашего Партнерства. В работе юбилейной XX конференции и выставки «Релейная защита и автоматика энергосистем‑2010» приняли участие практически все члены Партнерства, выступая с докладами и экспонируя свои достижения на выставке. В декабре 2008 года совместно с издательским домом «Вся электротехника» успешно реализован проект по выпуску специализированного журнала «РЕЛЕЙЩИК». На выставке «Электрические сети России‑2009» этот проект был отмечен дипломом. В течение полутора лет журнал выпускался при активной информационной поддержке НП «СРЗАУ». Сформированы и приступили к работе две рабочие группы: • рабочая группа МЭК 61850, задачей которой является обобщение теории и практики применения настоящего стандарта. Руководитель рабочей группы – Кочетков Иван Викторович; • рабочая группа по нормативно-технической документации (НТД), которой поручено разработать структуру базы НТД и принципы систематизации и фильтрации информации, поступающей от Российского национального комитета МЭК (РНК МЭК). Руководитель рабочей группы – Силаев Юрий Михайлович. Партнерство наделено полномочиями органа Системы добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК» с широкой областью полномочий. Некоммерческое партнерство ориентировано на активную и компетентную помощь и содействие субъектам электроэнергетики в координации и проведении единой (согласованной) научно-технической политики. Как видно, поле деятельности Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» довольно обширно, ведь решать поставленные задачи можно только коллегиально, общими усилиями компетентных организаций и специалистов. Подробную информацию о Партнерстве и членах Партнерства можно найти на сайте: www.srzau-np.ru

События

научно‑практическое издание

НАУКА

Авторы: П.Г. Варганов, начальник СКБ РЗА, А.Н. Донской, начальник КБ МПТ-2, ЗАО «ЧЭАЗ», г. Чебоксары

Релейная защита

Интегрированная среда разработчика RAD ТП для свободно программируемых терминалов серии БЭМП По сравнению с универсальным промышленным контроллером (далее «ПК») микропроцессорное устройство РЗА (далее «терминал») имеет особенности: • ограниченная функциональность в силу специфики решаемых задач РЗА; • ограниченный набор функциональных блоков РЗА; • относительно высокие требования к быстродействию (например, в БЭМП время цикла аналого-цифрового тракта 416 мкс, частота выборок осциллографирования – 800 Гц, цикл расчета логики РЗА – 2,5 мс); • относительно мало меняющаяся структура данных (набор уставок, структура меню пользовательского интерфейса и др.). Это обусловило определенную специфику аппаратной части терминалов: обычно никто не использовал в качестве терминала РЗА типовые ПК. Аналогично, при программировании терминалов преобладал индивидуальный подход к каждому

типоисполнению. Поэтому конечному пользователю редко предлагается система программирования терминала, что давно стало необходимым требованием для универсальных ПК [1]. Отличие терминалов от ПК закрепилось даже в терминологии – в области РЗА зачастую говорили только о «свободно конфигурируемой логике», а определение «свободно программируемое» сразу поднимает устройство на высшую ступень. В то время как в ПК есть просто понятие «технологическая программа» (далее «ТП»), которую конечный пользователь обычно проектирует полностью самостоятельно. При разработке терминалов серии БЭМП производства ЗАО «ЧЭАЗ» сделан шаг в сторону приближения системы программирования к ПК. С помощью фирменного программного обеспечения RAD ТП (Rapid Application Development, среда быстрой разработки ТП, [2]) возможно решение самых различных задач программирования терминала на следующих уровнях:

Уровень

Задача

Примечания

Пользовательский (настройка под конкретную задачу)

Настройка параметров и уставок терминала

Решается без применения RAD ТП, при помощи фирменной системы мониторинга и конфигурации либо непосредственно с пульта БЭМП – путем настройки программных ключей, уставок и различных матриц связи сигналов. В RAD ТП задаются только исходные значения, настройки и конфигурация

Гибкая конфигурация входных дискретных сигналов и выходных реле Включение в работу необходимых блоков РЗА, предусмотренных в полнофункциональной схеме для данного типоисполнения терминала

01 / Ноябрь 2010

Прикладной (разработка ТП)

Составление ТП из типовых функциональных блоков на языке FBD (Function Block Diagram), который максимально приближен к привычному виду функциональной схемы РЗА

Решается в RAD ТП с уровнем доступа «пользователь» (аналогичную функциональность имеют многие фирменные системы программирования терминалов)

Прикладной «продвинутый»

Проектирование меню терминала и структуры используемых данных (в т.ч. типов данных, способов их отображения на терминале, способов доступа к ним, в т.ч. из систем АСУ ТП)

Решается в RAD ТП с уровнем доступа «продвинутый пользователь»

Системный

Проектирование новых функциональных блоков на низком уровне (с использованием встроенного в RAD ТП языка программирования)

Решается в RAD ТП специалистами СКБ РЗА, знакомыми с системным ПО БЭМП и встроенным языком RAD ТП

НАУКА

Релейная защита

Редактор RAD ТП проектировался с самого начала разработки БЭМП, одновременно с системным програм мным обеспечением и аппаратной частью. Все типовые функциональные схемы РЗА для различных типоисполнений

БЭМП изначально проектировались на RAD ТП, что позволило выпустить изделие на рынок в короткие сроки. Проектирование логики РЗА в RAD ТП (рис. 1) осуществляется при помощи типовых функциональ-

а)

ных блоков на графическом языке FBD (Function Block Diagram), который используется во многих средствах программирования ПК и, в том числе, входит в стандарт МЭК 61131–3 [1].

б) Рис. 1. F BD в RAD ТП.

По сравнению с другими средствами разработки RAD ТП имеет следующие особенности: • понятие «нити кода» для явного указания порядка расчета элементов на FBD (рис. 1 а); • гибкое представление данных проекта (редактирование на FBD или в табличной форме); • возможность изменения графического представления блоков, а также введения произвольных графических элементов и комментариев на FBD, что способствует улучшению документирования проекта; • удобные механизмы клонирования входных сигналов функциональных блоков; • возможность инвертирования сигналов на входах функциональных блоков (рис. 1 б); • возможность создания макроблоков (группировки блоков с последующим их использованием в качестве типового блока); • гибкость понятий «вход» и «параметр» блока – задание констант на входах (рис. 1 б) и вынесение параметра в интерфейс макроблока. К сожалению, в условиях ограниченных процессорных ресурсов в БЭМП

затруднена реализация полноценного отладчика. Тем не менее, логику работы ТП можно частично проверить на симуляторе. В последнее время многие производители терминалов также стали предлагать фирменные средства разработки ТП, что можно только приветствовать. Тем не менее, вопрос о целесообразности и допустимости самостоятельного программирования терминалов потребителем по-прежнему остается дискуссионным. Более того, обсуждается проблема излишней сложности микропроцессорных средств РЗА для по требителя [3]. Легкость изучения и использования современных RAD средств дает иллюзию вседозволенности, в то время как грамотное проектирование средств РЗА остается сложной и ответственной задачей: • необходим комплексный, системный поход к проектированию, с учетом всех вариантов протекающих процессов и возможной реакции средств РЗА; • д ля решения этой задачи разработчик должен иметь необходимую квалификацию, в том числе свободное владение широким кругом научноинженерных знаний, а также опыт проектирования реальных систем;

научно‑практическое издание

• необходимо полное знание особенностей конкретного типоисполнения терминала, которые могут оказаться критичными в самых различных штатных и аварийных ситуациях. Готовы ли потребители потратить значительные ресурсы на качественное и надежное проектирование и нести всю полноту ответственности за реализацию своего проекта? Учитывая все изложенное, ЧЭАЗ позиционировал RAD ТП в основном как внутреннее средство для разработки широкого модельного ряда терминалов серии БЭМП. Эта задача была успешно решена в короткие сроки. Такой подход позволяет нам оперативно реагировать на пожелания потребителей и при необходимости быстро решать нетиповые задачи. Литература: 1. Петров И.В. Программируемые контроллеры. Стандартные языки и приемы прикладного проектирования/Под ред. проф. В.П. Дьяконова. М.: СОЛОН-Пресс, 2004. 2. Микропроцессорный блок релейной защиты и автоматики серии БЭМП. Руководство разработчика функциональных схем РЗА. БКЖИ.656316.001 РЭ3. 3. Семинар «Актуальные проблемы РЗА и АСУЭ». Выводы и рекомендации/«Новости электротехники», № 3 (51) 2008, с. 72.

НАУКА

Авторы: В.Г. Наровлянский, А.Б. Ваганов, И.А. Иванов, ОАО «Институт «Энергосетьпроект», г. Москва

Автоматика

Результаты испытаний устройства ликвидации асинхронного режима алар-м на электродинамической модели энергосистемы Приведены результаты комплексных испытаний на электродинамической модели микропроцессорного устройства противоаварийной автоматики АЛАР-М, использующего новый алгоритм выявления и ликвидации асинхронного режима. Целью испытаний было определение области применения устройства АЛАР-М, использующего прямые признаки контроля угла и скольжения для выявления и ликвидации асинхронного режима. Проведенные испытания показали эффективность применения алгоритма, исполь зщующего прямые признаки контроля угла и скольжения, в отличие от алгоритмов, использующих косвенные признаки выявления асинхронного режима.

Ключевые слова: противоаварийная автоматика, ликвидация асинхронного режима, микропроцессорные устройства, испытания на электродинамической модели. Возникающий при нарушении устойчивости асинхронный режим (АР) представляет в общем случае серьезную опасность для энергосистемы (ЭС) из-за возможного развития аварии с обесточиванием большого числа потребителей. В практике работы энергосистем причиной многих аварий являлся своевременно не ликвидированный АР. Поэтому к надёжности и эффективности устройств автоматической ликвидации АР (АЛАР) предъявляются высокие требования. При этом наличие сколь угодно развитых систем противоаварийной автоматики (ПА) не может снизить эти требования [1, 2]. В качестве устройств выявления и ликвидации асинхронного режима (АР) в ЭС используются как традиционные электромеханические [2] и электронные [3] устройства АЛАР, так и современные микропроцессорные устройства [4]. Использование косвенных признаков выявления АР (взаимодействие реле мощности, сопротивления, тока) в большинстве этих устройств, а также ограниченные возможности и несовершенство электромеханических устройств АЛАР не позволяют правильно выявлять АР в ряде режимов работы энергосистем. Основные недостатки [2] таких устройств: 16

01 / Ноябрь 2010

• невозможность выявления АР при большом скольжении (в наиболее тяжелых случаях этого режима), связанная с ограниченным быстродействием электромеханических реле, сравнимым с возможной длительностью АР, а также с несовершенством выявления первого цикла асинхронного хода; • сложность и недостаточная надёжность согласования статических и динамических характеристик срабатывания разнотипных реле (тока, сопротивления, мощности), приводящие к отказу устройства АЛАР при повышенных скольжениях в условиях АР и, кроме того, вызывающие значительные затруднения при настройке устройств; • зависимость функционирования от вида нагрузки в месте установки. В последние годы большинство разработчиков микропроцессорных устройств ПА, как отечественных, так и зарубежных, не имеющих практического опыта использования систем ПА, пошли по пути прямого копирования алгоритмов традиционных (электромеханических и электронных) устройств. Поэтому многие микропроцессорные устройства АЛАР российского и зарубежного производства, как правило, повторяют и указанные выше недостатки. Многолетний опыт проектирования систем ПА в ОАО «Институт «Энергосетьпроект» показал, что отмеченные недостатки могут быть в большой мере устранены при переходе на прямые признаки – контроль угла и скольжения для выявления и ликвидации АР [5]. В результате исследований,

НАУКА

Рис. 1. Общий вид устройства АЛАР-М.

Автоматика ориентированных на возможнос ти современных программнотехнических средств, в ОАО «Институт «Энергосетьпроект» был разработан алгоритм [4, 6], а в со дружестве с НПП «Энергоизмеритель» (г. Москва) разработано и выпущено первое в РФ современное микропроцессорное устройство АЛАР-М, использующее прямые признаки выявления АР. Устройство АЛАР-М (рис. 1) является альтернативой традиционным устройствам аналогичного назначения и с 2000 г. успешно эксплуатируется в энергосистемах России (ОЭС Центра, Северо-Запада, Юга, Урала, Сибири, Востока). Особенности устройства АЛАР-М: • простота настройки (не требуется предварительный анализ режимов сети); • автоматическая блокировка при коротких замыканиях (КЗ) и коммутациях в сети (без необходимости выставления уставок блокирования) [6]; • функционирование не зависит от нагрузки в месте установки; • может быть использовано как отдельное устройство, в сочетании «основное – резервное», в группе из нескольких координированных аналогичных устройств; • может быть использовано для защиты генераторов от АР. С целью разработки рекомендаций, определяющих область применения устройств автоматики выявления и ликвидации асинхронных режимов, Системным Оператором в период 2006–2008 гг. были инициированы комплексные испытания устройств АЛАР на цифро-аналоговом физическом комплексе ОАО «НИИПТ». (Отчёты по этим испытаниям имеются в ОАО «СО ЕЭС».) Для целей испытаний была собрана электродинамическая модель энергосистемы. В состав энергосистемы входили АЭС мощностью 1000 МВт, ГЭС мощностью 1000 МВт, ТЭС мощностью 300 Мвт, вставка постоянного тока ВПТ и крупная энергосистема, представленная шинами бесконечной мощности. Электрические станции примыкали к сети 330 кВ. Нагрузки энергосистемы включены на шинах станций и на подстанциях сети. Устройства АЛАР контролировали линию с двумя промежуточными узлами с нагрузками. Изменяя состав генераторов, схему сети и параметры нагрузки, на модели создавали асинхронные режимы с различным характером переходных процессов. Во время испытаний по специально разработанной по заданию ОАО «СО ЕЭС» программе на цифро-аналоговой физической модели научно‑практическое издание

ОАО «НИИПТ» асинхронные режимы создавались при следующих аварийных возмущениях: • однофазные КЗ с неуспешным ОАПВ линии; • двухфазные КЗ с АПВ линии; • двухфазные КЗ с неуспешным АПВ линии; • двухфазные КЗ с отключением линии; • двухфазные КЗ с отключением линии при отказе фазы выключателя и работе УРОВ; • трехфазные КЗ с отключением линии; • аварийные небалансы активной мощности с изменением частоты; • каскадная последовательность нескольких аварийных возмущений. Проверялась работа устройств при различном расположении ЭЦК на контролируемом участке по отношению к узлу установки устройства и в режимах с реверсом перетока мощности по контролируемой линии. АЛАР-М успешно прошёл все этапы испытаний. В устройстве АЛАР-М предусмотрена регистрация векторов напряжения и тока, которая автоматически запускается при срабатывании устройства. Специальная подпрограмма, входящая в состав поставки устройства, позволяет использовать регистрограммы, сохраняющиеся в памяти устройства, для последующего анализа работы АЛАР-М. Ниже приведён ряд примеров, характеризующих работу устройства АЛАР-М при испытаниях на электродинамической модели ОАО «НИИПТ».

Рис. 2. Р асшифровка регистрограммы АЛАР-М. По левой вертикальной оси отложена разность углов напряжений по концам контролируемого участка. По правой – номер сработавшего реле. Под осью времени кроме её обозначения (t, c) приведён полный набор уставок (см. [7]), использованный в данном эксперименте.

На рис. 2 показана работа всех трёх ступеней устройства АЛАР-М в ситуации, когда короткое замыкание (КЗ) в энергосистеме привело к возникновению АР с проворотами и качаниями угла. В момент КЗ контролируемый угол перешел через 1800. Но при этом в соответствии с алгоритмом отстрой17

НАУКА

Автоматика ки от КЗ и коммутационных процессов [6] действие устройства оказалось заблокировано на время КЗ. В данном эксперименте скольжение положительно (контролируемый угол нарастает), поэтому в устройстве срабатывают реле положительного скольжения: №№ 1, 3, 5. Длительность паузы после срабатывания реле была выбрана минимальной: 0,3 сек., чтобы показать возможность устройства реагировать на провороты, происходящие с интервалом 0,4 сек. (4‑й и 5‑й провороты). На рис. 3 показана работа устройства АЛАР-М в эксперименте с отрицательным скольжением контролируемого угла. Срабатывают реле №№ 2, 4, 6. После работы всех трёх ступеней устройство вернулось в исходное состояние, а так как асинхронный ход не прекратился, снова сработало реле № 2.

Рис. 3. Р асшифровка регистрограммы АЛАР-М. Скольжение отрицательное.

В другом эксперименте (рис. 4) в результате КЗ и затянувшейся паузы ОАПВ ток фазы А был отключён более 4 секунд. Этого времени оказалось достаточно, чтобы асинхронный ход начался и, судя по качаниям тока, произошло 4 проворота.

Рис. 4. Ф азные токи эксперимента с затянутой паузой ОАПВ.

Если при этом в настройке устройства не указано «отключить проверку асимметрии тока», технологический алгоритм АЛАР-М заблокирован имеющейся асимметрией тока. Если настроен режим «отключить проверку асимметрии тока», АЛАР-М чётко отрабатывает каждый проворот (рис. 5). 18

01 / Ноябрь 2010

Рис. 5. Р егистрограмма эксперимента с затянутой паузой ОАПВ (рис. 4).

Выводы Проведённые по инициативе ОАО «СО ЕЭС» в 2006–2008 гг. комплексные испытания устройств АЛАР на цифро-аналоговом физическом комплексе ОАО «НИИПТ» по специально разработанной программе показали, что устройство АЛАР-М: • правильно срабатывает по выявлению заданного количества проворотов АР; • надёжно выявляет наличие/отсутствие ЭЦК на контролируемом участке; • не имеет ложных срабатываний; • правильно срабатывает в условиях искажения формы синусоиды тока и напряжения; • обеспечивает выявление АР в период затянутой паузы ОАПВ; • обеспечивает защиту участков электропередачи с промежуточным отбором мощности; • надёжно блокируется на время всех видов КЗ и коммутационных переключений; • надёжно работает в паре «основной – резервный». Литература: 1. Иофьев Б.И. Принципы построения устройства прекращения асинхронного режима//Электричество. – 1976. – № 9. – с. 6–11. 2. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. Автоматика ликвидации асинхронного режима. – М.: Энергоатомиздат, 1984. 3. Бринкис К.А., Семёнов В.А. Селективная делительная защита при асинхронном ходе. Электрические станции, 1975, № 2, с. 66–68. 4. Наровлянский В.Г. Современные методы и средства предотвращения асинхронного режима электроэнергетической системы. М., Энергоатомиздат, 2004, 359 с. 5. Розенблюм Ф.М., Любарский Д.Р., Брухис Г.Л. и др. Устройство прекращения асинхронного хода. Патент 2002352 (РФ) от 30.10.1993. 6. Наровлянский В.Г., Ваганов А.Б. Способ определения короткого замыкания в электроэнергетической системе. Патент № 2374733 от 27.11.2008. 7. Наровлянский В.Г., Любарский Д.Р., Ваганов А.Б., Иванов И.А. Методические основы настройки микропроцессорного устройства ликвидации асинхронного режима АЛАР-М.//Сов ременные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем. Сборник докладов Международной научно-технической конференции (Москва, 7–10 сентября 2009). Москва. Научно-инженерное информационное агентство.– 2009. – c. 562–568.

НАУКА

Испытания, ввод в эксплуатацию

научно‑практическое издание

НАУКА

Автоматика УДК 621.317.737

Авторы: к.т.н. В.Н. Козлов, к.т.н. М.И. Петров, «НПП Бреслер», г. Чебоксары

Дугогасящие катушки и автоматика управления ими Рассмотрены вопросы компенсации емкостного тока сети с изолированной нейтралью. Приведены основные способы, используемые для построения автоматики управления дугогасящими реакторами, в том числе наиболее перспективный способ для микропроцессорной реализации – по частоте свободных колебаний контура нулевой последовательности сети.

Ключевые слова: однофазные короткие замыкания на землю, дугогасящий реактор, резонанс, контур нулевой последовательности сети, расстройка компенсации, собственные колебания контура. The problems of compensation of capacitive current network with isolated neutral. The main methods used to build automation control arcing reactors, including the most promising way to implement microprocessor – the frequency of free oscillation circuit zero-sequence network. Keywords: Single-phase ground fault, arcing reactor resonance circuit zero sequence network, the detuning compensation, the natural oscillations of the circuit.

01 / Ноябрь 2010

Наиболее частым видом повреждения линий электропередач (ЛЭП) являются однофазные короткие замыкания на землю (ОЗЗ). С целью повышения надежности снабжения потребителей при ОЗЗ используется режим работы сети с изолированной нейтралью. Если через точку ОЗЗ протекают приемлемые токи, не вызывающие повреждения, то не требуется немедленное отключение линии и такой режим ее работы может быть сохранен достаточно долго. Токи через точку замыкания в таких сетях определяются в основном емкостью линии относительно земли. С изолированной нейтралью работает основное количество распределительных сетей 6…35 кВ. ЛЭП бывают воздушные и кабельные. Относительно земли они (рис. 1) представляют собой емкости фаз, шунтированные сопротивлениями изоляции. Воздушные ЛЭП имеют величину емкости порядка 0,01…0,05 мкФ/км, кабельные – 0,2…0,5 мкФ/км [1]. Поэтому емкостные токи, протекающие через точку замыкания при ОЗЗ, в кабельных линиях на порядок больше, чем в воздушных. Соответственно, и тяжесть аварии для кабельных линий существенно выше, чему способствуют и их конструктивные особенности. Большие токи приводят к возникновению дуги в месте ОЗЗ. Дуга в кабельных линиях вызывает расплавление изоляции и переход однофазного замыкания в междуфазное, причем не только в поврежденном кабеле, но и других кабелях при их прохождении в одном кабельном канале. В результате, последствие дуги – тяжелая сете-

вая авария с дорогостоящим и длительным восстановлением работоспособности. Еще одна неприятность, обусловленная пробоем изоляции фазы линии при ОЗЗ – возникновение перенапряжения, при котором напряжения в неповрежденных фазах сети кратковременно увеличиваются в 2…4 раза. Это может привести к пробою изоляции неповрежденных фаз сети и подключенного к ней электрооборудования. Особенно критичны к перенапряжениям электродвигатели, изоляция которых имеет меньшие запасы по пробивному напряжению, чем у кабелей. Активное сопротивление изоляции фаз на два порядка больше емкостного сопротивления, поэтому ток в месте замыкания носит в основном емкостной характер, что позволило Петерсону в 1916 году [2] предложить компенсировать его за счет индуктивного тока, создаваемого специально установленной дугогасящей катушкой (ДГК). Вместо термина «дугогасящая катушка» часто используют термин «дугогасящий реактор» (ДГР). Для того чтобы не устанавливать три ДГК в каждую фазу сети, используется схема с одной ДГК, подключаемой между землей и нейтралью сети. Если нейтраль генератора или силового трансформатора сети недоступна, используется другой нейтралеобразующий трансформатор – TN на рис. 1. Это может быть трансформатор, специально изготовленный для такой задачи, или трансформатор собственных нужд подстанции с выведенной нейтралью первичных обмоток. Необходимо, чтобы трансформатор имел дополнительную вторичную обмотку, соединенную в замкнутый треугольник для обеспечения малого собственного сопротивления токам нулевой последовательности. Часто такой трансформатор называют «фильтр нулевой последовательности». При ОЗЗ токи замыкания протекают через ДГК и нейтраль системы, то есть являются токами нулевой последовательности. Поэтому путь протекания тока часто называют «контуром нулевой последовательности» сети (КНП).

НАУКА

Автоматика На рис. 1 приведена схема замещения сети в режиме ОЗЗ. Индуктивность ДГК подбирается из условия равенства (компенсации) индуктивной составляющей ее тока и емкостного тока сети. Таким образом, при полной компенсации ток в точке ОЗЗ равен активной составляющей тока ДГК и называется остаточным (не скомпенсированным) током замыкания, а входное сопротивление КНП становится чисто активным. Режим работы цепи, содержащей реактивные элементы, при котором ее сопротивление оказывается чисто активным, называется резонансом [3]. Соответственно, заземление нейтрали сети через ДГК называют «резонансным заземлением нейтрали».

Умножив числитель и знаменатель на напряжение между землей и нейтралью сети (напряжение на нейтрали сети), это выражение можно привести к виду

Отклонение какого‑либо параметра от заданной величины называют расстройкой. В качестве такого параметра обычно выбирают тот, который зависит от элементов цепи и не зависит от режима ее питания. Для характеристики резонанса в КНП таким параметром является реактивное сопротивление или реактивная проводимость сети, а поскольку компенсации подлежит емкостная проводимость BC, то расстройку компенсации относительно этой проводимости определяют как

Непосредственное измерение проводимостей или емкостного тока затруднительно, поэтому факт настройки на резонанс КНП определяют косвенными методами. Наиболее известные из этих методов – экстремальный и фазовый. Первый основан на прохождении кривой напряжения на нейтрали сети через максимум при резонансе. Второй – на изменении знака угла этого напряжения относительно базового вектора. Величиной, контролируемой при любом способе настройки ДГР, является напряжение на нейтрали сети. Измеряется это напряжение с помощью измерительного трансформатора напряжения секции шин на выводах обмотки, включенной в разомкнутый треугольник. Слож-

(1) где IC – емкостной ток цепи, IL – ток дугогасящей катушки. Расстройка компенсации является величиной безразмерной и обычно измеряется в %. Физически расстройка характеризует не скомпенсированную долю емкостного тока сети. При недокомпенсации (емкостной ток превышает индуктивный) υ>0, при перекомпенсации (индуктивный ток превышает емкостной) υ<0, при резонансе υ=0.

Рис. 1. Схема замещения сети.

научно‑практическое издание

НАУКА

Автоматика ность обработки этого напряжения заключается в его малой (в идеале нулевой) величине в нормальном режиме работы сети. Для воздушных сетей напряжение на нейтрали главным образом определяется несимметрией фаз линии относительно земли. Констатируя этот вынужденный факт, ПУЭ допускает работу сети с уровнем напряжения смещения нейтрали до 15 % от фазного напряжения. В кабельных линиях несимметрия фаз мала, и измеряемая величина напряжения имеет величину десятки мВ, причем определяется оно, главным образом, шумами (помехами), наводимыми в КНП. Данные шумы представляют собой высокочастотные составляющие, порожденные работой оборудования, в основном это третья гармоника и гармоники, кратные основной частоте. Экстремальный способ настройки ДГР Принято считать, что в сети всегда имеется естественная несимметрия, которая определяется небалансом фазных проводимостей изоляции (рис. 1). Поскольку активное сопротивление изоляции существенно больше ее емкостных составляющих, коэффициент, характеризующий естественную несимметрию, записывается как . Напряжение естественной несимметрии UHC и напряжение на нейтрали компенсированной сети определяются из выражений: ; , где υ – расстройка компенсации, а величину d, обратную добротности контура Q, называют затуханием контура или коэффициентом успокоения сети [4]. Последняя формула показывает, что напряжение на нейтрали реальной сети имеет максимальное значение при расстройке компенсации, т. е. в точке резонансной настройки, и стремится к нулю при увеличении независимо от ее знака. Все шумы в напряжении нулевой последовательности, с частотой, кратной основной гармонике, при резонансе в КНП также достигают своего максимума. В итоге суммарное напряжение, измеряемое на нейтрали, особенно для воздушных и воздушнокабельных линий, достигает нескольких вольт. В сетях с хорошим качеством изоляции добротность КНП находится в пределах 15…30. Поэтому зависимость

01 / Ноябрь 2010

или имеет ярко выраженный экстремум – рис. 2. Данный факт легко использовать для настройки КНП в резонанс.

Рис. 2. А мплитудная и фазовая характеристики, снятые автоматическим регулятором ДГР «Бреслер‑0117.60».

Однако, несмотря на простоту реализации, экстремальный принцип не получил широкого распространения для построения регуляторов ДГР. Объясняется это рядом причин: •   напряжение на нейтрали изменяется не только при изменении параметров сети, но и при изменении нагрузки, что вынуждает включать привод регулятора и проверять нахождение в точке резонанса; •  невозможно при изменении UN заранее определить, в какую сторону необходимо изменять индуктивность ДГР; •   при больших значениях расстройки компенсации автоматический регулятор не может вывести ДГР в резонансный режим, так как кривая изменения напряжения (красная линия на рис. 2) имеет пологий участок; •  из-за малого уровня естественной несимметрии невозможна работа в кабельных сетях; •  в сетях с резистивным заземлением нейтрали резонансная кривая становится пологой, и требуется очень высокая чувствительность регулятора для сохранения работоспособности. Следует также отметить, что плунжерные ДГР не рассчитаны на частое включение привода. Поэтому обязательным требованием к их автоматике управления является включение привода только при выходе расстройки за заданные пределы и выполнение настройки за одно включение.

НАУКА

Автоматика Фазовый способ настройки ДГР Наиболее распространенным является фазовый способ определения расстройки компенсации сети. Способ основан на контроле угла вектора напряжения на нейтрали сети относительно базового вектора, угол которого не зависит от режима сети. Обычно в качестве базового принимается вектор линейного напряжения. Метод применяется исключительно в сетях с искусственной несимметрией сети. Такая ситуация объясняется тем, что суммарная величина естественной несимметрии и шумов постоянно меняет свой угол в зависимости от режима работы сети и ее конфигурации. Для достижения приемлемой точности величина искусственной несимметрии должна на порядок превышать естественную несимметрию. Поэтому метод применяется преимущественно в кабельных сетях [5]. Напряжение искусственной несимметрии может быть создано любым доступным способом: подключением к фазе сети высоковольтного конденсатора; асимметрированием фазных обмоток нейтралеобразующего трансформатора TN ДГР; введением в нейтраль сети сигнала от внешнего источника [5]. В любом случае это весьма затратное, малонадежное и нежелательное мероприятие. Методу присущ целый ряд недостатков: •  необходимость смещения нейтрали, от величины которого зависит точность; •  работоспособность лишь при небольших значениях расстройки компенсации, так как далее кривая становится пологой (рис. 2); •  зависимость напряжения 3UN от добротности Q КНП; •   практическая неработоспособность метода в низкодобротных сетях из-за слабой зависимости фазы напряжения 3UN от степени расстройки компенсации (рис. 3).

Способ настройки ДГР по частоте собственных колебаний КНП Любые возмущения в контуре нулевой последовательности, связанные с перераспределением энергии между индуктивностью и емкостью контура, приводят к возникновению в контуре свободных колебаний. Величиной изменения энергии в процессе колебаний определяются величины свободных составляющих тока и напряжения нулевой последовательности. В то же время, из курса ТОЭ [3] известно, что частота и время затухания свободных колебаний, возникающих в контуре, определяются только параметрами контура и не зависят от величины и характера возмущающего воздействия. Этот факт можно использовать для определения параметров КНП, а следовательно, и для настройки ДГР [6, 7]. Естественными возмущениями являются: подключение (отключение) фидера; загорание (погасание) дуги при ОЗЗ; изменение емкости сети при ОЗЗ и др. Однако для постоянного контроля параметров КНП колебания должны создаваться устройством контроля, а естественные возмущения носят случайный характер. В случае, когда в сети установлен ДГР, такие возмущения легко создать путем изменения энергии реактора, которая определяется суммарным током, протекающим через его обмотки. Например, можно изменить энергию реактора за счет подачи (инжекции) тока в дополнительную (или измерительную) обмотку (рис. 4). При этом свободные колебания возникают как в момент подачи импульса, так и в момент его снятия. Однако схемы замещения КНП сети в этих режимах различны.

Рис. 4. П ринцип инжекции тока в измерительную обмотку ДГР.

Рис. 3. Реальные амплитудная и фазовая характеристики, снятые автоматическим регулятором ДГР «Бреслер‑0117.60», для низкодобротного контура.

научно‑практическое издание

В схеме рис. 5 а присутствуют параметры генератора импульсов тока (G) и измерительной обмотки ДГР. При изменении зазора в сердечнике ДГР изменяется индуктивность рассеяния, следовательно, и параметры измерительной обмотки, которая у различных типов ДГР по-разному расположена относительно зазора. Возникает 23

НАУКА

Козлов Владимир Николаевич –

Автоматика также вопрос о форме, интенсивности и длительности инжектируемого тока. Очевидно, что схема рис. 5, б предпочтительнее для измерений, она проще и в ней отсутствуют параметры измерительной обмотки и источника возмущения. После преобразования эта схема сводится к схеме замещения рис. 6. В качестве наблюдаемой величины используется напряжение на нейтрали сети UN.

родился 15.08.1952 г. Окончил Чувашский государственный

грамма разбита на три участка: 1 – до момента инжекции тока; 2 – в момент инжекции тока; 3 – после прекращения действия накладываемого импульса тока. Визуально трудно найти различия кривой UN на этих участках, т. е. инжектируемый ток не велик и не приводит к заметному изменению напряжения на нейтрали сети. Тем не менее, микропроцессорный терминал поз воляет совместить осциллограммы 1‑го и 3‑го участков и найти разностный сигнал (рис. 8), который и является напряжением свободных колебаний – UN, св.

университет им. И.Н. Ульянова в 1975 г., кафедра «Электрические аппараты». В 1985 г. защитил кандидатскую диссертацию

Рис. 5 а. С хема замещения сети при воздействии источника наложения.

в Ленинградском политехническом институте на тему «Комплексная защита судовых генераторов». Доцент каф. Рис. 7. Рабочая осциллограмма автоматического

«ТОЭРЗА» Чувашского

регулятора «Бреслер-0107.060».

госуниверситета, главный конструктор ООО «НПП Бреслер».

Рис. 5 б. С хема замещения сети при отсутствии источника наложения.

Рис. 6. Расчетная схема замещения сети.

Следующий важный момент – как выделить свободные колебания наблюдаемой величины. Интенсивность этих колебаний определяется величиной энергии, внесенной в КНП. В целом, напряжение UN состоит из напряжения несимметрии фазных величин и шумов, создаваемых сетью и работающим оборудованием. Казалось бы, что чем больше эти составляющие, тем больше энергии в КНП надо вносить, чтобы повысить интенсивность свободных колебаний для их различимости на общем фоне. Однако это требование резко ослабляется при применении современных методов обработки сигналов. Например, на рис. 7 приведена осциллограмма UN, снятая при работе автоматическим регулятором ДГР «Бреслер‑0107.060». Осцилло24

01 / Ноябрь 2010

Рис. 8. Выделенная свободная составляющая.

Теперь, имея кривую свободных колебаний, можно перейти к основной задаче автоматического регулятора ДГР – определения и поддержания заданной расстройки КНП. Выражение (1) можно преобразовать к виду, характеризующему влияние частоты на величину расстройки: (2) . Из решения дифференциального уравнения для схемы рис. 6 можно получить выражение для свободной составляющей напряжения на нейтрали сети в виде

НАУКА

Автоматика ,

Петров Михаил

стройки КНП сети, тем более что величина затухания контура легко определяется [3] как

где величины U0 и θ определяются состоянием схемы в момент прекращения инжекции тока (начало участка 3 на рис. 7), а частота и коэффициент затухания свободных колебаний определяются корнями характеристического уравнения

Иванович – родился 07.10.1956 г.

Окончил Чувашский государственный университет

Следовательно

им. И.Н. Ульянова в 1979 г., кафедра

«Электроснабжение промышленных предприятий». В 1994 г.

где

защитил кандидатскую диссертацию в Московском энергетическом институте на тему «Совершенствование средств компенсации емкостных токов

езонансная частота идеального р (без потерь) резонансного контура. Можно выразить через добротность контура Q или коэффициент успокоения сети d

замыкания на землю». Доцент кафедры «ЭСПП

им А.А. Федорова» Чувашского

Соответственно выражение для

примет вид

госуниверситета, главный специалист по режимам нейтрали ООО «НПП Бреслер».

, из которого видно, что, например, при добротности Q=10 , т.е. отличие составляет 0,25%. Таким образом, несмотря на то, что < и только при отсутствии потерь в контуре ( =0) = , даже в контурах средней добротности, можно, без значительных ошибок, использовать для вычисления расстройки по выражению (2) значение вместо . Однако в последнее время все большее распространение получает комбинированный способ заземления нейтрали – с установкой заземляющего резистора параллельно ДГР. Добр отность таких сетей составляет порядка 2…10. Кроме того, современные микропроцессоры имеют достаточный вычислительный ресурс. Поэтому нет необходимости прибегать к упрощенным способам вычисления раснаучно‑практическое издание

, где напряжения U1 и U2 берутся из кривой рис. 8 через интервал времени, равный Tсв. Зная величины и сети, микропроцессорное устройство способно решать разнообразные задачи: •  управления ДГР с целью поддержания заданного уровня расстройки; •  определения емкостного тока (или емкости) сети; •  контроля изоляции секции шин под рабочим напряжением и др. Выводы 1.  Э кстремальный и фазовый способ управления ДГР сети имеют много недостатков и не соответствуют современным требованиям. 2.  Н аиболее перспективным является способ настройки ДГР с использованием частоты свободных колебаний сети. 3.  С овременная микропроцессорная техника не требует прибегать к значительному смещению напряжения на нейтрали сети и упрощенным формулам расчета ее состояния. 4.  Микропроцессорная реализация способа контроля свободных колебаний сети позволяет решать разнообразные задачи постоянного мониторинга состояния сети. Литература: 1.  Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 2. Электротехнические изделия и устройства/Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. И. Н. Орлов) – 9‑е изд., стер. – М.: Издательство МЭИ, 2003. – 518 с. 2.  Petersen W., Neutralizing of ground fault current and suppression of ground fault arcs through the ground fault reactor, E. T.Z., 1919. 3.  Атабеков Г. И. Теоретические основы электротехники: В 3‑х ч. Ч. 1. Линейные электрические цепи. Учебник для вузов. – 5‑е изд., испр. и доп. – М.: Энергия, 1978. – 592 с. ил. 4.  Лихачев Ф. А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. – М.: Энергия, 1971, – 152 с. с ил. 5.  Миронов И. Дугогасящие реакторы 6–35 кВ. Автоматическая компенсация емкостного тока//Новости ЭлектроТехники. – 2007. – № 3 (45). – С. 62–65. 6.  Патент РФ № 2321132. Способ настройки компенсации емкостных токов замыкания на землю в электрических сетях/В. Ф. Ильин, М. И. Петров, И. В. Соловьев.- Опубл. в Б. И. № 9, 2008. 7.  Козлов В. Н., Ильин В. Ф. Дугогасящие реакторы в сетях 6–35 кВ. Реализация метода автоматического управления./Новости ЭлектроТехники. – 2008. – № 2 (50). – С. 92–94.

НАУКА

Авторы: к.т.н. Галкин И.А., к.т.н. Шаварин Н.И., Иванов А.Б. ООО НПП «ЭКРА», г.Чебоксары

Оперативный ток

РЕЛЕ КОНТРОЛЯ УРОВНЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ПОЛЮСОВ СЕТЕЙ ПОСТОЯННОГО ТОКА типа РКИ-Э Содержится анализ связи параметров сети оперативного постоянного тока и ложным срабатыванием устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА). Приведена структурная схема реле контроля изоляции сетей постоянного тока ООО НПП «ЭКРА» типа РКИ-Э, позволяющего совместную работу со стандартной схемой контроля изоляции. Приведены основные технические данные реле РКИ-Э.

Ключевые слова: сеть оперативного постоянного тока, устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики, реле контроля сопротивлений изоляции.

Галкин Игорь Александрович – родился 23 июня 1952 года; в 1974 году окончил Чувашский государственный университет им. И.Н.Ульянова, кафедра «Техника высоких напряжений». В 1988 году защитил кандидатскую диссертацию на тему «Индукторные системы для магнитно-импульсной обработки металлов» в Омском политехническом институте, кандидат технических наук; инженер-конструктор ООО НПП «ЭКРА».

01 / Ноябрь 2010

Для контроля уровней сопротивлений изоляции полюсов сети оперативного постоянного тока (СОПТ) в случаях, когда не требуется определять сопротивления изоляции отдельных присоединений, часто применяется стандартная схема контроля изоляции на основе Т-образного моста, два плеча которого составляют резисторы с сопротивлением 1 кОм и потенциометр П2ДС, а третье плечо – электромеханическое реле постоянного напряжения типа РН-51/32. Однако данная схема обладает малой чувствительностью и не позволяет определить в автоматическом режиме сопротивление при симметричном ухудшении изоляции [1]. Также нашли применения полупроводниковые устройства контроля изоляции УКИ-2, УКИ-3 и УКИ-М, а в последнее время микропроцессорные реле контроля изоляции IR125, IR145, IR425 (фирма Bender), РКИ-2–300 (группа компаний «Полигон»), РК-30 («Электросбыт») и т. д. Эти устройства позволяют определить в автоматическом режиме как несимметричное, так и симметричное ухудшения сопротивлений изоляции. Они отличаются по характеристикам и принципам измерения и обладают высокой чувствительностью. Диапазон уставок определений сопротивлений изоляций полюсов сети оперативного постоянного тока относительно «земли» составляет 10…200 кОм, что удовлетворяет современным требованиям. Внутреннее сопротивление полюсов этих реле относительно «земли» составляет 100…200 кОм.

Наличие схемы контроля изоляции может явиться источником ложной работы устройств релейной защиты [2], особенно в тех случаях, когда устройство контроля изоляции инжектирует в контролируемую сеть ток более 2 мА. При использовании реле контроля изоляции, например Bender, приходится исключать применение стандартной схемы контроля изоляции или других элементов, включенных между каждым полюсом СОПТ и «землей», например, выравнивающих резисторов или вольтметров, так как они для этого реле являются элементами с «поврежденной изоляцией». Исключение из СОПТ стандартной схемы контроля изоляции на основе Т-образного моста или низкоомных выравнивающих резисторов повышает вероятность ложного срабатывания устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА). Данное утверждение основывается на проведённом анализе схемы замещения СОПТ (рис. 1), где RД+ и RД- – сопротивление выравнивающих резисторов, Rизол+ и Rизол- – сопротивление изоляции соответственно положительного и отрицательного полюсов СОПТ относительно «земли», С+ и С- – емкости полюсов соответственно положительного и отрицательного полюсов СОПТ, Rвх – сопротивление обмотки реле повторителя, например, газовой защиты или входа платы дискретных сигналов 2, 3 – сухие контакты. До замыкания на «землю» входа платы дискретных сигналов напряжение на положительном полюсе сети относительно «земли» U+ = UАБ · (Rизол+ // RД+) / (Rизол+ // RД+ + Rизол– // RД–), напряжение на отрицательном полюсе сети относительно «земли» U– = UАБ · (Rизол– // RД–) / (Rизол+ // RД+ + Rизол– // RД–), где UАБ – напряжение на аккумуляторной батарее. При этом напряжение на входе платы дискретных сигналов Uвх=0. При сопротивлении изоляции, на-

НАУКА

Оперативный ток

пример, Rизол+=100 кОм, Rизол–≥10 МОм и сопротивлении выравнивающих резисторов RД+=RД–=200 кОм напряжения U+=55 В, U–=165 В при напряжении на аккумуляторной батарее UАБ=220 В.

Рис. 1. С хема замещения сети оперативного постоянного тока, где 1 – аккумуляторная батарея, 2 – реле повторителя, например, газовой защиты или плата дискретных сигналов РЗА, 3 – сухие контакты.

При замыкании на «землю» платы дискретных сигналов напряжение на входе платы в момент замыкания скачком увеличивается до значения 165 В, а затем с постоянной времени t = 2 · C · (Rизол+ // RД+ // Rизол– // RД– // Rвх) уменьшается до величины Uвх = UАБ · (Rизол– // RД– //Rвх) / (Rизол+ // RД+ // Rизол– // RД– //Rвх). Например, при сопротивлении Rвх =50 кОм напряжение на входе платы после завершения переходного процесса составит Uвх=82 В. При емкости сети С=10 мкФ постоянная времени составит t=0,5 секунды, что достаточно для ложного срабатывания РЗА. Очевидно, что чем меньше величина выравнивающего сопротивления, тем меньше величина напряжения на дискретном входе при замыкании его на «землю».

Рис. 2. Осциллограмма напряжений на отрицательном полюсе сети (1) и выходе (2) платы дискретных сигналов при замыкании на «землю» при Rизол+=100 кОм , Rизол–≥10 МОм, Rд+ =Rд– =200 кОм, С=10 мкФ, UАБ=220 В.

На рис. 2 приведены осциллограммы напряжений на отрицательном полюсе сети (1) и выходе (2) платы дискретных сигналов при замыкании на землю входа платы для одного из случаев. При сопротивлении выравнивающих резисторов R д+=R д– =10 кОм и тех же величин сопротивлений изоляции и напряжении аккумуляторной батареи напряжение на входе платы в момент замыкания составит 115 В, что недостаточно для ложного срабатывания платы дискретных сигналов. Необходимо отметить, что стандартная схема контроля изоляции обладает малым (примерно 9 кОм) внутренним сопротивлением каждого полюса относительно «земли», поэтому ее применение снижает вероятность ложного срабатывания устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики РЗА в СОПТ. В ООО НПП «ЭКРА» разработан способ определения сопротивлений изоляций сети постоянного тока с изолированной нейтралью и устройство для определения присоединений с поврежденной изоляцией [3], на основе которого разработано реле контроля изоляции РКИ-Э. Реле предназначено для контроля уровня сопротивлений изоляции полюсов сети оперативного постоянного тока относительно «земли», определения полярности поврежденного полюса и выдачи выходного сигнала при снижении сопротивления изоляции ниже допустимого значения и позволяет совместную работу со стандартной схемой контроля сопротивлений изоляции СОПТ. Структурная схема реле контроля изоляций сетей постоянного тока РКИ-Э, включенного в сеть оперативного тока со стандартной схемой контроля изоляции, предс тавлена на рис. 3. На рисунке: 1, 2 – делители напряжения; 3 – усилители; 4 – микроконтроллер; 5 – датчик тока; 6 – преобразователь напряжения; 7 – электромагнитное выходное реле; 8, 9, 10 – управляемые ключи; 11 – переключатель; 12, 13 – светодиоды; R1, R2, R3 и K – стандартная схема контроля изоляции.

научно‑практическое издание

Рис. 3. С труктурная схема реле контроля изоляций сетей постоянного тока РКИ-Э, включенного в сеть оперативного тока со стандартной схемой контроля изоляции.

Работа реле РКИ-Э основана на измерении напряжений на положительном U+ и отрицательном U – полюсах сети постоянного тока относительно «земли» при поочередном подключении к полюсам сети делителя напряжения 2 с помощью управляемых ключей 8 и 9. Одновременно с помощью датчика тока 5 производится измерение токов I+ и I – через проводник, соединяющий реле и шину «РЕ» при замыкании ключей 8 и 9 соответственно, а также измерение с помощью делителя 1 напряжения U 0 между полюсами сети постоянного тока. Микроконтроллер производит определение знака поврежденного полюса сети постоянного тока, а также вычисление на основе измеренных значений U+, U –, I+, I – и U 0 полного сопротивления изоляции Rэкв по формуле R экв = (U 0 – U+ – U –) / |I+ – I –|. При снижении сопротивления изоляции менее величины уставки, задаваемой переключателем 11, микроконтроллер подает сигнал на замыкание контактов выходного электромагнитного реле (замыкание клемм 11–14 и 21–24). Одновременно зажигается светодиод на лицевой панели реле, указывающий полярность поврежденного полюса сети. Питание реле осуществляется от клемм А1 и А2. Отличительной особенностью реле РКИ-Э является то, что элементы, подключенные к клемме «КЕ», не являются для реле элементами с «по врежденной» изоляцией. 27

НАУКА

Оперативный ток В тех случаях, когда существующая схема контроля изоляции отсутствует, между каждым полюсом сети оперативного тока и клеммой «КЕ» необходимо включить резисторы сопротивлением 10 кОм С 5–35 В–50 Вт. Схема подключения реле в этом случае приведена на рис. 4.

Шаварин Николай Иванович – родился 20 июня 1949 года; в 1977 году окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова, кафедра «Электропривод и автоматизация промышленных установок и технологических комплексов». В 1987 году защитил кандидатскую диссертацию на тему «Разработка цифровой системы управления тиристорным преобразователем» в Московском энергетическом институте,

Рис. 4. С хема подключения реле РКИ-Э в случае отсутствия стандартной схемы контроля изоляции.

кандидат технических наук; заведующий отделом НКУ ООО НПП «ЭКРА».

Диаграмма работы реле РКИ-Э представлена на рис. 5. Временная задержка на включение сигнализации при ухудшении изоляции составляет 5 секунд.

Иванов Алексей Борисович – родился 14 июня 1985 года; в 2007 году окончил Чувашский государ-

Рис. 5. Д иаграмма работы реле РКИ-Э.

ственный университет им. И.Н. Ульянова, кафедра «Вычислительные машины, комплексы, системы и сети», инженер-программист ООО НПП «ЭКРА».

01 / Ноябрь 2010

Основные технические данные реле типа РКИ-Э Напряжение питания. . . . . . . . . . 170…250 В пост. тока Напряжение контролируемой сети постоянного тока. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170…250 В Диапазон уставок сопротивлений изоляции полюсов сети относительно «земли». . . . . . . . . . . . . . . . . . 10…200 кОм Погрешность уставки срабатывания, не более. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 % Потребляемая мощность по цепи питания. . . . . . 1 Вт

Максимальное время цикла измерений. . . . . . 10 сек. Внутреннее сопротивление реле между зажимами каждого полюса и «землей». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . не более 30 кОм Максимальная емкость полюсов относительно «земли». . . . . . . . . . . . . не более 100 мкФ Определение знака полюса с пониженной изоляцией. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . есть Количество и тип контактов выходного реле. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 переключающих Максимально коммутируемое напряжение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 В АС Максимальный коммутируемый ток при активной нагрузке. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 А Степень защиты реле: • по корпусу. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . IP40 • по клеммам. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . IP20 Диапазон рабочих температур. . . . . . . . . . . . 0° ÷ +55° С Температура хранения. . . . . . . . . . . . . . . . . .–40° ÷ +60° С Относительная влажность, не более. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 % при 25° С Максимальное напряжение между цепями питания и контактами реле при частоте напряжения 50 Гц в течение 1 мин.. . . . . . . . . . . . . . . 2 кВ Режим работы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . круглосуточный Габаритные размеры. . . . . . . . . . . . . . . . . . 100×115×45 мм Масса. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,5 кг Реле выпус кается в унифицированном пластмассовом корпусе с передним присоединением проводников. Крепление осуществляется на монтажную рейку DIN EN 50022. Конструкция клемм обеспечивает надежный зажим проводов сечением до 2,5 мм2. На лицевой панели реле расположены переключатель для задания уставки сопротивления изоляции полюсов, индикаторы работы реле и полярности поврежденного полюса сети. Литература: 1.  Беркович М.А., Семенов В.А. Основы техники и эксплуатации релейной защиты. 3‑е изд., доп. – М.: Госэнергоизд.,1960.480 с.: ил. 2.  Гельфанд Я.С. Релейная защита распределительных сетей.2‑е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат,1987.-368 с.: ил. 3.  Патент РФ № 2381516. МПК G01 R27/18. Способ определения сопротивлений изоляции присоединений в сети постоянного тока с изолированной нейтралью, устройство для его осуществления и дифференциальный датчик для его устройства/Алимов Ю. Н., Галкин И. А., Шаварин Н. И. опубл. 10.02.2010 (приоритет от 16.07.2008).

НАУКА

Автор: к. т. н. Силаев Ю.М., член НП «СРЗАУ», г. Москва

Оперативный ток

Специфические проблемы электромагнитной совместимости в системе оперативного постоянного тока Система оперативного постоянного тока (СОПТ) представляется состоящей из двух распределенных и сильно связанных подсистем – энергетической и информационной. На основе этого представления анализируются специфические проблемы электромагнитной совместимости и рассматриваются возможные пути их решения. Принципы выполнения и схемотехнические решения современных СОПТ сложились применительно к задачам электроснабжения приводов высоковольтных выключателей и электромеханических устройств релейной защиты и автоматики. Своеобразие СОПТ состоит в том, что в отличие от других систем электроснабжения функция ее потребителей – преобразование информации, а не энергии, причем информации, жизненно важной для управляемого объекта. И это отражено в названии системы прилагательным «оперативный». Состав потребителей СОПТ строго регламентирован. Это – цепи управления высоковольтными выключателями, устройства релейной защиты, противоаварийной автоматики, а также сигнализации. Из энергетических потребителей допускается подключать к СОПТ только устройства аварийного освещения и механизмы, необходимые в аварийных ситуациях. На рис. 1 показана упрощенная схема системы оперативного постоянного тока. Эту систему можно представить в виде двух подсистем – энергетической и информационной. В первую из них входят источник энергии – сеть собственных нужд объекта, преобразователи напряжения AC/DC, аккумуляторная батарея АБ, щит постоянного тока ЩПТ с секциями (ШУ1, ШУ2 и другие), распределительная сеть постоянного тока – кабельные линии и шкафы распределения оперативного тока (ШРОТ). Информационную подсистему представляют логические и исполнительные части релейных защит и автоматики. Обе подсистемы являются распределенными и сильно (гальванически) связаны между собой. Действительно, энергия должна дойти непосредственно до каждого реле и контакта, а в информационной подсистеме все без исклюнаучно‑практическое издание

чения сигналы проходят через распределительную сеть, ЩПТ и аккумуляторную батарею. С этой точки зрения интересно сравнить элемент информационной подсистемы СОПТ с классической системой передачи информации (рис. 2). Элемент информационной подсистемы СОПТ (рис. 2 а) предельно прост. Контакты S1 и S2 одновременно выполняют логическую функцию и являются передатчиком информации, коммутируя энергию постоянного тока в контуре «АБ – провод – контакты – провод – обмотка реле – провод – АБ». Этот контур является каналом связи, роль приемника информации выполняет реле К. В классической системе передачи информации (рис. 2 б) функции разделены. Это усложняет систему, но позволяет оптимизировать каждую из функций по своему критерию. На рис. 1 показаны варианты схем соединений (каналов связи) в информационной подсистеме СОПТ. Часть из этих каналов начинается и заканчивается в пределах одного шкафа (S1 – К1, S5 – К2), передатчики и приемники других каналов установлены в разных шкафах (S2 – К3, S3 – К4), получают питание от одного из шкафов. Возможен и такой вариант соединения, когда передатчик (логическая схема) и полюсы питания разнесены по разным шкафам (S4 – S6 – К5). Рассмотрим электромагнитную совместимость элементов информационной подсистемы с энергетической подсистемой СОПТ, управляемым объектом и между собой. По всем каналам связи в информационной подсистеме передаются только два вида сигналов – логические нуль (контакт разомкнут) или единица (контакт замкнут). В нормальном режиме работы управляемого объекта подавляющее большинство сигналов – это логический нуль. Искажение этого сигнала помехой (замена на единицу) может привести 29

НАУКА

Оперативный ток

к ложному срабатыванию релейной защиты или автоматики. В аварийных режимах сравнительно редко и кратковременно появляются логические единицы, но искажение этого сигнала помехой (замена на нуль) чревато отказом релейной защиты или противоаварийной автоматики, ущерб от которого может быть существенно больше, чем от ложного срабатывания. Все помехи, которые могут привести к искажениям сигналов в информационной подсистеме, можно разделить по источнику их возникновения на два класса – внешние (от энергетической подсистемы СОПТ или от управляемого объекта) и внутренние – возникающие в самой информационной подсистеме СОПТ. Искажение логического нуля помехой со стороны энергетической подсистемы СОПТ возможно (например, при повышении напряжения на шинах ЩПТ и повреждении изоляции разомкнутого контакта), но маловероятно. Искажение логической единицы возможно при провалах или исчезновении напряжения на элементе информационной подсистемы. Устранить такую помеху можно, если перейти к классической системе передачи информации (рис. 2 б), в которой возможно автоматическое резервирование источников энергии. В существующей в настоящее время информационной подсистеме СОПТ резервировать источник энергии в каждом ее элементе практически невозможно. Проблема решается дублированием функциональной совокупности элементов информационной подсистемы, например, дублированием каналов релейной защиты с выходом на разные соленоиды отключения. Со стороны управляемого объекта возможны воздействия на информационную подсистему СОПТ в виде магнитных и электрических полей как промышленной частоты, так и импульсных. В результате воздействия магнитного поля (рис. 3 а) в контуре элемента информационной подсистемы возникает напряжение, которое может привести к искажению как логической 30

01 / Ноябрь 2010

единицы (например, появление вибрации реле), так и логического нуля (ток в обмотке реле через емкость контактов или при пробое их изоляции). Заметим, что весьма уязвимым от влияния магнитных полей является элемент информационной подсистемы, в котором передатчик (логическая схема) и полюсы питания разнесены по разным шкафам (см. S4 – S6 – К5 на рис. 1). Аналогичные искажения могут возникнуть при воздействии электрического поля на провода контура через его емкостные связи (рис. 3 б, 3 в). Существенно ослабить влияние магнитных полей можно применением во всех соединениях информационной подсистемы СОПТ витых пар проводов, а влияние электрических полей – экранированием. Рассмотрим теперь помехи, возникающие в самой информационной подсистеме СОПТ. Во‑первых, это взаимное влияние разных элементов подсистемы, контуры которых проходят параллельно в одном кабеле или жгуте (рис. 4 а). В этом случае при изменении состояния одного из контуров (замыкании или размыкании контакта) за счет емкостной связи может сработать реле в другом контуре (искажение логической единицы при этом маловероятно). Витые пары проводов исключают такое взаимное влияние. Во‑вторых, при переходе от логической единицы к логическому нулю (размыкание контакта) в контуре с большой индуктивностью возникают волны перенапряжений, которые распространяются как между каждым из полюсов и землей, так и между ними. Наиболее ярко это явление наблюдается в контурах соленоидов включения и отключения высоковольтных выключателей (рис. 4 б, соответственно цепь SC – Q –YAC и цепь ST – Q – YAT). Возникающие при операциях с выключателями волны, попадая в другие контуры информационной подсистемы (например, S1 – К), могут не только исказить информацию в подсистеме, но и вызвать повреждения в ней.

Энергия магнитного поля соленоидов включения обычно значительно больше, чем у соленоидов отключения, и, соответственно, больше уровень создаваемых ими помех. Поэтому контуры включения выключателей выделяют на отдельные секции ЩПТ. Однако это решение не устраняет полностью возможность проникновения помех в информационную подсистему, так как входные сопротивления Z для волн, падающих на шины питания ШП, отличаются от нуля. Отметим, что эмиссия помех в СОПТ со стороны соленоидов высоковольтных выключателей никак не нормируется стандартами на электромагнитную совместимость. Проблема может быть решена, если нормативными документами обязать изготовителей приводов выключателей предусматривать в них гашение полей соленоидов, например, путем рекуперации запасенной в них энергии. Это не только устранит помехи от выключателей, но и улучшит энергетические параметры привода. Рассмотренные выше проблемы электромагнитной совместимости СОПТ не возникали в системах релейной защиты и автоматики, построенных на электромеханических реле, так как мощности и времена срабатывания этих реле (6 ÷ 20 Вт, 30 ÷ 60 мс) существенно больше энергии помех. Появление полупроводниковых (статических) реле, а затем и микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики привело к существенному снижению потребления и времени срабатывания «электронных реле». Микропроцессорные устройства были включены в информационную подсистему СОПТ по традиционным схемам и приняли на себя воздействие всех описанных выше помех (рис. 5). Наиболее целесообразным и радикальным решением проблем электромагнитной совместимости СОПТ представляется передача всех дискретных сигналов релейной защиты и автоматики по волоконно-оптическим каналам связи (рис. 6).

НАУКА

Оперативный ток

Рис. 1. С истема оперативного постоянного тока.

Рис. 4. Внутренние помехи информационной подсистемы СОПТ.

Рис. 2. С равнение элемента информационной подсистемы СОПТ (а)

Рис. 5. В оздействие помех на микропроцессорный элемент информационной подсистемы СОПТ.

с классической системой передачи информации (б).

Рис. 3. В оздействия на элемент информационной подсистемы СОПТ со стороны управляемого объекта.

научно‑практическое издание

Рис. 6. Радикальное решение проблем электромагнитной совместимости СОПТ.

ПРАКТИКА

Автор: А.П. Удрис, НП «СРЗАУ»

Кадры

Еще раз о кадрах и положении в энергетике

Ключевые слова: кадры, подготовка и переподготовка, профессионализм, релейная защита и автоматика. Сегодняшнее положение в электроэнергетике внушает тревогу. С одной стороны, значительное количество устаревшего оборудования. С другой стороны, непрофессионализм части сегодняшних кадров, обслуживающих как старое, так и вновь поступающее, зачастую сложное, отечественное и импортное оборудование. Если говорить о РЗА, то здесь положение ещё более острое, чем, скажем, с первичным оборудованием. Если возьмем помещённый в Интернет отчёт об аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, то, к примеру, гидротурбины СШГЭС отслужили свой обозначенный заводом тридцатилетний срок, но при тщательном наблюдении и качественных профилактических ремонтах могли бы ещё послужить. А вот аппаратура автоматики, например, упоминавшаяся в отчете ТА-100, к моменту аварии ещё использовалась, а ведь заводом-изготовителем рассчитывалась примерно на 10-летний срок службы, но прошло тридцать. Новая же аппаратура дорога и малознакома. Но главная проблема – это положение с кадрами, причем на всех уровнях. Непосредственные исполнители – инженеры и рабочие – не только должны знать эксплуатацию оборудования советского времени, но и одновременно осваивать новое. И здесь руководством РАО ЕЭС, на мой взгляд, были допущены серьезные ошибки. Во‑первых, ремонтные подразделения станций и сетей спешно выделялись в самостоятельные предприятия, которые стали выполнять ремонт и техническое обслуживание (ТО) на договорных началах. Но без должной экономической и юридической проработки, без должной ответственности сторон. Ремонты и ТО зачастую проводились формально, чтобы получить деньги. Как сказал мне один уважаемый профессионал: «Нас заставляют писать протоколы на то, что мы не делали, и это крайне противно и стыд32

01 / Ноябрь 2010

но». Такой подход начал сортировать персонал. Непрофессионалы и люди с податливой совестью смирились и халтурили с легким сердцем, а действительно ценные профессионалы старались найти другое место работы. Правда, в текущем году для персонала, обслуживающего устройства РЗА, положение, слава Богу, изменилось, и релейщики снова живут одной семьёй. Во‑вторых, из состава энергосистем были выделены учебные подразделения, учебнокурсовые комбинаты, центры подготовки персонала и т. п. как непрофильные. Поскольку к самостоятельному плаванию эти подразделения оказались не готовы по экономическим соображениям, в подавляющей части они приказали долго жить. Этим прервалась передача опыта эксплуатации действующего оборудования от старшего поколения к вновь приходящей молодежи. Тем более на местах не оказывалось ни технической, ни кадровой базы для освоения новой аппаратуры. Что мы имеем в итоге? Всего несколько учебных центров по России, которые не могут охватить профессиональной подготовкой и переподготовкой весь состав исполнителей в электроэнергетике. В‑третьих, с целью омоложения кадров в центре и на местах стали изгонять из производства опытных пенсионеров. Так что приходящую молодежь стало некому учить основам эксплуатации. В‑четвертых, квалифицированным специалистам на местах надо платить столько, чтобы у них не было оснований искать более оплачиваемое место работы. Таких расчетов никто не делал. В результате часть действительно квалифицированного персонала уходит в частные фирмы, где могут за хорошую зарплату заниматься профессионально своим делом. Другая часть, скажем, патриоты своего предприятия, вынуждены подрабатывать, например, на отделке квартир. Это – живые факты, известные мне из общения с людьми. В‑пятых, приток инвестиций в электро энергетику, стимулированный реформой, оказался избыточным с точки зрения кадров, готовых эти инвестиции реализовать. Кроме мощных проектных организаций появились новые, со-

ПРАКТИКА

Кадры

вершенно неподготовленные, а в части известных организаций кое-где пришли неподготовленные кадры. Встречаю недавно в проектном решении одной уважаемой организации ошибки, свидетельствующие о полной безграмотности проектировщика. Объем работ оказался избыточным также для строительномонтажных и наладочных организаций. Разумеется, не в части земляных работ, а в части, требующей высокой квалификации персонала. Наконец, разделение ответственности за принятие проектных и оперативных решений между раздробленными энергетическими организациями, при отсутствии хорошо проработанной нормативной базы и системы взаимодействия, приводит к серьезным происшествиям. Здесь нелишне вспомнить «погашение» части Москвы в мае 2005 года, когда достаточно мелкое событие явилось «спус ковым крючком» для обесточения целых районов. Тогда, к сожалению, не состоялось такого публичного разбора события, как по СШГЭС. Что-то подобное московским событиям имело место, когда недавно была погашена часть Петербурга. Кстати говоря, сегодняшняя нормативная база сильно хромает, поскольку мощные головные организации, такие, например, как ОРГРЭС, ВНИИЭ, Энергосетьпроект, из-за отсутствия какого-либо централизованного финансирования на разработку НТД, потеряли значительную часть своих кадров и свое влияние. В итоге уровень профессионализма и, говоря высоким стилем, уровень профессионального патриотизма персонала резко упал за последние годы. Так что виновность «стрелочников» в аварии на СШГЭС не вызывает сомнения (см. «Известия», 11.12.09). Но эти «стрелочники» оказались поставленными в соответствующие условия руководством электроэнергетики. Возникает вопрос: почему были совершены такие ошибки? На мой взгляд, это недостаток профессионализма руководителей РАО ЕЭС, на этот раз профессионализма в части, как сейчас модно говорить, менеджмента. Была сделана попытка слепо перенести опыт европейских стран на нашу поч

ву без должной подготовки. Действительно, очень правильно, чтобы эксплуатацию объекта квалифицированно вела одна фирма, для ремонтов и профилактического обслуживания приглашала другую весьма квалифицированную фирму, чтобы новый объект строился «под ключ» квалифицированной строительной организацией, чтобы проект выполнялся квалифицированными проектировщиками и налаживался опытной наладочной организацией. При должном профессионализме всех вышеперечисленных составляющих это минимизация затрат и высокая надежность объекта на всё время его существования. Что получилось на деле, я наблюдал на примере одной маленькой газотурбинной электростанции. Сейчас такие станции стали модными: обслуживают теплом микрорайон города и заодно вырабатывают электроэнергию. Получается очень экономично. Так вот, хозяин построил станцию «под ключ». Полуграмотные проектировщики выполнили проект, такие же наладчики ввели объект в эксплуатацию, не оставив даже протоколов наладки, а эксплуатационный персонал, на этот раз весьма квалифицированный, мучается с этой станцией, потому что её трясет почти каждую неделю. Было достаточное количество публикаций с критикой принимаемых скороспелых решений. Но они, повидимому, истолковывались как нападки ретроградов, не приемлющих ничего нового. Экономисты, стоящие у руля электроэнергетики, как и прежние секретари обкомов, не желали подбирать себе в помощники энергетиковпрофессионалов, потому что последние предлагали более затратные решения, да и платить профессионалам надо было хорошо. Проще принять полуграмотную молодежь, прекрасно знающую компьютер, всегда готовую произнести: «Чего изволите?». Но возможна и параллельная версия. Все уважающие себя капиталисты тщательно заботятся о репутации своих предприятий, понимая, что высокое качество продукции обеспечит им более

научно‑практическое издание

низкую, но более долговременную прибыль. Временщик постарается получить максимум доходов в короткие сроки, не надеясь долго удержаться на плаву. Просчёты руководства электро энергетики наложились на объективные обстоятельства последних десятилетий. Технические специальности стали менее привлекательны для значительной части выпускников школ. В процессе обучения часть студентов заинтересована только в том, чтобы получить «корочки» вместо знаний. А выпускник технического вуза не всегда может найти работу по специальности с приемлемой оплатой труда. Поэтому бывает, что дипломированные инженеры работают продавцами или мастерами по монтажу, скажем, сантехники. Низкая оплата труда преподавателям учебных заведений привела к оттоку наиболее подготовленной части преподавателей и к тому, что способная молодёжь не готова идти в преподаватели. Например, этим летом один весьма уважаемый учёный одного весьма уважаемого вуза в частной беседе пожаловался, что не может найти молодых людей для работы на его кафедре. Конкретные результаты этих и иных проблем я наблюдаю сейчас, эпизодически занимаясь повышением квалификации работников служб РЗА. Поскольку через мои занятия прошло уже более ста человек, я могу делать кое-какие обобщения. В частности, подавляющая часть недавно пришедшей на работу молодёжи прекрасно управляется с компьютером, но не владеет элементарными законами электротехники. «Забавный» пример: в одной из групп оказались трое курсантов с инженерными должностями, только что окончившие, соответственно, Московский, Ивановский энергетические институты и Новосибирский политехнический институт (называю по старинке) по электротехнической специальности. Все трое испытывали значительные трудности в применении закона Ома. Поэтому перед рассмотрением работы реле сопротивления приходится разъяснять, что такое активное, реактивное и полное сопротивления. 33

ПРАКТИКА

Кадры

Замечаю, что многие слушатели при усвоении знаний пользуются зубрёжкой вместо понимания темы. Думаю, что это недостаток школьного образования – школьников просто не учили размышлять. Переломить этот способ восприятия не всегда удаётся. Повышение профессионализма может быть эффективным, если этим заниматься на всех уровнях образования. Возвращаясь к исходному положению о проблеме с кадрами, необходимо перейти от критики, что всегда получается достаточно легко, к размышлениям на тему, что же делать. На мой взгляд, решение лежит в повышении профессионализма в каждой специальности, на каждом уровне производства и управления. В своей энергетической практике неоднократно приходилось наблюдать, что профессионал, как правило, является патриотом своей профессии и, более того, патриотом своего предприятия. А отсюда недалеко до того, чтобы быть патриотом своей страны. На моей памяти был случай, когда рядовой инженер, грамотный специалист по релейной защите и автоматике, спасая генератор и станцию от пожара при неотключившемся КЗ, вручную отключил генератор, нарушая существующие правила и понимая, что за это может быть наказан. Но в итоге его действия оказались единственно возможными в той ситуации. Просто человек был достаточно грамотен и патриот своего предприятия. Что любопытно, его собирались наказать, но потом передумали. Повышение профессионализма может быть эффективным, если этим заниматься на всех уровнях образования. Естественно, следует начинать со школы. Но на эту тему сейчас ведутся в СМИ подробные дискуссии, и пересказывать их нет смысла. Одно общее предложение очевидно: учитель, как и электрик, должен быть профессионалом и патриотом своего дела, а за свой профессионализм получать достойную зарплату. Что касается высшего образования, в котором я имею некоторый 34

01 / Ноябрь 2010

опыт, полагаю, что здесь две основные составляющие: кадровый состав преподавателей и материальная база. Но один из важнейших вопросов, которые должен решать вуз – это подготовка специалистов-профессионалов среднего уровня. Как бы мы ни хотели, но высокоодаренных людей, на которых делает ставку Президент, всегда будет слишком мало. Основной костяк производственников составляют начальники смен станций, дежурные диспетчеры, руководители и рядовые работники служб и отделов, мастера и прорабы. Именно этот состав работников, не обязательно высокоодарённых, должен быть высокопрофессионален, увлечён своим делом. Для них и нужны материальная база и профессиональные преподаватели. На самом деле проблема и с преподавателями, и с материальной базой. Невозможно оснастить любой, самый богатый, учебный центр всеми видами аппаратуры и найти преподавателей, владеющих всеми этими видами. Да и не нужно. Вуз должен дать основы специальности, в нашем случае основы релейной защиты. А качественное обучение аппаратной части должна дать фирма-изготовитель аппаратуры. Основы специальности усваиваются студентом лучше, если он, хотя бы примерно, знает, где он будет работать. Здесь интересно отметить, что уважающие себя электротехнические организации поддерживают контакты с вузами в поисках способных и увлеченных учащихся для будущего приглашения к себе на работу. Студент, знающий, где и по какой специальности будет работать, естественно, будет заниматься серьезно. Это – будущий профессионал. И ему можно и нужно дать достойную зарплату, чтобы он не ушёл в сантехники. С другой стороны, вуз, выпускающий более качественных специалистов, чем другой такой же, должен бы иметь какие-то преференции. Продолжая тему освоения разнообразной аппаратуры, возьмём один пример. Город Чебоксары с послевоенных лет является центром технической мысли в части аппаратуры релейной защиты и автоматики. После трудных

постсоветских лет в городе удержались талантливые кадры, сохранились и развились мощные производственные фирмы-изготовители. Здесь могло бы вестись профессиональное обучение, прохождение производственной практики учащимися различных вузов, повышение квалификации работающих. Но ведь задача фирмы – получение прибыли. Значит, фирмы-изготовители должны быть заинтересованы средствами бюджета и эксплуатирующих организаций в расширении функций обучения. Конечно, сами фирмы заинтересованы в расширении продаж своей продукции и вкладывают какие-то средства на обучение. Но для создания действительно профессионального сообщества релейщиков нужно вкладывать значительно больше, чем вкладывают сегодня. Развивая дальше эту тему, хочу обратить внимание на требование премьер-министра В. В. Путина обес печивать техническое сопровождение (проектирование, наладку, техобслуживание, статистику) аппаратуры фирмами-изготовителями на протяжении всего периода эксплуатации. Это крайне важное требование можно каким-то образом выполнить, если фирмы-изготовители готовят кадры для себя, для проектных, наладочных и эксплуатационных организаций, используя вслед за тем эти кадры для технического сопровождения своей продукции. Наконец, о переподготовке кадров в процессе эксплуатации. Хорошие начинания конца 80‑х – начала 90‑х годов, в плане поощрения работников за повышение квалификации, были похоронены. Между тем этот метод был очень эффективен для уменьшения текучести кадров и общего повышения квалификации. Речь идёт о системе допусков (экзаменов) к самостоятельному обслуживанию того или иного типа аппаратуры с надбавкой к зарплате. Более подробно система описана в журнале «Релейщик» № 1 2008 г. В конце концов, можно разработать любую систему повышения квалификации, лишь бы она отвечала простому принципу: повышение квалификации неминуемо влечёт за собой повышение зарплаты. Иначе работник уйдёт, и труды на обучение пропадут даром.

ПРАКТИКА

Кадры

Удрис Андрей

Сегодня повышение квалификации ведется в России всего в нескольких учебных центрах. Это очевидно неполноценное решение. Один такой типовой центр, даже располагая приличной материальной базой и комплектом преподавателей, может проводить занятия по одному типу аппаратуры 15 слушателям в течение двух недель. Вычитая летнее время массовых работ, за 9 месяцев центр может познакомить (только познакомить!) 270 человек с одним типом аппаратуры. Теперь надо посчитать количество работающих по конкретной специальности, умножить на количество типов аппаратуры по этой специальности, разделить результат на 270 и получить потребное количество учебных центров. При этом этапы повышения квалификации каждого работника должны быть в руках профессионалов, а не отдела кадров, которому надо просто кого-то куда-то послать. Проведя расчет потребности в постоянном повышении квалификации, по типам аппаратуры, можно скоординировать финансовые и материальные усилия эксплуатирующих организаций, фирм-изготовителей и других заинтересованных сторон и обеспечить выход электроэнергетики из того тяжелого положения, в котором она оказалась.

Петрович, г. Рязань. Инженер-электрик, специалист в области релейной защиты и автоматики энергосистем с 1962 года. В настоящее время – на пенсии, преподает на курсах повышения квалификации и консультирует заинтересованные организации по своей специальности.

Сегодня повышение квалификации ведется в России всего в нескольких учебных центрах. Вы спросите, собственно, почему электроэнергетики? У всех на устах претензии к медицине, к юридическим службам и т. д. Но дело в том, что электроэнергетика – это кровеносная система всего хозяйственного механизма. Серьезные аварии, происходящие, как правило, вследствие некомпетентности персонала, будут приносить убытки в нарастающем объеме, вплоть до остановки всей экономики. И ещё вы спросите, кто должен что-то координировать? Кто должен взяться за решение кадровых вопросов, за расчеты потребностей в учителях и учениках? Государство в лице Министерства энергетики, в советское время – Главтехуправление Минэнерго, более или менее компетентно координировало усилия организаций, выстраивало законодательную (нормативную) базу. И это при одной форме собственности. Сейчас, при многообразных формах собствен ности, – это более трудная, но и намного более важная задача. На этом пути есть подводные камни, которые надо иметь в виду: научно‑практическое издание

1. Уровень квалификации эксплуатационного персонала должен быть в основах специальности выше, чем у фирм-изготовителей. Иначе низкая квалификация ставит эксплуатацию в зависимость от этих фирм и может приводить к неоправданному удорожанию технических решений. 2. Точно так же могут быть ошибочными решения проектных организаций, и нужно решить вопрос о профессиональной экспертизе проектов. Причём обязательной, поскольку ошибки в проекте одного объекта могут сказаться на других объектах. Должен ли это быть технадзор или нечто другое, не в этом суть. Важно, чтобы экспертиза была высокопрофессиональной. 3. Далее, очень важно создать норматив по минимизации номенклатуры изделий на объекте. Лучше всего, если эксплуатационный персонал имеет дело с устройствами одной фирмы, ну пусть двух-трёх. Но совершенно недопустимо иметь, скажем, десять защит трансформаторов, и все от разных фирм. 4. Очень опасно следовать тенденции автоматизации наладки и техобслуживания устройств РЗА. А такие предложения уже прозвучали в журнале «Релейщик». Более того, в одном из докладов на конференции по РЗА в этом году прозвучала фраза, что теперь наладку и ТО могут вести работники невысокой квалификации. По этому поводу вспоминаю афоризм своего шефа: «Компьютер умножает как ум, так и дурость». 5. И последнее небольшое, но существенное предложение. В учебные планы релейщиков, да и не только релейщиков, целесообразно включить ознакомление с АСУ: что может и чего не может предоставить АСУ эксплуатации, достоинства и недостатки тех или иных проектных решений по АСУ. В заключение следовало бы сказать о профессионализме хозяйственных руководителей, но это – отдельная тема. Здесь же, мне кажется, можно сказать только одно: настоящий хозяин, заинтересованный в хороших и долгосрочных прибылях, должен окружить себя помощникамипрофессионалами в технических специальностях, не жалеть средств на повышение уровня профессионализма и патриотизма своих работников. А временщиков, «маницефалов», как выразился уважаемый В.Т. Третьяков («Известия» 10.12.09), нужно изгонять жесткими экономическими мерами. Литература: 1. Удрис А.П. Кадровая и научно-техническая политика – основа обеспечения надежности функционирования РЗА. – Релейщик, 2008, №1, с. 56-58.

ПРАКтиКА

разработка и изготовление

нОвые РАзРАбОтКИ от тМ PREMKO Группа предприятий ТМ PREMKO создана в рамках конструкторско-технологической, производственной и коммерческой кооперации трех предприятий: «Технокластер «ПРЭМКО Электрика» (Украина), «ПРЭМКО Менеджмент» (Украина) и «ПРЭМКО Электрик» (Россия). С начала 2010 года ТМ PREMKO реализует электротехнический проект по разработке, производству и сервису микропроцессорных устройств релейной защиты, управления и противоаварийной автоматики (РЗА), а также систем гарантированного оперативного электропитания и низковольтных комплектных устройств (НКУ). Все устройства и изделия разработаны инженерами и конструкторами объединенного специализированного конструкторского и технологического бюро группы предприятий «PREMKO Elektrik» (СКТБ) в творческом сотрудничестве с научнотехническими консультантами ряда специализированных инженерных центров, а также отраслевых и академических НИИ и вузов Украины, России, Германии. В них применяются как оригинальные, так и уже хорошо зарекомендовавшие себя на практике схемотехнические, программные, технологические и конструктивные решения. Изделия разработаны и производятся в соответствии с техническими условиями ТУ У31.2-36630858-001:2010 и ТУ У31.2-36630858-002:2010, соответствуют нормам ГОСТ Р 50030.5.1-2005, ГОСТ Р 50030.6.2-2000, ГОСТ Р 51321.1-2007,

ДСТУ IEC 60947-6-2:2004, ГОСТ 3698-82,  ГОСТ 22789-94 и сертифицированы в уполномоченных органах стандартизации и сертификации государственных систем «ЭНЕРГОСЕРТ», «Система Сертификации ГОСТ Р» и «УкрСЕПРО». Устройства РЗА ТМ PREMKO серий ZX, LX, RT, REST, RELIKS выполнены на элементной базе ведущих мировых производителей электронных компонентов и микропроцессоров. Производство изделий РЗА осуществляется при технологической поддержке известных производителей печатных плат и электронных  модулей  –  компаний  «VD  MAIS»,  «КвазарМикро», «ЗЮВС». Серийный выпуск устройств PREMKO производится на собственном современном оборудовании на трех производственных площадках в гг. Киев и Львов (Украина) и в Московской обл. (Россия). Система управления качеством ТМ PREMKO аттестована и сертифицирована в соответствии со стандартом DIN EN ISO 9001:2008. Все предприятия Группы выполняют полное сервисное гарантийное и послегарантийное обслуживание и сопровождение всех выпускаемых устройств и изделий, включая их ремонт, замену целых изделий или отдельных комплектующих модулей, технические консультации, шеф-монтаж и наладку, обучение персонала и пр.

СКТБ ТМ PREMKO завершило разработку и рабочие испытания новых микропроцессорных устройств РЗА для линий и подстанций классов напряжения 6 (10)/35 кВ. Начиная с 1 квартала 2011 года потребители могут разместить заказы на поставку новых терминалов РЗА серий RELIKS-101 и PREMKO LX-140/141, функционально и конструктивно дополняющих традиционную линейку терминалов РЗА от ТМ PREMKO. Терминалы серии RELIKS построены по модульному принципу на основе модернизированной высокопроизводительной микропроцессорной базы. Это позволило оптимизировать аппаратную часть устройств, добиться лучшей технологичности и компактности конструкции изделий, а также существенно повысить точность измерений электрических величин и временных интервалов. По сравнению с самой массовой серией – PREMKO ZX, терминалы RELIKS имеют значительно расширенный набор функций и возможностей. При этом в базовых исполнениях сохранены такие функции, как дешунтирование и питание устройств от токов короткого замыкания.

01 / Ноябрь 2010

ПРАКтиКА

разработка и изготовление

Технические параметры

RELIKS-101

Защиты

•   трехступенчатая максимальная токовая защита;  •   двухступенчатая защита минимального напряжения (ЗМН): <U, «U;  •   двухступенчатая защита максимального напряжения (ЗПН): U>, U»; •   блокировка по напряжению собственной максимальной токовой защиты; •   защита от замыканий на землю по току (ЗНЗ) – направленная и ненаправленная.  При направленной защите от замыканий на землю (НЗЗ) угол между током ЗIo и напряжением  3Uo (ток отстает от напряжения), соответствующий середине зоны срабатывания, равен 90 град.; область срабатывания защиты по углу от 0±5 град. до 180±5 град.; •   ускорение МТЗ при включении выключателя;  •   логическая защита шин (блокировка ТО на вводе и СВ); •   возможность подключения оригинальных   локальных и распределенных модулей дуговой защиты

Автоматика

•   однократное АПВ; •   устройство резервирования отключения выключателя присоединений (УРОВ); •   дистанционное включение и отключение выключателя по локальной сети

Дополнительные  функции, аппаратура  и интерфейсы

•   контроль и индикация положения выключателя, а также контроль исправности его цепей управления;  •   измерение токов фаз и тока ЗНЗ; •   запоминание тока КЗ (8 событий с фиксацией тока и времени КЗ);  •   цифровой осциллограф;  •   регистратор событий;  •   встроенные часы - календарь

Измерительные входы

8, в том числе: •   д ля измерения токов фаз la, lb, lc;  •   д ля вычисления тока обратной последовательности I2;  •   д ля вычисления тока 3lo с функцией направленности; •   д ля вычисления напряжений Ua, Ub, Uc, 3Uo

Дискретные входы

8 – для подключения управляющих и информационных сигналов

Свободно назначаемые реле

Светодиодные  индикаторы

Кнопки управления  выключателем

2 (на передней панели)

Порты связи

USB – для считывания данных об аварийных отключениях, просмотра и изменения уставок, контроля текущего состояния устройства, а также дистанционного управления выключателем; RS 485 – для подключения к локальной сети

Линейка новых терминалов серии PREMKO LX-140/141 разрабатывалась как логическое продолжение серии PREMKO LX-122/123/124. Новые устройства также построены по модульному принципу, что позволило внедрить расширенные функции самодиагностики и повысить показатели надежности в целом. На передней панели с ЖКИ установлены кнопки управления выключателем. Устройства серии PREMKO LX-140/141 обеспечивают надежную быстродействующую селективную защиту при коротких замыканиях и перегрузках присоединений 6 (10)/35 кВ элек-

научно-практическое издание

трических подстанций, а также поддерживают функции управления и телемеханики присоединений, работающих с изолированной или компенсированной нейтралью. Терминалы могут применяться не только в распределительных сетях среднего напряжения, но и в сетях высокого напряжения и использоваться в сетях с заземлением нейтрали через сопротивление, в системах с резонансной настройкой, например, катушка Петерсена, а также и в системах с изолированной нейтралью и системах с глухозаземленной нейтралью.

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Технические параметры

PREMKO LX-140/141

Защиты

• трехступенчатая максимальная токовая защита с независимой или обратнозависимой выдержкой времени (направленная и ненаправленная); • трехступенчатая максимальная токовая защита обратной последовательности с независимой или обратнозависимой выдержкой времени; • трехступенчатая защита от замыканий на землю с независимой или обратнозависимой выдержкой времени (направленной или ненаправленной, может работать по основной гармонике тока или по высшим гармоникам); • двухступенчатая защита от повышения напряжения нулевой последовательности с независимой выдержкой времени; • двухступенчатая защита от понижения напряжения с независимой выдержкой времени; • двухступенчатая защита от повышения напряжения с независимой выдержкой времени; • защита от обрыва проводника; • тепловая защита; • ускорение МТЗ при включении на повреждение. Защиты от однофазных и междуфазных замыканий имеют как мгновенные ступени, так и ступени с выдержками времени

Автоматика

• однократное АПВ и ЧАПВ; • устройство резервирования отказа выключателя

Дополнительные функции, аппаратура и интерфейсы

• выбор подгруппы параметров (2 группы уставок); • измерение и индикация величин токов, напряжений, частоты входных сигналов; • переназначение дискретных входов, выходов, светодиодов индикации; • расширенные функции самодиагностики; • выбор подгруппы параметров (2 группы уставок); • регистрация данных о событиях и авариях (протоколирование сообщений с присваиванием абсолютного времени); • расширенная регистрация (осциллографирование) повреждений; • измерение и индикация величин токов, напряжений, частоты входных сигналов; • переназначение дискретных входов, выходов, светодиодов индикации. За счет использования распределенных вычислений реализована цифровая обработка входных сигналов и достигнуты высокая точность измерений и быстродействие. Применение специальных дополнительных мер способствовало повышению помехоустойчивости устройств для применения в условиях сложной обстановки электромагнитных помех. Для работы с устройством, его настройки, тестирования, считывания событий и осциллограмм разработано специализированное программное обеспечение

Светодиодные индикаторы

16, в том числе 12 – для определения функций по желанию пользователя

Порты связи

• USB (на передней панели); • RS-485 – для подключения к системе сбора данных и управления; • любой из доступных интерфейсов

ООО «ПРЭМКО Электрик»

Адрес: 109202, Россия, г. Москва, 1‑я Фрезерная ул., д. 2/1, стр. 10, БЦ «Олимпия», оф. 404, тел. +7 (499) 781‑68‑18, факс +7 (499) 781‑68‑17

01 / Ноябрь 2010

Для получения подробной информации по конкретному изделию, модели либо серии устройств наши профильные специалисты и сервисная служба предоставят Вам полную информацию и документацию (технические описания, инструкции по монтажу и эксплуатации, схемы подключения и пр.), а также окажут необходимую консультационную поддержку. Мы готовы, на основе наших базовых решений с учетом потребностей, пожеланий и в соответствии с техническими заданиями потенциальных заказчиков, сконструировать и изготовить устройства в нестандартной комплектации с дополнительными функциями и опциями. Сотрудники ТМ PREMKO всегда открыты к диалогу, дискуссии, сотрудничеству, но вместе с тем готовы к честной конкуренции, технологическому и интеллектуальному соперничеству. Будем рады видеть Вас в наших офисах, лабораториях и на производственных участках. Надеемся, что наши устройства РЗА будут полезны специалистам служб релейной защиты и противоаварийной автоматики распределительных электрических и кабельных сетей, а также производителям КРУ – КСО, КТП и ЗРУ, службам эксплуатации электрических сетей промышленных и сельхозпредприятий, железнодорожного транспорта, ЖКХ, строительства, специализированным проектным организациям. Мы приложим максимальные усилия для того, чтобы партнерство и совместная работа с нами Вас не разочаровали.

ПРАКТИКА

Авторы: к.т.н. А.П. Малый, к.т.н. А.А. Шурупов, С.А. Иванов, Ю.Н. Павлов, И.А. Кошельков, ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары

Разработка и изготовление

Реализация автоматики ликвидации асинхронного режима в шкафах серии ШЭ2607 Дано описание реализации функции АЛАР блока генератор-трансформатор и АЛАР линии в шкафах типа ШЭ2607. Приведены результаты заводских испытаний с использованием модели энергосистемы, подтверждающие правильную работу алгоритма в основных аварийных и рабочих режимах.

Ключевые слова: автоматика, асинхронный режим, линия, блок, испытания Автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) предназначена для выявления асинхронного режима (АР) в пределах объекта сети (линии, блока) и выработки соответствующих управляющих воздействий с учётом знака скольжения для местной (локальной) и системной противоаварийной автоматики. В серии ШЭ2607 АЛАР реализована в шкафах типов ШЭ2607 103 (шкаф автоматики управления выключателем блока генератор-трансформатор) и ШЭ2607 104 (шкаф противоаварийной автоматики линии). Алгоритм АЛАР в шкафах ШЭ2607 основан на многолетнем опыте эксплуатации устройств АЛАР (в основном, релейно-контактных), общие требования к которым следующие [1, 4, 5]: 1. Селективность. АЛАР должна выявлять АР и отличать его от режимов нагрузки, синхронных качаний (СК), КЗ. АЛАР должна срабатывать при нахождении электрического центра качаний (ЭЦК) в пределах заданного объекта и не срабатывать при АР в других сечениях. 2. Чувствительность к АР в пределах заданного объекта. 3. Быстродействие. При действии АЛАР на деление энергосистемы на синхронно работающие части АЛАР должна срабатывать раньше времени возможного перехода двухчастотного АР в многочастотный. При этом время срабатывания АЛАР (tCP) должно быть больше допустимого времени существования режима синхронных качаний и времени отключения КЗ с АПВ: (TСК TОТКЛ+АПВ)<tCP<tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP., где TСК – допустимое время существования режима синхронных качаний; TОТКЛ+АПВ – время отключения КЗ с АПВ; научно‑практическое издание

tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP – время возможного перехода двухчастотного АР в многочастотный. Время tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP изменяется в пределах от 15 до 30 с, большее значение – для энергосистем с преобладанием ГЭС. 4. Фиксация знака скольжения. Положительному скольжению s, когда активная мощность перетекает по контролируемому объекту «от шин в линию», соответствует положительный знак скольжения: sign(s)>0; отрицательному скольжению при обратном направлении перетока активной мощности соответствует отрицательный знак скольжения: sign(s)<0. При sign(s)>0 АЛАР должна действовать на уменьшение или отключение избыточной генераторной активной мощности РГ и/или на повышение (или форсировку) возбуждения генераторов. При sign(s)<0 АЛАР должна действовать на отключение избыточной активной мощности нагрузки РН. 5. Требования к ступеням АЛАР. При выполнении устройства АЛАР многоступенчатым первая ступень должна выявлять АР на первом цикле качаний. Резервные ступени АЛАР (II и III ступени) должны: •  иметь счётчики АР с уставкой N=(2–4) цикла; •  контролировать длительность цикла: при превышении допустимой длительности цикла ТЦ счётчики циклов должны сбрасываться, а ступени не срабатывать для того, чтобы не препятствовать возможной ресинхронизации энергосистемы; •  контролировать общую длительность АР: при превышении допустимой длительности ТАР ступени АЛАР должны срабатывать. Третья ступень АЛАР должна пускаться через некоторое время (до 20 с) после срабатывания II ступени, ожидая окончания реакции энергосистемы на управляющие воздействия (УВ) II ступени. 39

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Ступени АЛАР могут действовать: •  на ресинхронизацию (восстановление синхронного режима) без деления путём отключения, уменьшения или увеличения активной мощности РГ генераторов РН или нагрузки РГ – в зависимости от знака скольжения; •  на деление энергосистемы по сечению с ЭЦК на синхронно (с разной частотой) работающие части; •  на деление по части сечения с ЭЦК с последующей ресинхронизацией отделившихся частей энергосистемы. Выбор направления УВ, формируемого АЛАР, является сложной проблемой, требующей для каждого конкретного места установки устройства АЛАР тщательного исследования (с помощью цифровых программных комплексов) эффективности выбранного направления действия АЛАР на восстановления устойчивой работы энергосистемы. Реализация АЛАР блока гене ратор-трансформатор. В соответствии с [1] во избежание выделения районов со значительным избытком генерирующей мощности рекомендуется установ-

ка на энергоблоках АЛАР, имеющих опережающую настройку по отношению к другим устройствам, действующим на деление энергосистемы. АЛАР блока входит в состав шкафа типа ШЭ2607 103, вариант схемы при-

вязки которого к оборудованию блока приведен на рисунке 1. Ниже алгоритм работы АЛАР блока рассматривается применительно к схеме энергосистемы с двумя источниками э.д.с. (рисунок 2).

Рис. 1. Схема привязки защит и АЛАР блока.

На рисунке 2 Е1 – э.д.с. генератора Г блока, Е2 – эквивалентная э.д.с. энергосистемы С и I – ток по линии Л в рабочем режиме, X’d – индуктивное переходное сопротивление генератора, X T – индуктивное сопротивление трансформатора Т блока, XС – эквивалентное сопротивление энергосистемы (включая сопротивление линии), Е1АР, IАР – изменяющиеся э.д.с. генератора и ток линии при АР, ωS – угловая час тота скольжения (s – скольжение, разность частот векторов Е1 и Е2). Структурная схема АЛАР в шкафе ШЭ2607 103 показана на рисунке 3.

Рис. 2. Расчётная схема энергосистемы (а), её схема замещения (б) и векторная диаграмма токов и напряжений при АР (в).

01 / Ноябрь 2010

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Рис. 3. Структурная схема АЛАР блока.

АЛАР блока содержит сигнальную и три рабочие ступени. Измерительными органами (ИО) АЛАР являются три реле сопротивления (РС) Z1, Z2 и ZС, реле направления активной мощности М и реле тока прямой последовательности РТI1. С помощью реле сопротивления ZС выполняется сигнальная ступень АЛАР. С помощью реле сопротивления Z1, Z2 и реле направления активной мощности М выделяются три зоны, в каждой из которых предусмотрена одна рабочая ступень действия АЛАР. В дальнейшем тексте эти зоны называются рабочими ступенями АЛАР. Схема АЛАР содержит ряд программных блоков: •  блок логики I ступени (В1); •  блок логики II ступени (В2); •  блок логики III ступени (В3);

•  блок разрешения и запрета избыточных (при положительном скольжении) и дефицитных (при отрицательном скольжении) каналов при превышении допустимого времени АР и допустимого времени цикла соответственно (В4); •  блок блокировки действия АЛАР при КЗ и при неисправностях в цепях напряжения (В5); •  блок определения знака скольжения (В6); •  блок логики пуска и сброса счётчиков циклов АР (В7). Знак скольжения s устанавливается по начальному (в режиме нагрузки) состоянию реле направления активной мощности М. Если в режиме нагрузки блок выдаёт мощность в систему (реле М не сработало), знак скольжения s положителен (s>0), блок генератортрансформатор является избыточным

по отношению к системе по активной мощности. При обратном направлении мощности знак скольжения s отрицателен (s<0), блок генератор-трансформатор является дефицитным. На блокировку АЛАР действуют сигнал от защит линии, сигнал реле положения «отключено» (РПО) выключателя высокой стороны блока (ВВН), сигнал блокировки при неисправностях в цепях переменного напряжения (БНН) и сигналы, которые формируются при КЗ от следующих измерительных органов: • РТ БКЗ – реле тока, реагирующего на скачкообразные изменения тока прямой и обратной последовательности, для блокировки АЛАР при КЗ и сбросах/набросах нагрузки; • Р Т I2 – реле тока обратной последовательности для блокировки АЛАР при несимметричных КЗ; • РНМИН – реле минимального напряжения, состоящего из трёх фазных реле напряжения, включённых на выходе по схеме И, для блокировки АЛАР при исчезновении трёх фаз напряжения. Для отстройки от срабатывания при однофазных КЗ реле сопротивления Z1, Z2 и ZС выполнены как междуфазные (АВ, ВС, СА), а для отстройки от несимметричных режимов работы они действуют по схеме «И». Реле направления активной мощности М состоит из трёх фазных реле активной мощности, включённых по схеме «ИЛИ». Характеристики ИО АЛАР в комплексной плоскости сопротивлений представлены на рисунке 4:

Рис. 4. Характеристики научно‑практическое издание

измерительных органов АЛАР блока.

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Здесь: • ZС – реле сопротивления сигнальной ступени; • Z1 – реле сопротивления первой и второй ступеней; • Z2 – реле сопротивления второй и третьей ступеней; • М – реле направления активной мощности; • 1, 2, 3 – траектории сопротивления на зажимах РС при АР с ЭЦК в генераторе, трансформаторе и системе соответственно при положительном скольжении s. Траектория (годограф) 2 воспроизводит в плоскости Z движение вектора сопротивления на зажимах РС, установленного в начале координат (на линии Л у шин подстанции ПС) при равенстве модулей э.д.с. Е1 и Е2 во время АР, годограф 1 – при Е1<Е2, а годограф 3 – при Е1>Е2. Перед началом АР при положительном направлении активной мощности (от блока к шинам) вектор нагрузки ZН расположен в правой полуплоскости Z и с началом АР движется влево. При этом уменьшается сопротивление, измеряемое РС, что соответствует увеличению передаваемой по линии активной мощности и угла δ между векторами э.д.с. Е1 и Е2. Показанные на рисунке 4 траектории соответствуют положительному скольжению (s>0). При АР с отрицательным скольжением (s<0) годограф сопротивления на зажимах РС перемещается из левой полуплоскости вправо. Форма характеристик ИО АЛАР представлена для чисто реактивной схемы замещения энергосистемы для упрощения выбора уставок АЛАР. (Учёт активного сопротивления энергосистемы оказывает меньшее влияние на работу АЛАР, чем изменения состава и параметров элементов энергосистемы.) Характеристика реле Z1 имеет форму прямоугольника, симметричного относительно оси jX, верхняя сторона которого проходит по оси R, нижняя – через точку (0, X1 УСТ), а боковые стороны – через точки (R1 УСТ, 0) и (-R1 УСТ, 0). Угол максимальной чувствительности φ1 МЧ реле Z1 равен 270°. Сопротивление уставки x1 УСТ реле Z1 с запасом (с коэффициентом k) превышает сумму переходного сопротивления 42

01 / Ноябрь 2010

генератора Х’d и трансформатора ХT: Х1 УСТ = –k (Х’d+Х T). Характеристика реле Z2 имеет форму прямоугольника, также симметричного относительно оси X, верхняя сторона которого проходит через точку (0, X2 УСТ), нижняя – через точку (0, X2 СМ), а боковые стороны – через точки (R2 УСТ, 0) и (-R2 УСТ, 0). Угол максимальной чувствительности φ2 МЧ реле Z2 равен 90°. Сопротивление уставки Х2 УСТ с запасом (с коэффициентом k) больше сопротивления системы ХC: Х2 УСТ = kХС. Сопротивление смещения Х2 СМ характеристики реле Z2 в нижнюю полуплоскость равно сопротивлению трансформатора: Х2 СМ = –Х Т. Таким образом, часть характеристики реле Z1, не пересекающаяся с характеристикой реле Z2, при АР охватывает сопротивление генератора (зону I ступени), общая часть характеристик реле Z1 и Z2 – сопротивление трансформатора (зону II ступени), а непересекающаяся часть характеристики реле Z2 – сопротивление линии вместе с сопротивлением системы со стороны, противоположной подстанции (зону III ступени). Характеристика реле ZС сигнальной ступени выполнена в форме линзы (с вертикальной осью, направленной по оси X), которая составлена из дуг двух окружностей. Каждая дуга опирается на сумму сопротивлений (X1 УСТ+X2 УСТ), причём любая точка дуги соответствует углу δУСТ между векторами э.д.с. генератора и системы. Угол δИ УСТ для избыточных ступеней регулируется в диапазоне от 90° до 180°, а угол δД УСТ для дефицитных ступеней – от 270° до 360°. Значение угла δУСТ выбирается равным критическому углу δКР (по условиям динамической устойчивости). Реле направления активной мощности М используется для отстройки от режима нагрузки, фиксации знака скольжения, а также для счёта циклов АР. Угол максимальной чувствительности реле М равен 180° (реле срабатывает при направлении мощности от шин к трансформатору блока). Штриховкой

на рисунке 4 показана область несрабатывания реле М. Реле тока прямой последовательности РТI1 предназначено для вывода АЛАР из работы при токах нагрузочного режима (меньших номинального тока). Так как в каждом цикле АР значение тока блока может снижаться ниже значения номинального тока, в блоке логики АЛАР предусмотрено продление сигнала от реле РТI1 на время, большее, чем допустимая длительность цикла АР. По появлению сигналов срабатывания реле ZС, Z1 и Z2 АЛАР фиксирует начало АР, местонахождение ЭЦК в генераторе (I ступень), трансформаторе (II ступень) или в системе (III ступень). Сигнальная ступень срабатывает при пересечении годографом Z границы характеристики реле ZС и вызывает свечение светодиода «Асинхронный режим» на дисплее комплекта, лампы «Срабатывание» шкафа с действием на подстанционную сигнализацию. Первая ступень АЛАР фиксирует расположение ЭЦК в генераторе, что соответствует прохождению годографа входного сопротивления Z через область срабатывания реле Z1 и несрабатывания реле Z2. Вторая ступень АЛАР срабатывает при расположении ЭЦК в трансформаторе, что соответствует прохождению годографа Z через общую область срабатывания реле Z1 и Z2. Третья ступень АЛАР срабатывает при расположении ЭЦК вне блока, в системе, что соответствует прохождению годографа Z через область срабатывания реле Z2 и несрабатывания реле Z1. Для отстройки АЛАР от режимов нагрузки и синхронных качаний действие её рабочих ступеней на внешние устройства предусмотрено при превышении заданного для каждой ступени числа циклов АР. Для счёта числа циклов АР используется факт пересечения годографом Z границы характеристики реле направления мощности М. При положении ЭЦК в зоне I или II ступеней (в блоке генератортрансформатор) АЛАР по заданию заказчика действует на отключение

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

блока, как избыточная ступень, независимо от знака скольжения. При положении ЭЦК в зоне III ступени (в энергосистеме, вне блока генератор-трансформатор) III ступень АЛАР в зависимости от знака скольжения s выдаёт сигналы на сброс генераторной мощности станции или отключение прилегающей нагрузки. Для этого третья ступень имеет два выхода: «III ступень АЛАР изб.» и «III ступень АЛАР деф.». Сигнал на выходе «III ступень АЛАР изб.» появляется, если блок является избыточной частью по отношению к системе (s>0), а сигнал на выходе «III ступень АЛАР деф.» появляется, если блок является дефицитной частью по отношению к системе (s<0). При превышении длительностью всего АР заданного значения времени ТАР («затянувшийся» АР) I, II и III ступени АЛАР срабатывают независимо от числа завершённых циклов АР. Действия I, II и III ступеней АЛАР блокируются при превышении длительностью цикла АР максимально возможного значения длительности цикла (ТЦ) АР – для предотвращения срыва ресинхронизации, которая может происходить под действием синхронизирующих моментов самой энергосистемы. Для избыточного (s>0) и дефицитного (s<0) каналов действия АЛАР значения уставок ТЦ и ТАР задаются отдельно. Предусмотрена выдержка времени срабатывания III ступени АЛАР ТIII, предназначенная для согласова-

ния с действием устройства АЛАР, установленного на противоположном конце линии, отходящей от шин ВН блока. При наличии на линии ответвления с нагрузкой меньшее время срабатывания III ступени должно устанавливаться со стороны дефицитной энергосистемы. Предусмотрены выходы рабочих ступеней АЛАР на отключение выключателя ВВН, а также на отдельные выходные реле для действия на другие устройства ПА. Испытания АЛАР. Проверка АЛАР может производиться двумя способами: •  и спытание устройства АЛАР на модели энергосистемы совместно с другими устройствами противоаварийной автоматики, такими как АЧР, АПНУ, АОПЧ, АОСЧ, АОПН. Управляющие воздействия от этих устройств, действуя на выключатели и устройства регулирования частоты, напряжения, активной и реактивной мощности элементов энергосистемы, должны сохранять или восстанавливать устойчивую работу энергосистемы. Для проверки эффективности противоаварийной автоматики при этом необходимы подробные сведения о динамических свойствах системы. В настоящее время для таких испытаний используются гибридные электродинамические модели, на смену им приходят цифровые модели, например, RTDS

(фирма RTDS, Technologies Inc., Канада). Такие модели, отражающие актуальный состав первичного и вторичного оборудования, предполагается в дальнейшем иметь в каждой крупной энергосистеме, и они будут использоваться для испытаний АЛАР; •  испытание устройства АЛАР, предназначенного для выявления АР, на упрощенной модели энергосистемы, путём имитации АР, когда АЛАР должна срабатывать, и режимов, при которых АЛАР не должна срабатывать (нагрузочный режим, качания, КЗ), с использованием автоматизированных испытательных комплексов, например, типа СМС (фирма OMICRON, Австрия) или РЕТОМ (НПП «Динамика», РФ). Этот способ не требует подробных сведений о динамических свойствах системы, в которой используется АЛАР, он предназначен и используется в настоящее время при выпуске и наладке АЛАР. Ниже приводятся результаты приёмо-сдаточных испытаний АЛАР по второму способу с помощью программы NetSim программно-испытательного комплекса СМС (OMICRON) и программы RL-модель (РЕТОМ, «Динамика»). Достоинством NetSim является возможность видеть на плоскости Z заданные характеристики РС, а достоинством RL-модели – наличие в ней динамической векторной диаграммы (рисунки 5 а и 5 б).

Рис. 5 а. Окна программы NetSim СМС при испытаниях АЛАР блока.

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Рис. 5 б. Окна программы RL-модель РЕТОМ при испытаниях АЛАР блока.

Испытания АЛАР блока генератор-трансформатор. Соответствие параметров сети, модели и уставок АЛАР блока показано на рисунке 6.

Рис. 6. Соответствие параметров сети, уставок РС терминала и модели (СМС, РЕТОМ).

01 / Ноябрь 2010

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Сеть

Уставки реле сопротивления

NetSim

RL-модель

XC2

Z1LINE + Z1source2

XL + Xq

X T + X’d

Z1source1

XCM

Испытания проводились применительно к схеме энергосистемы рисунка 2. Моделирование АР производилось изменением частоты энергосистемы Е1 до заданного скольжения. Модули э.д.с. Е1 и Е2 принимались равными. Начальный угол между векторами Е1 и Е2 принимался равным 45° для избыточного режима работы энергосистемы Е1, когда ЭДС Е1 опережает ЭДС Е2, или 315° для дефицитного режима энергосистемы Е1. Длительность предварительного нагрузочного режима выбиралась равной 5 с, асинхронного режима – 10 с. Для того, чтобы при равенстве Е1 и Е2 годограф Z, проходящий посередине между Х1 УСТ и Х 2 УСТ (прямая 2 на рисунке 4), попадал в зо-

ну действия проверяемой ступени, параметры энергосистемы и уставки ступеней АЛАР варьировались. Анализ действия АЛАР при испытаниях от СМС и РЕТОМ производился с использованием комплекса программы анализа аварийных осциллограмм WNDR для терминалов БЭ2704. При этом записывались и воспроизводились осциллограммы токов и напряжений, подаваемых от испытательной установки, а также выходные сигналы ИО и ступеней АЛАР. Уставки АЛАР выбирались с учётом минимизации времени, требуемого для проведения испытаний (рисунок 7).

Моделировался переток активной мощности от блока к шинам (избыточный режим) и от системы к шинам ВН блока (дефицитный режим). Выбраны: число циклов АР n=5, период одного цикла – tЦ=2 с, длительность асинхронного режима – tАР=10 с. На рисунках 8–11 приведены с пояснениями осциллограммы некоторых проверок. Осциллограмма на рисунке 8 иллюстрирует срабатывание I ступени (сигнал 98) на первом цикле и несрабатывание II, III ИЗБ и III деф ступеней АЛАР (сигналы 125, 121, 122) при нахождении ЭЦК в зоне I ступени (в генераторе), когда срабатывает реле сопротивле-

ния Z1 (сигналы 7, 8, 9) и не срабатывает реле сопротивления Z 2 (сигналы 10, 11, 12). Срабатывание ступени фиксируется при выходе годографа Z из области срабатывания реле Z1 («с выходом по Z») при токе, меньшем максимального тока АР. Осциллограмма на рисунке 9 иллюстрирует блокировку I, II, IIIИЗБ и IIIДЕФ ступеней АЛАР при нахождении ЭЦК в зоне I ступени, если реальное время цикла АР (tЦ=2 с) превышает уставку по максимально допустимому времени цикла АР (ТЦ=1,9 с). Этим предотвращается излишнее действие АЛАР на втором цикле, что могло бы препятствовать ресинхронизации.

Рис. 7. Уставки ИО и уставки по времени АЛАР блока.

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Рис. 8. Осциллограмма срабатывания I ступени АЛАР по Z. ∆f=0,5 Гц; s>0; NI= NII= NIII=1 цикл; II и III ступени АЛАР не срабатывают.

Рис. 9. Осциллограмма блокировки АЛАР в зоне I ступени (по Z) при tЦ=2 с больше допустимого ТЦ=1,9 с; ∆f=0,5 Гц; s>0; NI=NII=NIII=2 цикла. II и III ступени также не срабатывают.

Осциллограмма на рисунке 10 иллюстрирует срабатывание IIIДЕФ ступени АЛАР при нахождении ЭЦК в зоне III ступени через время 6,24 с после фиксации АР (после истечения времени ТАР=5 с) и раньше, чем IIIДЕФ ступень сработала бы по счёт-

01 / Ноябрь 2010

чику циклов (t=NIIIД/∆f=5/0,5=10 c). Срабатывание происходит «с выходом по М», сразу же после возврата реле направления активной мощности М (сигналы 13, 14, 15), быстрее, чем «c выходом по Z» (сигналы 10, 11, 12), но при максимальном токе АР.

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Рис. 10. Осциллограмма срабатывания IIIДЕФ ступени «с выходом по М» до наступления 5‑го цикла. ∆f=0,5 Гц; s<0; NIIIД=5.

Осциллограмма на рисунке 11 иллюстрирует несрабатывание ступеней АЛАР при качаниях (из-за несрабатывания реле направления ак-

тивной мощности М – сигналы 13, 14, 15) с тем же скольжением, что и при АР на рисунке 10. Размах качаний – от 5° до 90° (Е1 опережает Е2).

Рис. 11. Осциллограмма несрабатывания АЛАР при качаниях ∆f=0,5 Гц, s>0, NI=NII=NIII=1, δСИГН=140 (70°), ТЦ=2,1 с, ТАР=10 с. БНН и БКЗ не введены.

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Реализация АЛАР линии. Алгоритм работы АЛАР линии разработан применительно к схеме замещения энергосистемы на рисунке 12, которая состо-

ит из предвключённой части (система 1) с э.д.с. Е1 и внутренним сопротивлением ХС1 и системы 2 с э.д.с. Е2 и внутренним сопротивлением ХС2 (система 2), между кото-

Рис. 12. Схема системы (а) и характеристики измерительных органов АЛАР линии (б).

Рис. 13. Структурная схема АЛАР линии.

01 / Ноябрь 2010

рыми включена линия с сопротивлением ХЛ (рассматривается схема замещения без учёта активных сопротивлений). Устройство АЛАР установлено на подстанции 1. На рисунке 12 б сопротивления ХС1, ХЛ и ХС2 показаны на комплексной плоскости Z. Место установки АЛАР соответствует началу координат. Точки, соответствующие начальному (нагрузочному) режиму (1 или 2) и асинхронному режиму (точки (3–6)) показаны в предположении, что э.д.с. Е1 и Е2 равны по модулю. При этом точки (1–6) лежат на горизонтальной прямой 1 (годографе Z), проходящей через середину суммарного сопротивления участков моделируемой энергосистемы (ХС1+ХЛ +ХС2). Точка 1 (ZНАЧ1) комплексной плоскости сопротивлений соответствует режиму, при котором ток протекает от шин подстанции 1 в линию и э.д.с. Е1 опережает Е2, то есть система 1 является избыточной. Угол δ между э.д.с. Е1 и Е2 равен углу между прямыми, проведёнными из точки годографа Z к концам суммарного сопротивления системы. При условии, что угол δ отсчитывается от Е2 против часовой стрелки, начальный угол δНАЧ1 в режиме 1 меньше 90° (по условиям устойчивости нагрузочного режима). В точке 2 (ZНАЧ2), напротив, ток протекает от линии к шинам, Е2 опережает Е1, угол δНАЧ2 больше 270°. Переход угла δ через 180° при АР эквивалентен изменению направления активной мощности. Структурная схема АЛАР линии, содержащей три рабочие ступени, приведена на рисунке 13. АЛАР линии имеет одну зону работы, охватывающую линию, и реагирует на прохождение ЭЦК через сопротивление линии ХЛ (точка 5 на рисунке 12 б). АЛАР линии содержит три ступени. Измерительными органами АЛАР линии являются реле сопротивления Z1 и ZС, реле направления активной мощности М и реле тока прямой последовательности РТI1 (рисунок 13). Реле сопротивления АЛАР Z1 и ZС состоят из трёх междуфазных реле (АВ, ВС и СА), включённых по логической схеме «И» для отстройки от КЗ

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление на землю и несимметричных режимов работы энергосистемы. Характеристика реле сопротивления ZС со стоит из двух дуг. Каждая дуга является геометрическим местом точек, в которых угол δ одинаков (вписанный угол δ опирается на дугу окружности 2δ) и равен критическому углу δКР, при котором из данного нагрузочного режима может наступить потеря устойчивости при перегрузке линии активной мощностью. Реле сопротивления ZС используется в первой ступени АЛАР для выявления АР. Реле сопротивления Z1 имеют характерис тику в форме прямоугольника, которая с заданным запасом охватывает реактивное сопротивление линии. Реле сопротивления Z1 используется во второй и третьей ступенях АЛАР с двойной целью: для ограничения зоны срабатывания АЛАР защищаемой линией и для определения момента действия ступени при выходе годографа входного сопротивления Z из области срабатывания реле Z1. Реле М и РТI1 имеют то же назначение, что и в АЛАР блока.

Первая ступень АЛАР может использоваться как сигнальная или как быстродействующая (на первом цикле) рабочая ступень и не имеет счётчика циклов. Все ступени АЛАР линии имеют по два выхода – «избыточный» и «дефицитный», – действующие на выходные реле и на сигнализацию. Избыточный выход соответствует положительному скольжению, когда система 1 ускоряется по отношению к системе 2, а дефицитный выход соответствует отрицательному скольжению. Структурная схема АЛАР линии содержит программные блоки ступеней В1‑В3 и вспомогательные программные блоки В4‑В7, аналогичные тем, что используются в АЛАР блока. Испытания АЛАР линии. Данные о токах и напряжениях в асинхронном режиме при испытании АЛАР линии были получены в виде COMTRADE-файла на программной модели энергосистемы, примыкающей к линии Киндери – Букаш энергосистемы Татарстана. Расчётная схема энергосистемы при испытаниях приведена на рисунке 14.

Рис. 14. Эквивалентная расчётная схема энергосистемы.

В качестве исходного режима принят максимальный нагрузочный режим энергосистемы. Моделирование АР с помощью СМС или РЕТОМ производилось плавным, с постоянной скоростью, изменением частоты энергосистемы 1 до заданного скольжения. В результате время цикла в начале процесса больше заданного, и в некоторых случаях действие АЛАР могло вначале блокироваться.

Начальный угол между векторами Е1 и Е2 принимался равным 45° для избыточного режима энергосистемы 1, когда Е1 опережает Е2, или 315° – для дефицитного режима энергосистемы 1. Длительность предварительного нагрузочного режима 10 с, асинхронного режима – 5 с. На рисунке 15 приведены уставки измерительных органов АЛАР.

Рис. 15. Уставки ИО АЛАР линии.

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Шурупов Алексей Александрович Дата рождения: 25.03.1951 г. Год окончания вуза – 1973, НПИ. Год и место защиты диссертации к.т.н. – 1981, НПИ. Учёное звание – кандидат технических наук. Учёная степень – старший научный сотрудник. Заведующий отделом защит подстанционного оборудования ООО НПП «ЭКРА». Рис. 16. Осциллограмма срабатывания IИЗБ и IIИЗБ ступеней. ∆f=2 Гц; s>0; NI= NII= NIII=1 цикл; IIIИЗБ ступень не срабатывает: ТIII=10 с > tАР=5 с.

Рис. 17. Осциллограмма срабатывания IДЕФ и IIДЕФ ступеней. ∆f=0,5 Гц; s<0; NI=NII=NIII=1 цикл; IIIДЕФ ступень не срабатывает: ТIII=10 с>tАР=5 с.

01 / Ноябрь 2010

Разработка и изготовление При испытаниях уставки были выбраны такими, чтобы уменьшить время, требуемое для проведения испытаний, и оставались неизменными во время проверки, за исключением времени задержки пуска третьей ступени после срабатывания второй ступени, которое было уменьшено при последнем опыте с целью проверки действия третьей ступени АЛАР. На рисунках 16–18 приведены некоторые

осциллограммы, полученные при проверке алгоритма АЛАР линии. Осциллограмма на рисунке 16 иллюстрирует срабатывание ступеней IИЗБ и IIИЗБ (сигналы 106, 108) и несрабатывание ступени IIIИЗБ (сигнал 109) АЛАР, так как заданное время (ТIII=10 с) задержки срабатывания III ступени после срабатывания II ступени ТIII превышает время существования асинхронного режима tАР, равное 5 с.

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление На осциллограмме рисунка 17 приведены результаты проверки АЛАР при отрицательном скольжении (s<0) и при частоте скольжения ∆f=0,5 Гц (остальные условия проверки – те же, что и на рисунке 16). При этом срабатывают ступени IДЕФ и IIДЕФ (сигналы 110, 111) и так же не сраба-

тывает ступень IIIДЕФ (сигнал 112) АЛАР. Осциллограмма рисунка 18 снята при ∆f=2 Гц и ТIII=0,1 с, причём ТIII не превышает времени существования асинхронного режима tАР, равного 5 с; при этом срабатывают IДЕФ, IIДЕФ и IIIДЕФ АЛАР (сигналы 110, 111 и 112).

Малый Альберт Петрович Дата рождения: 01.06.1935 г. Год окончания вуза – 1958, МЭИ. Год и место защиты диссертации к. т.н. – 1988, НПИ. Учёное звание – кандидат технических наук. Учёная степень – старший научный сотрудник. Должность – ведущий инженер ООО НПП «ЭКРА».

Рис. 18. Осциллограмма срабатывания IДЕФ, IIДЕФ и IIIДЕФ ступеней. ∆f=2 Гц; s<0; NI= NII=NIII=1 цикл; IIIДЕФ ступень срабатывает, так как изменено ТIII: ТIII=0,1 с < tАР=5 с. Иванов Сергей Анатольевич Дата рождения: 06.09.1980 г. Чувашский государственный университет им. Ульянова, 2002 г. Факультет – Электротехнический. Кафедра – Электрических и Электронных Аппаратов Диплом инженераэлектромеханика. Инженер-программист, Отдел перспективных

Проведенные испытания АЛАР блока генератор-трансформатор и АЛАР линии показали правильное функционирование алгоритмов АЛАР в части: •  определения знака скольжения в начале АР; •  блокировки каналов с противоположным знаком скольжения; •  срабатывание I, II и III ступеней в избыточном и дефицитном режимах; •  блокировки АЛАР при увеличении времени цикла АР; •  срабатывания АЛАР при длительном АР. Образцы шкафов ШЭ2607 103 и ШЭ2607 104 в 2008–2009 годах установлены в опытную экс-

плуатацию в Татэнерго. За время, прошедшее с момента ввода шкафов, АР не наблюдался. Во время имевших место КЗ излишнего срабатывания АЛАР не происходило. На рисунке 19 представлена осциллограмма шкафа ШЭ2607 103 при близком однофазном КЗ на ВЛ-220 кВ, отходящей от шин Заинской ГРЭС. При выбранных уставках во время КЗ не срабатывали реле сопротивления АЛАР. Кроме того, на всё время КЗ действие АЛАР было заблокировано сигналом «16 РТ I2 БКЗ». Осциллограмма (рисунок 20) снята осциллографом шкафа ШЭ2607 103 при трёхфазном КЗ на генераторе Нижнекамской ТЭЦ-1.

разработок ООО НПП «ЭКРА».

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Павлов Юрий Николаевич Дата рождения: 06.07.1983 г. Окончил в 2006 году кафедру электрических и электронных аппаратов электротехнического факультета Чувашского госуниверситета. Руководитель группы отдела защит

Рис. 19. Осциллограмма шкафа ШЭ2607 103 при близком однофазном КЗ на ВЛ-220 кВ, отходящей от шин Заинской ГРЭС.

подстанционного оборудования ООО НПП «ЭКРА».

Кошельков Иван Александрович Дата рождения: 09.03.1987 г. Высшее образование: ФГОУ ВПО «Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова»,

Рис. 20. Осциллограмма шкафа ШЭ2607 103 при трёхфазном КЗ на генераторе Нижнекамской ТЭЦ-1.

кафедра электрических и электронных аппаратов, степень магистра техники и технологии по направлению «Электротехника, электромеханика и электротехнологии» в 2010 году. Инженер ООО НПП «ЭКРА».

01 / Ноябрь 2010

Во время КЗ на генераторе («за спиной») зафиксировано срабатывание реле направления активной мощности, но при выбранных уставках во время КЗ не срабатывали реле со противления АЛАР. Функция АЛАР реализована в шкафах серии ШЭ2607, выполненных в соответствии с техническими условиями, согласованными с ФСК ЕЭС. Шкафы серии ШЭ2607 отвечают всем требованиям, предъявляемым к устройствам релейной защиты и автоматики в отношении надёжности, электромагнитной совместимости и устойчивости функционирования.

Литература: 1.  Руководящие указания по противоаварийной автоматике УДК 621.311.004.65:621.316.925/М.: «СОЮЗТЕХЭНЕРГО», 1987. 2.  Методические указания по устойчивости энергосистем. Утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277. 3.  Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, 2003. 4.  Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России. Приложение № 1 к приказу РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 № 57. – М.: 2008. 5.  Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Окин А. А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 390 с.

��

научно‑практическое издание

��

ПРАКТИКА

Автор: А. А. Николаев, ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары

Испытание и ввод в эксплуатацию

ПРОВЕРКА И НАСТРОЙКА ВЧ ЗАГРАДИТЕЛЕЙ С ПОМОЩЬЮ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА РЕТОМ-ВЧм В статье рассматриваются особенности проверки высокочастотного заградителя с использованием программно-технического комплекса РЕТОМ-ВЧм. Для проверок использован метод трех вольтметров и мостовая схема. Приведен анализ результатов, полученных в реальных условиях эксплуатации. Показаны преимущества автоматизированной программы проверки. Отмечается, что использование системы РЕТОМ-ВЧм позволяет существенно сэкономить трудозатраты и сократить общее время проверок.

Ключевые слова: испытательная система, высокочастотный заградитель, автоматизация выполнения проверок и обработки результатов измерения. Программно -технический комплекс РЕТОМ–ВЧм [1] производства ООО «НПП «Динамика» (г. Чебоксары) выпускается с 2002 года и предназначен для проверок ВЧ аппаратуры каналов передачи и приёма телекоманд релейной защиты и противоаварийной автоматики и связи, фильтров присоединения, разделительных фильтров, ВЧ заградителей с элементами настройки и других составных частей ВЧ тракта. Комплекс заменяет от 10 до 15 обычных приборов и вспомогательных блоков, применяемых при проверке ВЧ оборудования РЗА, и, соответственно, облегчает транспортировку. Комплекс позволяет проводить автоматический или ручной контроль параметров ВЧ аппаратуры каналов РЗА, автоматически обрабатывать результаты испытаний, выдать готовый протокол на печать.

Рис. 1. Состав комплекса РЕТОМ-ВЧм.

01 / Ноябрь 2010

Комплекс состоит из следующих составных частей (рисунок 1): 1) устройство РЕТОМ-ВЧ/25; 2) В Ч тестер ВЧТ-25; 3) магазин RLC ВЧР-50м; 4) м агазин затуханий ВЧА-75. Применение в комплексе самых современных электронных компонентов и методов их сборки позволило создать простой, удобный и малогабаритный прибор, реализующий те же функции, что и комплект обычных приборов, но имеющий высокую степень автоматизации, как выполнения работ, так и обработки результатов испытаний. Применение новых методик в проведении проверок дает существенную экономию трудозатрат. С помощью комплекса РЕТОМ-ВЧм можно проверить практически любое ВЧ оборудование на энергопредприятии, и в настоящей статье представлена методика проверки и настройки высокочастотных параметров ВЧ заградителей. Для выполнения этих испытательных работ НПП «Динамика» разработало специальный балансировочный блок, который входит в состав модернизированного магазина ВЧР-50м.

ПРАКТИКА

Испытание и ввод в эксплуатацию Применение балансировочного блока позволит значительно снизить трудозатраты и уменьшить весогабаритные показатели проверочной аппаратуры при проведении следующих работ на ВЧ заградителе: • проверка и настройка параллельных и последовательных контуров элемента настройки; • определение модуля полного сопротивления; • определение активной составляющей полного сопротивления; • построение частотных характеристик сопротивлений. Также для облегчения работы по снятию характеристик заградителей была написана автоматизированная проверка снятия полного сопротивления заградителя и активной составляющей сопротивления заградителя. 1.  Проверка частоты настройки параллельных и последовательных контуров элемента настройки ВЧ заградителя. 1.1. Собирается схема проверки контуров, представленная на рисунке 2;

2.1. С обирается мостовая схема измерения (рисунок 4). Для этого используется дифференциальный трансформатор Т и набор резисторов. Все перечисленные элементы включены в состав магазина ВЧР‑50м. В качестве генератора G в данной схеме используется ВЧ генератор РЕТОМ-ВЧ/25, в качестве вольтметра V – высокочастотный тестер ВЧТ‑25; 2.2. Устанавливается напряжение 100 мВ на резисторе R1 (100 Ом); 2.3. Т естер ВЧТ-25, подключенный параллельно заградителю, отображает на дисплее величину модуля его полного сопротивления.

Рис. 4. Мостовая схема проверки полного сопротивления ВЧ заградителя. Рис. 2. Схема для проверки и настройки контуров, входящих в схему заградителя.

1.2. Проверка выполняется с использованием стандартного пакета программ испытательного комплекса РЕТОМ-ВЧм «Виртуальная ВЧ лаборатория». Результаты представляются в виде графиков и таблиц, представленных на рисунке 3. 2. Измерение модуля полного сопротивления ВЧ заградителя по мостовой схеме.

3. Измерение активного сопротивления ВЧ заградителя. Особенность проверки активной составляющей полного сопротивления ВЧ заградителя [2] состоит в том, что сопротивление заградителя может быть частично скомпоновано реактивным сопротивлением шин подстанции. На практике существует две основные методики определения активной составляющей: метод трех вольтметров и «мостовая схема». На объектах измерения проводятся также различными способами, а зачастую не проводятся вообще, т. к. еще недавно считалось, что заградитель – устройство надежное и с ним ничего произойти не может.

Рис. 3. Графики АЧХ контуров: а) параллельного б) последовательного.

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Испытание и ввод в эксплуатацию Однако существует множество факторов, влияющих на работу ВЧ заградителя: наличие КЗ витков, пробой элемента настройки, разрушение металлических винтов под действием больших электромагнитных полей и т. д. То есть проверять параметры ВЧ заградителя необходимо, и такого же мнения придерживается большинство специалистов по ВЧ связи.

Рис. 5. Мостовая схема определения активного сопротивления ВЧ заградителя.

3.1. С обирается мостовая схема (рисунок 5). Для этого используются элементы магазина ВЧР-50м – дифференциальный трансформатор, набор резисторов, набор конденсаторов. В качестве генератора G – ВЧ генератор РЕТОМ-ВЧ/25, в качестве вольтметра V – тес тер ВЧТ-25; 3.2. Выбирается способ подключения емкости вольтметра V: при емкостном характере

с опротивления заградителя – положение 1, при индуктивном – положение 2; 3.3. П роизводится балансировка: подбором сопротивления R3 и емкости С2 выставляется минимальное напряжение V на тестере ВЧТ-25; 3.4. А ктивное сопротивление ВЧ заградителя будет равно выставленному R3. 4. Частотные характеристики полного и активного сопротивления ВЧ заградителя. 4.1. Д ля построения частотных характеристик сопротивления заградителя собираются схемы, изображенные на рисунках 4 и 5; 4.2. Генератором подаются сигналы на разных частотах в диапазоне полосы заграждения. Определяются модуль полного сопротивления и его активная составляющая; 4.3. П о результатам строится график. В качестве примера на рисунке 6 приведены результаты измерения частотных характеристик ВЧ заградителя типа ВЗ-600, построенного по схеме фильтра верхних частот. 5. Автоматизированная процедура проверки ВЧ заградителей. Проверка предназначена для того, чтобы в плановых мероприятиях энергообъектов достоверно измерять различные параметры ВЧ заградителей, например; • активную составляющую полного сопротивления ВЧ заградителя; • модуль полного сопротивления ВЧ заградителя;

Рис. 6. Частотные характеристики модуля полного Z и активного R сопротивлений ВЧ заградителя типа ВЗ-600.

01 / Ноябрь 2010

ПРАКТИКА

Испытание и ввод в эксплуатацию

Николаев Александр Анатольевич. Год рождения: 1986;

Рис. 7. Схема проверки

в 2008 г. окончил

ВЧ заградителя.

электротехнический факультет Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова, кафедра «Электрические и электронные аппараты. ООО «НПП «Динамика»,

Для того, чтобы начать проверку, собираем схему соединения, приведенную на рисунке 7. Далее нажимаем клавишу Старт. Программа строит соответствующие характеристики (рисунок 8).

Характеристики построены по упрощенной схеме замещения ВЧ заградителя, подобной схеме, изображенной на рисунке 7.

г. Чебоксары, специалист по эксплуатации оборудования.

Рис. 8. Графики полного сопротивления (слева) и активной составляющей сопротивления ВЧ заградителя (справа), снятые по упрощенной эквивалентной схеме.

6. Заключение. Диагностика ВЧ заградителя – трудоемкая работа, требующая применения специального оборудования, которое не выпускается серийно. Использование автоматизированной программы проверки ВЧ заградителей или ручной проверки с помощью блока балансировочного в составе РЕТОМ-ВЧм – это огромное преимущество и удобство эксплуатации, т. к. позволяет полностью отказаться от использования «самодельных» приборов и кратно сократить продолжительность работ. Результаты испытаний на объектах доказали успешность и предпочтительность применения комплекса РЕТОМ-ВЧм и при проверке ВЧ заградителей.

научно‑практическое издание

Список литературы: 1. Руководство по эксплуатации на комплекс программнотехнический измерительный параметров высокочастотного оборудования в электроэнергетике РЕТОМ-ВЧм БРГА.441322.022 РЭ. 2. Лубман Э. У., Рыжавский Г. Я., Цитвер И. И., Шагам И. Л. Справочник по наладке каналов ВЧ связи по линиям электропередачи. Москва: Энергоатомиздат, 1984, 336 с.

ПРАКТИКА

Эксплуатация

Авторы:

ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОГО ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ В ЕЭС РОССИИ

к.т.н. А.К. Белотелов, НП «СРЗАУ», г. Москва к.т.н. М.А. Шамис, ЗАО «ЧЭАЗ», г. Чебоксары

Ключевые слова: релейная защита и автоматика, микропроцессорные устройства, электромеханические устройства, надежность функционирования, эксплуатация и техническое обслуживание. Надежность функционирования систем релейной защиты и автоматики (РЗА) играет значительную роль в обеспечении надежности функционирования ЕЭС России. Надежность функционирования, т. е. способность устройств и систем РЗА выполнять заданные функции в заданных режимах, характеризуется их эксплуатационной надежностью, которая, наряду с аппаратной надежностью устройств, обеспечивается комплексом запроектированных технических решений, а также системой эксплуатации и технического обслуживания. Можно назвать три фактора, обеспечивающих надлежащую надежность и эффективность функционирования систем РЗА: 1. Оптимальная структура построения и методология применения устройств РЗА. 2. Наличие квалифицированного персонала. 3. Четкая система эксплуатации и технического обслуживания устройств РЗА. Принятая еще в энергосистемах СССР сис тема эксплуатации и технического обслуживания базировалась фактически на двух организационных регламентирующих документах: 1. Типовое положение о службах релейной защиты и автоматики. 2. Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110–750 кВ. Высокая эффективность принятой системы эксплуатации и технического обслуживания подтверждалась стабильным показателем правильной работы РЗА около 99,5–99,6 %. Переход на микропроцессорную базу и цифровые технологии привел к значительному техническому со58

01 / Ноябрь 2010

вершенству устройств и систем РЗА и в то же время, как показывают приведенные ниже данные, к снижению надежности функционирования. Последние полные статистические данные по устройствам РЗА, находящимся в эксплуатации в ЕЭС России, были приведены в 2002 году «Фирмой ОРГРЭС». Согласно этим данным, базирующимся на обработке форм статистической отчетности (формы 17, 18‑энерго) от 89 энергетических предприятий, общее количество учитываемых устройств РЗА на 2002 год составляло 1 621 387 штук, из них: • 1 313 454 устройства релейной защиты; • 291 402 устройства электроавтоматики; • 16 531 устройство противоаварийной автоматики. Количество микропроцессорных (МП) ус тройств РЗА составляло 4 957, т. е. 0,4 % всех находящихся в эксплуатации в ЕЭС России устройств РЗА. Показатель правильной работы еще сохранялся на должном уровне и составлял 99,58 %. Из-за отсутствия финансирования в 2003 году фирма ОРГРЭС прекратила обработку статистических данных о работе устройств РЗА в ЕЭС России. С 2004 года обработка статистики была возобновлена благодаря инициативе релейщиков ОАО «ФСК ЕЭС». К сожалению, указанная статистика распространялась только на объекты Единой национальной электрической сети (ЕНЭС), но и эти данные, в сочетании с ориентировочной информацией от предприятий распределительных сетей и генерации, позволяют сделать ряд обобщений, касающихся нынешнего состояния РЗА: 1. У читывая низкие темпы нового строительства и реконструкции действующих объектов электроэнергетики, общее количество устройств РЗА выросло, по сравнению с 2002 г., примерно на 2–4 % и достигло 1,65–1,7 млн штук. 2. Д оля МП устройств в общем количестве устройств РЗА, находящихся в эксплуатации, ориентировочно составляет: • ОАО «ФСК ЕЭС» – 9–10 %; • предприятия распределительных сетей – 4–5 %; • предприятия генерации – 3–4 %.

ПРАКТИКА

Белотелов Алексей Константинович Кандидат технических наук. Президент Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Заместитель генерального директора ЗАО «ОРЗАУМ».

Эксплуатация В соответствии с программами технического перевооружения, принятыми или принимаемыми рядом энергопредприятий, например, ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК», намечено завершить полный переход на МП устройства РЗА в течение 20–25 лет. Однако, учитывая реальное финансирование этих программ, даже будучи оптимистами, можно ожидать, что длительность упомянутого перехода составит не менее 30–40 лет. Таким образом, можно констатировать, что большинство находящихся в эксплуатации устройств РЗА являются «традиционными» устройствами, выполненными на электромеханической и статической (микроэлектронной) элементной базе. Указанные «традиционные» устройства будут продолжать широко эксплуатироваться в течение весьма длительного времени. 3. Недостаточное финансирование, в сочетании с ослаблением требований к качеству профилактического обслуживания, привели к заметному росту реле и устройств РЗА, прежде всего электромеханических, выработавших ресурс (срок службы), установленный для них производителями. В большинстве энергопредприятий отсутствуют полноценные комплекты «аварийных» ЗИП, необходимых для проведения ремонтов устройств РЗА. Даже там, где указанные комплекты имеются, численность запасных реле и близко не соответствует убедительно подтвердившим свою эффективность на практике нормам, утвержденным ранее Минэнерго СССР, например, «Нормам расхода запасных реле и запасных частей для устройств релейной защиты и автоматики в электрических сетях напряжением 35 кВ и выше». Наметилась явная тенденция старения (увеличения срока службы) находящихся в эксплуатации устройств РЗА. Доля устройств, срок службы которых превышает 25 лет, устойчиво растет и составляет сейчас 65–70 %. Естественно, это приводит к увеличению доли неправильных действий устройств РЗА, обусловленных старением. Так, если в 2004 г. указанная доля в общем количестве неправильных действий составляла 15,7 %, то в 2008 г. – почти в 2 раза больше: 31 %. 4. Имеет место ухудшение показателя правильной работы устройств РЗА, который с упомянутых 99,5–99,6 % снизился до 98,7–98,9 % для всех эксплуатируемых в ЕНЭС устройств РЗА и до 92,2–95,1 для МП устройств. научно‑практическое издание

На основании вышеизложенного можно однозначно утверждать, что для поддержания на требуемом высоком уровне надежности функционирования систем РЗА в масштабах страны необходимо обеспечить качественную эксплуатацию как МП, так и «традиционных» устройств РЗА. Нельзя отрицать те многочисленные преимущества, которыми обладают МП устройства РЗА, но нельзя скидывать со счетов преобладающие количество находящихся в эксплуатации «традиционных» устройств РЗА и накопленный десятилетиями положительный опыт их эксплуатации и эффективного функционирования. При этом следует иметь в виду, что современные технологии позволяют улучшить технические характеристики «традиционных» устройств РЗА, расширить их функциональность, повысить надежность. На Чебоксарском электроаппаратном заводе (ЗАО «ЧЭАЗ»), основном на постсоветском пространстве производителе электромеханической и микроэлектронной релейной аппаратуры, реализуется обширная программа модернизации указанных устройств. МП релейная защита, наряду с преимуществами, имеет и недостатки. Прежде всего это небольшой срок службы – 12 лет и постоянно меняющееся программное обеспечение. Для сравнения, срок службы электромеханических защит составляет от 15 до 25 лет. На практике встречаются электромеханические устройства РЗА, работающие гораздо более 25 лет, но последнее сопряжено с повышенными трудозатратами на их техническое обслуживание. Возвращаясь к нынешнему состоянию сис тем РЗА в ЕЭС России, можно отметить, что попрежнему сохраняется и действует на практике следующий тезис: положительный эффект от внедрения микропроцессорных устройств и систем РЗА может быть получен при соблюдении трех основных условий: • готовность объекта внедрения, в основном, по обеспечению электромагнитной совместимости; • внедрение не отдельных устройств, а системы РЗА, включающей в себя функции контроля и управления, интегрированной в АСУ ТП энергетического объекта; • наличие нормативных и методических материалов. Если первые два условия строго соблюдаются, то с выполнением третьего условия дела обстоят из рук вон плохо. Вот уже 15 лет как мы внедряем микропроцессорные защиты, а стройной системы нормативно-технической 59

ПРАКТИКА

Шамис Михаил Александрович Кандидат технических наук. Заместитель генерального директора ЗАО «Чебоксарский электроаппаратный завод».

01 / Ноябрь 2010

Эксплуатация документации, на основании которой должны проходить процессы проектирования, ввода в эксплуатацию и сама эксплуатация, так и нет. В настоящее время все субъекты электроэнергетики руководствуются нормативнотехнической документацией, входящей в перечень действующих нормативно-технических документов, имеющих рекомендательный характер в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании». Имеется необходимый по номенклатуре объем разработанных нормативно-технических документов по техническому и оперативному обслуживанию устройств первого и второго поколения – устройств РЗА, выполненных на электромеханической и микроэлектронной базе. Создан комплект НТД, которые определяют общие положения, требования и правила, касающиеся организации эксплуатации, технического и оперативного обслуживания. Наряду с этим комплектом НТД и заводской документацией имеются типовые инструкции и методические указания по техническому обслуживанию большинства типов эксплуатирующихся устройств РЗА. Основной объем указанных документов в свое время был разработан по заданиям Главного технического управления Минэнерго СССР и РАО «ЕЭС России», «Фирмой ОРГРЭС» с участием разработчиков из других организаций. В лучшем положении оказались разработчики, которые опираются на созданные много лет назад «Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем» и ряд разработанных в последние годы стандартов ОАО «ФСК ЕЭС». Проектировщики пользуются недавно пересмотренными и введенными в 2009 г. «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ» и технической документацией производителей МП устройств РЗА. В самом худшем положении оказалась эксплуатация, которая вынуждена обеспечивать правильное функционирование МП устройств РЗА, руководствуясь действующими НТД с учетом рекомендаций каждого производителя МП устройств РЗА, а таковых у нас можно насчитать более десятка. Как проектировщики, так и эксплуатация остро нуждаются в методических указаниях по расчету и выбору уставок обширной номенклатуры МП устройств РЗА, а с учетом того, что еще долгое время электромеханические и микропроцессорные защиты обречены на взаимодействие, необходима также разработка принципов их согласования.

Отрицательную роль сыграл также процесс реструктуризации служб релейной защиты. Представляется, что ошибочными решениями были разделение служб РЗА между диспетчерским управлением и эксплуатацией и выделение из служб РЗА ремонтного персонала. Все это привело к дефициту и снижению квалификации специалистов служб РЗА всех уровней. Выводы 1. П ервоочередной задачей при внедрении микропроцессорных устройств РЗА считать разработку и формирование нормативнотехнической базы, включающей в себя организационные и технические документы. 2. Вернуться к прежней структуре и системе эксплуатации РЗА, показавшей свою эффективность на протяжении нескольких десятилетий. 3. Организовать сбор и обработку статистических данных и на их базе проводить анализ функционирования систем РЗА по всем субъектам ЕЭС России. 4. Восстановить систему обучения, подготовки и переподготовки специалистов, занимающихся эксплуатацией и техническим обслуживанием систем РЗА. 5. Наряду с безусловным выполнением работ по внедрению современных микропроцессорных устройств РЗА в рамках нового строительства и комплексной реконструкции энергетических объектов, проводить работы по замещению выработавших свой ресурс электромеханических и статистических устройств РЗА на аналогичные электромеханические и статистические устройства. Не допускать эксплуатацию устройств РЗА, срок службы которых превышает предельный показатель 25 лет. 6. Обеспечить формирование ЗИП, необходимых для проведения ремонтов РЗА, в соответствии с ранее утвержденными нормами расхода запасных реле и запасных частей для устройств РЗА электростанций и электрических сетей. 7. Для замещения и ремонта электромеханических и статистических устройств РЗА организовать производство аппаратуры РЗА с улучшенными характеристиками на базе новых технологий.

ПРАКТИКА

Автор: Б.Д. Шедриков, Вологдаэнерго

Эксплуатация

Электромеханические устройства релейной защиты и автоматики в энергетике: настоящее и будущее

Ключевые слова: модернизация, проектирование, релейная защита и автоматика, микропроцессорные устройства, электромеханические устройства. 1. Введение В 2000 году в Великоустюгских электрических сетях (ВУЭС) Вологдаэнерго было начато строительство (модернизация) подстанций нового поколения без постоянного обслуживающего персонала с микропроцессорной системой РЗА, выполненной для встраивания в АСУ ТП. Попытки встроить микропроцессорные устройства РЗА (МП УРЗА) в существующие схемы РЗА подстанций показали неэффективность такого метода, поэтому для модернизируемой (строящейся) подстанции все схемы РЗА разрабатывались вновь. При разработке за основу брались типовые схемы «Энергосетьпроекта», и в них выполнялись изменения только там, где это было необходимо. Модернизация подстанций выполнялась не по присоединениям, а целиком по всей подстанции. Только в этом случае удавалось создать новую систему РЗА подстанции. Учитывая, что МП УРЗА являются «нежными» устройствами, которые боятся перенапряжений, чувствительны к максимальным и минимальным температурам, еще до применения МП УРЗА была выполнена попытка выработать стратегию применения МП УРЗА на подстанциях. При этом главный вопрос состоял в том, резервировать ли МП УРЗА присоединений 6–10–35 кВ простейшими МТЗ на электромеханике. В 2000 году на техническом совете инженеров службы МСРЗА с небольшим перевесом победила точка зрения, что можно обойтись и без МТЗ на электромеханике. Были выполнены четыре проекта модернизации четырех подстанций 35/10 кВ, на которых подсистема РЗА включала только МП УРЗА и не включала электромеханические УРЗА. научно‑практическое издание

2. Модернизация подстанций: начало В 2001 году в ВУЭС модернизированы 4 подстанции 35/10 кВ, причем МП УРЗА присоединений 10 кВ были размещены в ячейках КРН Мытищинского электромеханического завода. На четырех подстанциях было 32 присоединения 10 кВ. Зимой 2001–2002 годов температура наружного воздуха опустилась до минус 37°. МП УРЗА присоединений 10 кВ на этих четырех модернизированных подстанциях оказались в экстремальных условиях низких температур. Почти все 32 МП УРЗА стали по телемеханике периодически выдавать сигналы «Отказ» – «Работа». Мы со страхом ждали дальнейшего понижения температуры, понимая, что при дальнейшем понижении температуры все 32 МП УРЗА «уйдут в полный отказ». При температурах минус 40° и ниже высоковольтные провода натянуты как струны, и вероятность их обрыва с последующим КЗ велика. Вся сеть 10 кВ четырех подстанций останется без защит – значит, линии 10 кВ будут выгорать пролетами до тех пор, пока КЗ не приблизится к подстанции и не войдет в зону МТЗ 35 кВ вводов трансформаторов. Но и отключать потребителей при такой температуре тоже нельзя. С волнением готовились к худшему и под впечатлением этой ситуации собрали технический совет службы РЗА, на котором повторно обсуждался один единственный вопрос: «Нужно ли применять на всех присоединениях 6–10–35–110 кВ резервную МТЗ на электромеханике?». Мнение было единодушным: «Да, нужно, и причем всегда!!!». К счастью, температура стала подниматься и МП УРЗА вошли в свой нормальный режим работы. Таким образом, природа нам дала четко понять, что окончательную оценку нашей деятельности в области модернизации подстанций выдаст сама жизнь в процессе функ61

ПРАКТИКА

Эксплуатация ционирования нашей системы РЗА в действующих электроустановках. И только это мнение будет объективным и решающим. После этого мы обратились к производителям МП УРЗА, чьи устройства мы применяли, с просьбой о том, чтобы опустить рабочий диапазон температур МП УРЗА ниже минус 40°, что и было выполнено. 3.  Модернизация подстанций: продолжение 2002–2004 гг. С 2002 года по 2004 год мы ежегодно проектировали и модернизировали по 2–3 подстанции в год. Причем была выработана новая стратегия построения системы РЗА на модернизируемых (вновь строящихся) подстанциях. Система РЗА необслуживаемой подстанции нового поколения должна быть надежной, и поэтому выполняется в двух уровнях: •  первый уровень (основной) выполняется на МП УРЗА. Основное назначение данного уровня – качественное выполнение функций РЗА. Вторым, не менее важным, назначением данного уровня является выполнение данным уровнем функций нижнего уровня АСУ ТП; •  второй уровень (дополнительный) выполняется на электромеханических УРЗА. Основное назначение данного уровня – обеспечение надежности всей системы РЗА подстанции в различных экстремальных режимах (в режимах низких температур, отказе МП терминалов и. т.д.). Количество элементов РЗА (реле, ключей, накладок и …) во втором уровне минимально, но данный уровень выполняется полноценным, способным обеспечить РЗА всей подстанции при выходе из строя всех МП УРЗА подстанции. Таким образом, подстанция, на которой повреждены сразу все электронные устройства, будет нести нагрузку с нормальными защитами. Самую высокую надежность (живучесть) подстанции обеспечивает РЗА на электромеханике. Именно она нечувствительна к критическим температурам и помехам различного рода. Поэтому 2‑й уровень системы РЗА должен выполняться только на электромеханических реле. Отсюда, для модернизируемой подстанции с постоянным оперативным током, применяется МТЗ на двух (трех) реле типа РТ-40 и одном реле времени типа РВ‑100. Но эта МТЗ все же зависит от наличия оперативного тока. Была поставлена новая задача – выполнить сверхнадежную МТЗ на электромеханике, работа которой не зависит от наличия оперативного тока.

01 / Ноябрь 2010

Задача была выполнена. Независимо от того, что подстанция модернизируется на постоянном оперативном токе, выбирается резервная МТЗ, взятая с подстанций с переменным оперативным током. МТЗ выполняется на двух (трех) РТ-40 и одном реле времени типа РВМ-12. К сожалению, в настоящее время электромеханическое реле РВМ-12 снято с производства. Вместо него завод предлагает электронное статическое реле РСВ‑13, но при такой замене резервную МТЗ уже нельзя назвать электромеханической защитой. В ВУЭС имеется запас реле РВМ-12, но его недостаточно, и мы готовы закупать данные реле по двойной рыночной цене. Стоимость защиты 2‑го уровня (резервной МТЗ) минимальна. Например, для ВЛ 10 кВ ее стоимость составляет ~ 5 000–10 000 руб. При стоимости новой ячейки 10 кВ ~ 500 000 руб. стоимость резервной МТЗ составляет всего 1–2 % от стоимости ячейки. Первоначально, в нормальном режиме, все резервные МТЗ присоединений 6–10–35 кВ были выведены из работы. Поэтому специалистам приходилось отслеживать создание экстремального режима работы для МП УРЗА и после этого выезжать на подстанции и вводить в работу резервные МТЗ. Что, соответственно, создавало неудобства. Поэтому с 2004 года было принято решение держать резервные МТЗ присоединений, так же, как и МП УРЗА, постоянно введенными в работу. На резервных МТЗ выдержка времени выполняется на 0,1 с. больше, чем на МТЗ МП УРЗА. Это позволяет при КЗ в первую очередь срабатывать МП защитам в штатном режиме. При таком подходе резервная МТЗ полностью исправляет ситуацию, которая возникает при отказе МП УРЗА при КЗ. Кроме этого при отказе МП УРЗА может потребоваться до нескольких суток на его замену, а при наличии резервной МТЗ отключать присоединение, где отказал МП терминал, не требуется (п. 5.9.5 ПТЭ). 4.  Модернизация подстанций: продолжение 2004–2010 гг. В течение 10 лет ежегодно анализировался опыт эксплуатации систем РЗА модернизированных (вновь построенных) подстанций и постоянно корректировался типовой проект (несколько вариантов) системы РЗА новой современной подстанции нового поколения. В настоящее время можно констатировать, что типовой проект системы РЗА подстанций

ПРАКТИКА

Шедриков Б.Д. зам. начальника МСРЗА Великоустюгские электрические сети, Филиал Вологдаэнерго ОАО «МРСК СевероЗапада».

Эксплуатация нового поколения 35–110 кВ, выполненный для ВУЭС, полностью закончен и отвечает требованиям ее надежного функционирования. 5.  Роль электромеханических УРЗА в энергетике: настоящее время и ближайшее будущее Десятилетний опыт совместного применения МП УРЗА и электромеханических УРЗА на модернизированных (новых) подстанциях ВУЭС показал, что только в этом случае получается современная подстанция с современной и сверхнадежной системой РЗА, причем стоимость обеспечения сверхвысокой надежности и живучести практически не увеличивает стоимость подстанции. Будущее должно быть именно за таким гармоничным сочетанием электромеханичес ких и микропроцессорных устройств РЗА. Сочетание супервозможностей МП УРЗА (новая релейная защита с абсолютно новыми элементами, реализующими всю математику комплексных чисел, математику преобразования Лапласа и т.д.) и сверхнадежности электромеханических УРЗА позволит создать сверхнадежную современную систему РЗА подстанций, функционирующую в экстремальных условиях. Конечно, проектировать систему РЗА необслуживаемой подстанции в двух уровнях, да еще

научно‑практическое издание

выполняемую как нижний уровень АСУ ТП, дос таточно непросто, но такая система, несомненно, стоит того, чтобы вложить в нее свои знания, опыт и время. В настоящее время наиболее важным является вопрос: что же делать с объектами, оснащенными электромеханической системой РЗА, которые не попадают под реконструкцию (модернизацию) сегодня и в ближайшие 10–20 лет. А это 90 % эксплуатируемых систем РЗА, и многие из них подходят к моменту полной амортизации. Существует только один путь поддержания системы РЗА этих объектов в рабочем состоянии. Он заключается в том, чтобы при полных профилактических восстановлениях систем РЗА на объектах проводить замену электромеханических реле, блоков, комплектов и целых панелей. Выводы: Потребность в электромеханических УРЗА очень остро существует сейчас и будет существовать ближайшие десятки лет, поэтому ни в коем случае нельзя снимать с производства электромеханические реле, комплекты и панели. Очень важно сохранить всю номенклатуру электромеханических реле, на базе которой построены 90% существующих подстанций с системой РЗА на электромеханике.

ПРАКТИКА

Автор: В.И. Пуляев, заместитель начальника Департамента РЗАиПА ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва

Эксплуатация

Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» в области РЗА В настоящее время в ОАО «ФСК ЕЭС» подготовлен и направлен для рассмотрения и замечаний в профильные организации проект «Положения о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС»». Положение определяет основные направления технической политики компании, обеспечивающие повышение эффективности функционирования ЕНЭС в краткосрочной и долгосрочной перспективе при условии обеспечения промышленной и экологической безопасности. Важным направлением для обеспечения сохранения устойчивой работы ЕНЭС является релейная защита и электроавтоматика, включая противоаварийную автоматику (далее РЗА). В данной статье рассматриваются основные направления технической политики в области РЗА. Надежная работа РЗА в значительной степени определяет снижение ущербов при повреждении сетевого электрооборудования и от недоотпуска электроэнергии потребителям при возникновении технологических нарушений. Надежность работы системы РЗА определяется: 1. Техническими средствами РЗА; 2. Идеологией построения систем РЗА; 3. Системой эксплуатации устройств РЗА. Техническая политика по обеспечению надежной работы технических средств РЗА направлена на решение следующих задач: • поддержание в работоспособном состоянии существующих систем РЗА; • обеспечение своевременной замены физически устаревших систем или отдельных устройств РЗА, дальнейшая эксплуатация которых невозможна; • внедрение систем РЗА, отвечающих современным требованиям. Решение первой задачи определено действующими Правилами и нормами обслуживания устройств РЗА, в которых также отражены и условия продления срока службы эксплуатируемых устройств. Решение второй задачи направлено на выявление реального состояния устройств РЗА на основе выявленных дефектов при проведении профилактических проверок и неправильной работе устройств, замену устаревших или дефектных устройств на новые, в основном, микропроцессорные устройства.

01 / Ноябрь 2010

Решение третьей задачи определено, в первую очередь, программами нового строительства и комплексного технического перевооружения и реконструкции и обеспечивается выполнением следующих основных требований: • снижение времени отключения коротких замыканий за счет повышения быстродействия устройств РЗА; • выявление повреждений элементов сети на ранних стадиях их возникновения за счет повышения чувствительности; • сокращение времени принятия решений оперативным персоналом в аварийных ситуациях за счет полноты информации и оперативности ее предоставления, в том числе за счет автоматически получаемых сообщений; • повышение надежности функционирования за счет встроенной в устройства непрерывной диагностики; • возможность получения практически любых форм характеристик РЗА; • снижение эксплуатационных трудозатрат за счет повышения производительности труда путем применения программно-аппаратных инструментальных средств и применения дистанционного управления режимами РЗА; •  выполнение расчетов и выбор параметров срабатывания устройств РЗА, характеристик для настройки устройств РЗА, составление схем замещения (моделей) для расчета токов и напряжений при КЗ и других аварийных режимах в соответствии с оперативнодиспетчерским управлением оборудования объектов ЕНЭС. Выполнение перечисленных основных требований может быть обеспечено только путем внедрения современных устройств, выполненных на микропроцессорной элементной базе и, как правило, интегрированных в АСУ ТП ПС.

ПРАКТИКА

Эксплуатация Техническая политика в области идеологии построения систем РЗА направлена на решение следующих задач: •  обеспечение резервирования РЗА. Резервирование отказа РЗА обеспечивается дальним действием защит смежных элементов и со стороны противоположных объектов. Развитие ЭЭС, ввод в работу мощных электростанций ухудшает условия для дальнего резервирования. В ЭЭС имеются узлы, где дальнее резервирование не обеспечивается. В этих условиях необходимо развитие «ближнего» резервирования (дублирования РЗА). Ближнее резервирование предполагает наличие нескольких РЗА для каждого элемента ЭЭС, каждая из которых полностью автономна; •  создание адаптивных систем РЗА, способных менять схемы своих выходных воздействий в зависимости от схемно-режимной ситуации в ЭЭС и метеорологических условий. В идеале все РЗА должны быть адаптивными и уметь различать, находится ли ЭЭС в нормальном состоянии, или она находится в предаварийном или аварийном режиме. Когда ЭЭС находится в нормальном состоянии и может справиться с отключением поврежденного оборудования, главной угрозой для ее безопасности являются отказы в отключении повреждений. Здесь главная задача – обеспечить резервирование РЗА, а цена этого – рост вероятности излишней работы РЗА. Однако, при нормальном состоянии ЭЭС, излишнее отключение оборудования не приводит к технологическим нарушениям, так как отключение одного элемента для ЭЭС – это нормальная ситуация. Когда ЭЭС находится в предаварийном или аварийном режиме, излишнее отключение оборудования приводит к развитию аварии, поскольку оно еще больше увеличивает напряженность ЭЭС. Здесь можно предпочесть снизить риск ложных отключений и принять меры для уменьшения такой зависимости, поскольку это увеличит надежность работы ЭЭС. Необходимо провести исследования и разработать рекомендации по повышению надежности РЗА на несрабатывание/срабатывание для различных схемно-режимных ситуаций ЭЭС и различных метеоусловий (грозе, ветре, гололеде и др.). Необходимо построение системы РЗА, в которой неисправность или неправильная работа отдельного элемента или устройства не приводит к отключению первичного оборудования. научно‑практическое издание

Техническая политика в области эксплуатации устройств РЗА направлена на решение следующих задач: •  внедрение систем РЗА, позволяющих снижать эксплуатационные затраты; •  переход от периодического технического обслуживания к техническому обслуживанию по состоянию; •  создание автоматизированных систем проверки и оценки состояния устройств РЗА; •  разработка стандартов, позволяющих применять технически эффективные подходы к проверке работоспособности устройств РЗА. Внедрение микропроцессорных устройств РЗА требует комплексного решения следующих вопросов: • разработка концепции развития систем РЗА, учитывающей все преимущества микропроцессорной техники; • разработка типовых проектных решений по применению микропроцессорных устройств РЗА различных производителей; • разработка методических указаний по расчету и выбору параметров срабатывания и специального программного обеспечения для систем РЗА различных производителей; • разработка требований к поставщикам оборудования РЗА, отвечающего требованиям МЭК, эксплуатирующих организаций и накопленному ими опыту эксплуатации; • разработка мероприятий, обеспечивающих создание электромагнитной обстановки, гарантирующей нормальное функционирование систем РЗА; • разработка и создание системы оперативного постоянного тока, обеспечивающая устойчивую работу устройств РЗА при любых нарушениях; • разработка инструкций и циркуляров, обеспечивающих эффективную эксплуатацию новой техники. Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» является основным руководящим документом, определяющим процессы управления, эксплуатации и развития ЕНЭС. Данное Положение подлежит периодической корректировке в установленном порядке.

ОАО «Ивэлектроналадка» – «Вместе с энергией!»

ОАО «Ивэлектроналадка» – динамично развивающаяся инжиниринговая компания, оказывающая комплекс высококвалифицированных услуг по проектированию, комплектации, монтажу и наладке объектов энергетики. Являясь головной компанией группы «Интерэлектроинжиниринг», ОАО «Ивэлектроналадка» объединяет и координирует работу свыше двадцати профильных предприятий из разных регионов России и ближнего зарубежья, в активе которых участие в реализации крупнейших проектов отрасли. Приоритетная специализация компании – внедрение под ключ систем РЗА, АСУ ТП, АИИС КУЭ, АСДУ на электрических станциях и подстанциях, а также на предприятиях нефтегазового комплекса. Основу портфеля заказов формируют крупные корпоративные заказчики: ФСК и МРСК – в сегменте сетевой инфраструктуры, ТГК, ОГК и РусГидро – в сегменте генерации. За более чем 35 лет своей деятельнос ти ОАО «Ивэлектроналадка» приняло участие

ОАО «Ивэлектроналадка» 153032, г. Иваново, ул. Ташкентская, 90 Тел.: (4932) 23–02–30, 23–05–91 Факс: (4932) 29–88–22 office@ien.ru

www.ien.ru

01 / Ноябрь 2010

в строительстве и реконструкции множества наиболее значимых объектов энергетического комплекса, расположенных по всей территории России – от Калининграда до Камчатки, – а также за пределами Российской Федерации. Специалистами фирмы выполнен комп лекс работ на подстанциях «Белозерская» 750 кВ, «Радуга» 500 кВ, «Звезда» 500 кВ, «Западная» 500 кВ, «Вешкайма» 500 кВ, а также на Калининградской ТЭЦ‑2, Костромской, Среднеуральской и Рязанской ГРЭС, Жигулевской ГЭС, Калининской и Кольской АЭС и многих других значимых объектах отрасли. Нельзя не отметить существенный опыт в части разработки и внедрения автоматизированных информационноизмерительных систем коммерческого учета электроэнергии на объектах АК «Транснефть»: Балтийские и Верхневолжские магистральные нефтепроводы, трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан». Главным активом компании являются уникальный опыт и знания команды высококва лифицированных инженеров (численность – более 650 человек), а также профессионализм руководства предприятия. Система менеджмента качества оказываемых компанией услуг сертифицирована по стандарту ГОСТ Р ИСО 9001‑2008 и основана на широком применении информационных технологий. В соответствии с требованиями передовых моделей управления в ОАО «Ивэлектроналадка» с 2002 года разработана и используется Корпоративная Информационная Система (КИС), а с 2008 года начато внедрение системы управления проектами Primavera Project Management. Постоянное стремление к совершенству, сплоченный коллектив единомышленниковпрофессионалов, желание гордиться выполненной работой позволяют компании успешно осуществлять самые крупные строительные проекты, руководствуясь девизом компании – «Вместе с энергией!».

ПРАКТИКА

Автор: М.А. Пашура, инженер, ОАО «Ивэлектроналадка», г. Иваново

Стандарт МЭК 61850

Особенности и направления реализации стандарта МЭК 61850 для оборудования РЗА на объектах энергетики

Ключевые слова: стандарт МЭК 61850, релейная защита и автоматика, микропроцессорные устройства, автоматизированные системы управления. Релейная защита и автоматика (РЗА) энергосистем, являющиеся автоматическим средством общесистемного значения, имеют большое значение для надежности энергосистем и энергоснабжения потребителей. РЗА выполняет функции централизованного управления системами и устройствами ЛЭП различного назначения, шинами, трансформаторами и автотрансформаторами связи и направлены на обеспечение: •  устойчивости параллельной работы ЕЭС России в целом; •  повышения надежности и живучести ЕЭС России; •  отключения поврежденных ЛЭП и электрооборудования и локализацию нарушений нормального режима в целях предотвращения их развития в общесистемные аварии в ЕЭС России. В связи с этим совершенствование средств РЗА и методов их эксплуатации является актуальной задачей. К настоящему времени достаточно четко обозначилась ориентация на внедрение системы устройств РЗА, выполненных на микропроцессорной технике. В настоящее время в энергосистемах России открыты возможности для широкого применения микропроцессорной техники, позволяющей комплексно решать как непосредственно выполнение функций РЗА, так и через интегрирование функций автоматизированного управления энергообъектом. Следует отметить, что переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов выполнения РЗА, принятых в России, а только расширяет ее функциональные научно‑практическое издание

возможности, снижает стоимость эксплуатации и улучшает технические характеристики. Различными отечественными и зарубежными фирмами предлагается обширный ассортимент микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики (МП РЗА), противоаварийной автоматики, регистраторов аварийных процессов, измерительных устройств и др. Ранее основное внимание производителей уделялось качеству выполнения основных функций микропроцессорных устройств. Интерфейс связи с оператором был предельно упрощен. Настройка таких устройств, а также просмотр зарегистрированных аварийных событий осуществлялись, как правило, с помощью кнопочной клавиатуры, расположенной на лицевой панели устройства. Такой интерфейс сильно усложнял работу с МП РЗА и приводил к ошибкам персонала. Поэтому с увеличением функций, усложнением их настройки и проверки в микропроцессорные устройства начали встраивать порт связи и прилагать программное обеспечение фирмы-изготовителя, облегчающее настройку устройства через данный порт с помощью переносного компьютера. Протоколы связи являлись собственной разработкой фирмы, и профили протоколов были закрытыми. Поэтому в каждом конкретном случае проблема параметризации и проверки функционирования МП устройства решалась с помощью частных фирменных программ. Проводимые в настоящее время работы по реконструкции и перевооружению подстанций, а также строительство новых, предполагают применение новейших технологий, в связи с чем в части автоматизации становится очевидным переход к стандарту МЭК 61850. После принятия протоколов МЭК 101, 103 и 104 (предшественников протокола МЭК 61850) происходит интенсивное внедрение их в системы параметризации. В настоящее время эти 67

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850

протоколы поддерживает значительное число отечественных и зарубежных фирм-изготовителей микропроцессорных защит. Одним из недостатков протокола МЭК 103 является относительно невысокая скорость передачи информации. Теоретически максимальная скорость передачи информации должна составлять 115 кбит/с.

дарт по методике испытаний, стандарт экологических требований, стандарт проекта. Основным требованием к системе сбора данных в стандарте является обеспечение способности микропроцессорных электронных устройств к обмену технологическими и другими данными. Стандарт предъявляет

Основное отличие стандарта МЭК 61850 от предшествующих стандартов МЭК заключается в том, что в нем речь не идет о простом внедрении нового протокола передачи данных. Основным направлением стандарта является систематизация информационной модели подстанции. На практике скорость передачи информации получается около 19 кбит/с. При такой скорости для передачи одной осциллограммы длительностью 3 секунды (20 каналов с циклом опроса 1 мс) от одного блока защиты требуется около 2 мин. Перекачка нескольких осциллограмм из разных блоков защиты в одном ОРУ в этих условиях превращается в серьезную проблему, поскольку эффективность связи по протоколу МЭК 103 сильно зависит от числа МП устройств, объединенных в одну петлю. В связи с резким ростом использования цифровой информации в коммуникациях, мониторинге и управлении возникла необходимость новой информационной модели для управления большим количеством устройств и связи их друг с другом. Такая модель была разработана в стандарте МЭК 61850. Этот стандарт отвечает на большинство вопросов, таких как стандартизация имен данных, реализация стандартных протоколов, определение шины процесса и т. д. Стандарт обеспечивает функциональную совместимость оборудования от разных производителей, прошедших сертификацию на соответствие. Областью применения стандарта МЭК 61850 являются системы связи внутри подстанции. Это – набор стандартов, в который входят стандарт по одноранговой связи и связи клиент-сервер, стандарт по структуре и конфигурации подстанции, стан68

01 / Ноябрь 2010

к системе требования высокоскоростного обмена данными микропроцессорных электронных устройств между собой (одноранговая связь), привязки к подстанционной ЛВС, высокой надежности, гарантированного времени доставки, функциональной совместимости оборудования различных производителей, наличия средств поддержки чтения осциллограмм, средств поддержки передачи файлов, средств конфигурирования/автоматического конфигурирования, поддержки функций безопасности. Основное отличие стандарта МЭК 61850 от предшествующих стандартов МЭК заключается в том, что в нем речь не идет о простом внедрении нового протокола передачи данных. Основным направлением стандарта является систематизация информационной модели подстанции. В настоящее время стандарт МЭК 61850 широко используется на объектах энергетики за рубежом и активно внедряется в России. Многие фирмы-производители устройств РЗА активизировали процесс разработки терминалов, обладающих возможностью обмена данными на основе нового стандарта. В настоящее время МП РЗА эволюционировали в многофункциональные высокоинтеллектуальные универсальные устройства. Так, например, в микропроцессорных устройствах релейной защиты функции измерения параметров нормального режима, ре-

гистрация аварийных режимов, событий, срабатываний и т. п., занимают все большую долю в числе всех выполняемых функций. Оптимизация интеграции всей разнородной информации о нормальных и аварийных режимах энергообъекта в единый информационный комплекс АСУ ТП начала быстро развиваться после разработки МЭК специальных стандартов коммуникации на подстанциях. При разработке стандартов МЭК ставилась задача обеспечить высокую надежность системы, поскольку с самого начала предполагалось, что она используется не только для выполнения информационных функций, но и функций управления. Поэтому в данных протоколах хорошо проработаны вопросы представления различных типов данных (около 20 типов), а также показатели качества работы системы передачи (с помощью специальных флагов передаются сигналы переполнения, недостоверности, признаки источника информации и т.п.). Протоколы МЭК предусматривают возможность гибкой организации передачи. Например, есть возможность одновременного выполнения нескольких функций, таких как мониторинг нормального режима, регистрация событий, чтение файлов осциллограмм, параметризация устройств. МЭК 61850 не налагает никаких ограничений на распределение логических узлов по физическим устройствам. Например, логический узел выключателя (XCBR) может быть реализован в так называемом устройстве удаленного ввода/вывода (remote I/O), а узел блокировки заземляющего ножа (CILO) в контроллере присоединения или в терминале РЗА. Благодаря GOOSE-сообщениям появляется возможность организовать обмен данными между физическими устройствами. Таким образом, информацию о положении выключателя, получаемую от одного устройства, мы можем использовать в качестве входной для логического узла блокировки разъединителя в другом.

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850

Рис. 1. С хема потоков данных между устройствами.

Реализацию каждого блока (логического узла) можно выполнить с помощью языка МЭК 61131. По сформированной схеме взаимодействия между устройствами система автоматизированного проектирования должна сформировать необходимые наборы данных (data set) для каждого устройства, так же распланировать передачу GOOSE-сообщений между ними. Сложность интеграции МП РЗА в отечественной энергетике завуалирована тем, что внедрение микропроцессорных защит и устройств в основном происходит не системно, без учета требований к защитам со стороны АСУ ТП подстанции. Вместо АСУ ТП и полноценных СКАДА-систем используются программные продукты, поставляемые разработчиками МП РЗА, предназначенные для настройки уставок и конфигурации защит релейным персоналом. А на этапе внедрения полноценной АСУ ТП ПС выявляется необходимость многочисленных переделок программных продуктов и технических средств, поскольку на первом этапе проектировалась система узкого назначения. На практике применяются различные сис темы поддержки действий релейного персонала. Во всех системах автоматизации предусматривается установка непосредственно в помещениях службы РЗА автоматизированных рабочих мест релейного персонала (АРМ РЗА). Известны два возможных, принципиально различных, варианта организации АРМ персонала РЗА. В одном случае АРМ организовывается разработчиками микропроцессорных защит и автоматики (МП РЗА) на базе информации, поступающей от МП РЗА. В другом случае АРМ организовывается как органическая часть АСУ ТП подстанции на базе всей совокупности информации, имеющейся в АСУ ТП ПС, с использованием всех возможностей сбора, контроля, достоверизации и отображения информации. Применение первого варианта оправдано на небольших обслуживаемых подстанциях с МП РЗА одного изготовителя. Второй вариант обладает явными преимуществами на больших и необслуживаемых подстанциях, где имеется научно‑практическое издание

оборудование различных фирм-изготовителей. В настоящее время (как уже было отмечено) в качестве неполноценной СКАДА-системы широкое распространение могут получить так называемые ЛВС РЗА. Особенностью построения могут стать: •  использование протокола по стандарту МЭК 61850 и, соответственно, связанное с этим аппаратное обеспечение (коммутаторы и т. д.); •  использование передачи GOOSE-сообщений между терминалами РЗА (как непосредственно для функций РЗА, так и для выполнения, например, программной оперативной блокировки управления разъединителем и заземляющим ножом); •  удалённое архивирование данных, снятие осциллограмм, дистанционный мониторинг и параметрирование терминалов РЗА. Проектирование систем РЗА и АСУ ТП на объектах энергетики является одним из основных сегментов деятельности ОАО «Ивэлектроналадка». Компания имеет 35‑летний опыт работы на отечественных и зарубежных объектах энергетики – электростанции (ТЭС, АЭС, ГЭС), подстанции до 750 кВ включительно, энергообъекты нефтегазового комплекса, промышленные предприятия. В настоящее время ОАО «Ивэлектроналадка» выполняет широкий спектр услуг в части реализации на объектах энергетики стандарта МЭК 61850. Примером применения данного стандарта являются выполненные компанией проекты: •  для целей РЗА и АСУ ТП: •  проект РЗА и АСУ ТП ПС 220 кВ «Районная» в г. Владимир (объект МЭС Центра). Реализация предусматривается на оборудовании фирмы АББ. •  для целей ЛВС РЗА: •  проект РЗА ПС 110 кВ «Базовая» в г. Великий Новгород (объект ОАО «Новгородэнерго»). Реализация предусматривается на оборудовании фирмы «Сименс»; •  проект РЗА ОРУ 110 кВ Киришской ГРЭС в г. Кириши Ленинградской области (объект ОАО «ОГК-6»). Реализация предусматривается на оборудовании фирмы «Сименс». Применение формата МЭК 61850 и использование передачи GOOSE-сообщений между терминалами РЗА позволяет оптимизировать архитектуру построения АСУ ТП и (в отдельных случаях – на небольших обслуживаемых подстанциях с МП РЗА одного изготовителя) построить ЛВС РЗА, реализующую в части РЗА все необходимые функции. 69

ПРАКТИКА

Авторы: Т.Г. Горелик, ОАО «НИИПТ» О.В. Кириенко, ООО «ЭнергопромАвтоматизация», г. Санкт-Петербург

Стандарт МЭК 61850

Способы представления данных в стандарте МЭК 61850 Оптимизация интеграции всей разнородной информации о нормальных и аварийных режимах энергообъекта в единый информационный комплекс АСУ ТП начала быстро развиваться после разработки МЭК специальных стандартов коммуникации на подстанциях. В статье изложены требования к модели данных в устройствах согласно стандарту МЭК 61850, которые позволяют автоматизировать процесс подключения микропроцессорных устройств в системы АСУ ТП, сделать прозрачными принципы их функционирования, а также снизить затраты на наладку комплексных АСУ ТП на базе стандарта МЭК 61850. Стандарт МЭК 61850 – сети и системы связи на подстанциях отвечает на большинство вопросов по использованию цифровой информации в коммуникациях, мониторинге и управлении энергообъектами, таких как стандартизация имен данных, реализация стандартных протоколов, определение шины процесса и т. д.. МЭК 61850 – это результат многолетней работы электроэнергетических компаний и поставщиков оборудования по созданию унифицированных систем связи. Гибкость стандарта позволила ведущим производителям в короткие сроки внедрить стандарт в микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики. Внедрение стандарта достигалось за счет минимальной модификации существующих устройств, для приведения их в соответствие требованиям стандарта. Возможность импорта конфигурации из микропроцессорных устройств позволяет значительно сократить время, необходимое на интеграцию устройства и, соответственно, сократить время конфигурирования и наладки АСУ ТП. Недостатком МЭК 61850 является отсутствие жестких требований к реализации модели данных в устройствах различных производителей. Для упрощения автоматического импорта конфигурации устройств в АСУ ТП необходимо, чтобы устройства в полной мере использовали возможности стандарта в части модели данных, которая на сегодняшний день реализована многими разработчиками микропроцессорных устройств весьма упрощенно. Ниже приводятся предложения по организации модели данных в соответствии со стандартом МЭК 61850, которые позволят оптимизировать процесс подключения устройств в АСУ ТП. Для обеспечения функциональной совместимости микропроцессорных устройств требуется единое представление о модели данных

01 / Ноябрь 2010

в устройствах. Под моделью данных в устройстве понимается: • выбор логических устройств (logical devices), логических узлов (logical nodes), объектов данных (data objects), атрибутов данных (data attributes); • разработка взаимосвязей между логическими узлами; • описание информации в рамках логических узлов. Под логическими узлами понимаются минимальные по объему группы сигналов, объединенные по физическому смыслу. Выбор логических узлов требует разделения сигналов в рамках устройства на группы согласно час ти 7.4 стандарта. В части 7.4 определено большое количество стандартных логических узлов для функций защит (группа P и R), управления (группа C), общего ввода/вывода (группа G), интерфейсов (группа I), автоматики (группа A), измерений (группа M), мониторинга (группа S), коммутационных аппаратов (группа X), силовых трансформаторов (группа Y) и прочего оборудования (группа Z). В одно устройство может входить несколько экземпляров одного и того же логического узла. Для выбора логических узлов измерения необходимо разделить измерения по физическому смыслу: параметры нормального режима (MMXU), симметричные составляющие (MSQI), гармоники (MHAI) и т. д. Экземпляры логических узлов выделяются: • для различных интервалов усреднения: например, трехфазные измерения за период (one cycle values) ocvMMXU1, трехфазные измерения за секунду (one second values) osvMMXU2; • для различных входов токов и напряжений, если устройство позволяет подключаться к нескольким трансформаторам тока и напряжения.

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850 Для выбора логических устройств защит необходимо разбить информацию по принципу работы защиты: МТЗ (PTOC), дифференциальные защиты (PDIF), дистанционные защиты (PDIS), функция УРОВ (RBRF) и т. д. Далее необходимо выделить экземпляры логических узлов для ступеней защиты: например, первая ступень ДЗ (PDSI1) и вторая ступень ДЗ (PDIS2). После того, когда определены логические узлы для функций защит, необходимо предоставить информацию о действии на отключения. Для этого в стандарте МЭК 61850 предусмотрен логический узел отключения PTRC. Организация модели управления коммутационными аппаратами требует корректного выбора логических узлов из группы X (коммутационные аппараты) и группы C (управления). Для описания силовых выключателей используется логический узел XCBR, для разъединителей и заземляющих ножей – логический узел XSWI. Логические узлы для коммутационных аппаратов позволяют осуществлять управления, однако согласно стандарту управления с учетом функций синхронизма для выключателей и оперативных блокировок для заземляющих ножей и разъединителей должно осуществляться через специальный логический узел CSWI. Для передачи данных о состоянии оперативных блокировок согласно стандарту используется логический узел CILO. Согласно МЭК 61850 7–4 ч. 5.5.2 для организации функции осциллографирования в устройствах, соответствующих данному стандарту, создается отдельное логическое устройство (Logical Device) «Регистратор аварийных событий» (Disturbance recorder), внутри которого выделяют три вида логических узлов: • логический узел RDRE (Disturbance recorder function); • логический узел RADR (Disturbance recorder channel analogue); • логический узел RBDR (Disturbance recorder channel binary). Логический узел RDRE необходим для получения общей информации по осциллографированию в логическом устройстве, и, соответственно, имеется только один экземпляр данного класса в устройстве. Узлы RADR выделяются отдельно на каждый аналоговый канал осциллографирования, а узлы RBDR – на каждый дискретный канал. Хранение данных осциллограмм осуществляется в виде COMTRADE файлов (IEC 60255–24), которые должны быть доступны для загрузки с помощью сервиса научно‑практическое издание

передачи файлов (61850‑7-2 ч. 20 File transfer и 61850‑8-1 ч. 23 File transfer) или дополнительно по FTP (RFC 542). Сервер, имеющий логические устройства, должен содержать в корне файловой системы директорию LD («/LD»), а поддиректории LD должны называться так же, как и соответствующие им логические устройства. Файлы осциллограмм (файлы, имеющие расширение *.hdr, *.cfg, *.dat или *.zip для упакованных «COMTRADE» файлов) должны находиться внутри поддиректории «COMTRADE» соответствующего логического устройства. Для передачи общей информации о состоянии блок-контактов, реле управления, сигналов 4–20 мА согласно стандарту используются логические узлы GGIO. В один логический узел GGIO целесообразно сгруппировать информацию от одного модуля на устройстве. Например, модуль дискретных сигналов 32 канала будет описываться одним логическим узлом diGGIO1, имеющим 32 объекта данных Ind1‑Ind32. К сожалению, стандарт не запрещает использовать логический узел GGIO для передачи любой другой информации. Зачастую при переходе от протоколов передачи данных с регистровой адресацией на стандарт МЭК 61850 номера регистров просто ретранслировались в объекты данных логического узла GGIO. Например, если по протоколу МЭК 60870‑5‑104 передавался сигнал с адресом информационного объекта 145, то он ретранслировался в объект Ind145 логического узла GGIO. Такой подход не позволяет задействовать преимущества стандарта в части модели данных, самоописания устройства, что в конечном итоге не позволяет автоматизировать процесс подключения устройства в АСУ ТП. Для упрощения интеграции в АСУ ТП объекты данных узлов GGIO целесообразно дополнять атрибутами dU и d, в которых помещается описание или краткое наименование данного объекта (например, Ind1.dU – вход 1 модуля дискретных сигналов). Выше были описаны наиболее часто встречающиеся функции микропроцессорных устройств и соответствующие логические узлы согласно МЭК 61850. В общем случае при создании модели данных устройств необходимо руководствоваться алгоритмом, приведенным в части 7–1 стандарта п. 14.5. Кратко алгоритм можно описать следующим образом: необходимо разбить все функции устройства на подфункции (произвести декомпозицию) и для каждой подфункции использовать логические узлы, определенные в части 7 стандарта МЭК 61850. Логические узлы можно расширять только в случае, если в стандарте нет данных 71

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850 необходимых объектов для представления информации в устройстве. При расширении логических узлов необходимо руководствоваться пунктом 15 части 7–1 стандарта МЭК 61850 «Способы определения новой семантики» («Approaches for the definition of a new semantic»). После выбора логических узлов необходимо описать взаимодействие (связи) между ними. К сожалению, в стандарте нет формального описания логических взаимосвязей между узлами. Поэтому описание логических взаимосвязей должно быть представлено в документации на устройство. Пример описания взаимодействия между логическими узлами представлен на рис. 1: 1 – логические узлы управления; 2 – логические узлы коммутационных аппаратов;

3 – л огические узлы общего ввода/вывода; 4 – л огические узлы защит; 5 – л огические узлы измерения; 6 – л огические узлы осциллографирования. Логический узел Q0CSWI1 осуществляет управление силовым выключателем QOXCBR2. Данные о положении выключателя передаются от блок-контактов biGGIO1, управление осуществляется через выходные реле boGGIO2. Аналогично логический узел Q1CSWI2 осуществляет управление разъединителем Q1XSWI1 с учетом функции оперативной блокировки Q1CILO1. Функции защит МТЗ1 (PTOC1), МТЗ2 (PTOC2), МТЗ3 (PTOC3) действуют на отключение через логический узел PTRC1, который в свою очередь отключает выключатель Q0XCBR2.

Логические узлы группируются в логические устройства. Выбор логических устройств согласно стандарту носит произвольный характер. При этом для выделения логических устройств можно использовать следующие правила: • логические устройства группируют наиболее взаимосвязанные узлы по схеме взаимодействия и необходимые для них сервисы, например, GOOSE; • логические устройства могут использоваться для организации шлюзов. Например, если устройство выступает в качестве шлюза, то логическое устройство будет отражать физическое устройство за шлюзом (узел LPHD несет информацию об устройстве за шлюзом);

• логические устройства могут представлять один модуль в рамках физического устройства и включать все узлы, выполненные в этом модуле; • логические устройства объединяют узлы РЗА, для которых используется единая группа уставок.

Рис. 1. Описание взаимосвязей между логическими узлами.

01 / Ноябрь 2010

Представленные выше требования к модели данных в устройствах согласно стандарту МЭК 61850 позволяют автоматизировать процесс подключения в системы АСУ ТП, сделать прозрачным принципы функционирования, а также снизить затраты на наладку комплексных АСУ ТП на базе стандарта МЭК 61850.

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Президент НП «СРЗАУ»

Белотелов Алексей Константинович, кандидат технических наук, ветеран энергетики, заслуженный работник ЕЭС России.

01 / Ноябрь 2010

Практически вся трудовая деятельность Белотелова А.К. связана с энергетикой. Его общий стаж работы в электроэнергетичес кой отрасли составляет 49 лет. После окончания в 1961 году Московского энергетического техникума Алексей Константинович работал электромонтажником на строительстве Воткинской ГЭС. Окончив службу в Советской армии, которая также была связана с электроэнергетикой, с 1965 года по 1993 год он работал в известной фирме ОРГРЭС, пройдя трудовой путь от техника до старшего бригадного инженера – руководителя группы подстанций. Работая в ОРГРЭС на протяжении 28 лет, Белотелов А.К. принимал участие в пусконаладочных работах на многочисленных объектах энергетики Советского Союза – Костромской и Молдавской ГРЭС, подстанциях 110–500 кВ энергосистем. Используя свой богатый опыт внедрения на объектах электроэнергетики головных образцов устройств РЗА и ПА, он участвовал в разработках нормативно-технических материалов по эксплуатации и техническому обслуживанию устройств РЗА и ПА. С 1993 года по 1995 год Белотелов А.К. работал главным специалистом‑электриком в департаментах «Севзапэнерго» и «Центрэнерго» РАО «ЕЭС России». С 1995 года, работая в центральном аппарате РАО «ЕЭС России», а с 2003 года – в ОАО «ФСК ЕЭС», Белотелов А.К. принимал активное участие в формировании научно-технической политики электротехнической отрасли, осуществлял координацию НИОКР и разработок нормативно-технических документов, обеспечивающих бесперебойное и эффективное функционирование ЕЭС России по всему спектру электротехнического оборудования. Свою практическую деятельность Белотелов А.К. совмещал с учебой во Всесоюзном заочном политехническом институте, который успешно закончил в 1980 году. Будучи аспирантом ВНИИЭ, в 1999 году защитил диссертацию на соискание ученой степени кандидата технических наук. По результатам своей деятельности Алексей Константинович публикуется в технических журналах, имеет авторские свидетельства, награжден золотыми и серебряными медалями ВДНХ (ВВЦ). В настоящее время Белотелов А.К. работает заместителем генерального директора ЗАО «ОРЗАУМ» и возглавляет общественную организацию – Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике».

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «Динамика» (ООО «НПП «Динамика»). 428015, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, ул. Анисимова, д. 6 тел./факс: (8352) 45-81-26, 58-07-13, 45-60-35 dynamics@chtts.ru, www.dynamics.com.ru Год создания:

1990 год

Численность персонала:

около 300 человек

Производственные площади: 3 500 кв. м Сертификаты: • TUV CERT, • все оборудование серии РЕТОМ сертифицировано и занесено в реестр метрологических средств России и стран ближнего зарубежья. Области и виды деятельности: НПП «Динамика» специализируется на разработке, изготовлении и продаже современных испытательных устройств серии РЕТОМ для диагностики различного электрооборудования для электроэнергетики, нефтегазовой отрасли, энергоемких промышленных предприятий и дистанций электроснабжения. Производимая продукция: • РЕТОМ-51 и РЕТОМ-61 – программно-технические испытательные комплексы для релейной защиты и автоматики, • РЕТОМ-21 – универсальный комплекс проверки первичного и вторичного электрооборудования, • РЕТОМ-ВЧм – комплекс для проверки высокочастотной аппаратуры, • РЕТОМ-30КА – испытательный комплекс для прогрузки первичным синусоидальным током до 30 кА, • РЕТОМ-6000 – прибор для проверки электрической прочности изоляции повышенным напряжением до 6 кВ, • РЕТ-МОМ – микроомметр, • РЕТОМЕТР – цифровой вольтамперфазометр. Оборудование: • участок автоматизированной установки SMDкомпонентов на базе AUTOTRONIK_SMT BS384V1‑V, • камера климатическая TX-150, • установка вибрационная BCB-202, • аппарат испытания диэлектриков АИСТ 50/70, • имитатор импульсных помех ИИП-4000, ИИП-2000.

Технологии: • трафаретная печать, • объемный монтаж печатных плат, • поверхностный монтаж печатных плат, • порошковая окраска, • термоприработка изделий.

Оборудование в эксплуатации: • свыше 20 000 приборов в эксплуатации, • более 3 500 предприятий, среди которых все филиалы ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МРСК Холдинг», оптовые и территориальные генерирующие компании, региональные энергетические компании, крупнейшие нефтяные компании Роснефть, Лукойл, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз, Татнефть и Башнефть, предприятия Газпрома, филиалы ОАО «РЖД», промышленные и наладочные предприятия. География клиентов: Охватывает как территорию РФ от Калининграда до Сахалина, от Чукотки до Сочи, так и территории более 20 государств ближнего и дальнего зарубежья. Достижения и заслуги: Приборам с маркой РЕТОМ присвоен «Золотой знак качества ХХI века» по итогам Президентской программы «Берем в III тысячелетие» и «Золотой знак качества» Российская марка по итогам Национальной программы продвижения лучших российских товаров «Российская марка». Также оборудование неоднократно удостаивалось высоких оценок, многочисленных премий и наград как на крупных региональных, так и на общероссийских и международных выставках и конференциях.

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ЭКРА» (ООО НПП «ЭКРА») 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, проспект И. Яковлева, д. 3, тел./факс: (8352) 220-110, ekra@ekra.ru, www.ekra.ru Год создания:

1991 год

Численность персонала:

более 700 чел.

Производственные площади: 25 000 кв. м Лицензии: • Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (на конструирование и изготовление), • Министерства образования и молодежной политики Чувашской Республики (на обучение). Свидетельства: • саморегулируемой организации «ЭНЕРГОПРОЕКТ», • саморегулируемой организации НП «ЭНЕРГОСТРОЙ». Сертификаты: • ГОСТ Р; TUV CERT; ЭНЕРГОСЕРТ; ОАО «ФСК ЕЭС»; ОАО «Газпром»; ОАО «Транснефть» Виды деятельности: • проектные работы, • НИР и разработка новой продукции, • производство металлоконструкций и готовых шкафов,

• приемо-сдаточные испытания, • шеф-монтаж и наладка, • гарантийное и сервисное обслуживание, • обучение.

Продукция: • микропроцессорные устройства РЗА для присоединений 6–750 кВ, • микропроцессорные устройства РЗА для станционного оборудования, • системы оперативного тока, щиты собственных нужд и другие нетиповые низковольтные комплектные устройства,

• автоматизированные испытательные комплексы для первичного и вторичного оборудования, • шкаф ВЧ связи для РЗА и ПА, • АСУ ТП подстанций, • системы плавного пуска и регулирования скорости электродвигателей 3–6–10 кВ.

Оборудование: • автоматизированная линия лазерной резки металла (Швейцария), • автоматизированные дыропробивной пресс и листогибочные комплексы (Япония),

• полноконвекционная печь конвейерного типа (Италия), • камеры термоциклирования и термопрогона (Россия), • автоматизированная линия гальванопокрытий (Россия).

Технологии: • лазерная обработка металлов, • с труйная отмывка печатных плат,

• трафаретная печать, • поверхностный и объемный монтаж, • порошковая окраска.

Референс-лист: • 175 электростанций, • 72 ПС 330–750 кВ, • 780 ПС 35–110–220 кВ в России и 10 зарубежных странах. Сервисные центры: Энергозащита (г. Казань), ЭКРА-Сибирь (г. Красноярск), Тюменьэнергосетьсервис (г. Сургут), Энерготехсервис (г. Уфа), Техно-Формула (г. Екатеринбург), Волгоэнергосервис (г. Самара), Инженерный центр (г. Новосибирск), Универсал-Электрик (г. Санкт-Петербург). Дилеры: Энергозащита (г. Казань), КомплектЭнерго, СоюзЭлектроАвтоматика, Электроаппарат (г. Чебоксары), ЭКРА-Сибирь (г. Красноярск), Энтехкомплекс (г. Москва), Тюменьэнергосетьсервис (г. Сургут), Энерготехсервис (г. Уфа), КБ Технаб (г. Обнинск), ЭКРА-Центр (г. Москва).

01 / Ноябрь 2010

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью «НПП БРЕСЛЕР» (ООО «НПП БРЕСЛЕР»)

Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, ул. Афанасьева, д. 13; тел./факс: (8352) 45-91-91, 45-95-96,45-94-88 info@bresler.ru, www.bresler.ru Год создания:

1992 год

Численность персонала:

86 чел.

Производственные площади: 1 000 кв. м

Коллектив: Предприятие основано на базе научно-исследовательской лаборатории Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова для внедрения в производство научных разработок. Основу коллектива предприятия составили специалисты, которые с 1980 г. одними из первых в СССР выполняли разработку опытной микропроцессорной защиты. Накопленный при этом опыт позволил предприятию в числе первых в России – с 1992 г. освоить выпуск и внедрение микропроцессорных устройств РЗА. Свидетельства: • Саморегулируемой организации «Межрегиональное обьединение строителей», •  Саморегулируемой организации «Межрегиональное обьединение проектировщиков», •  Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам . Виды деятельности: •  проектные работы, •  НИР и разработка новой продукции, •  производство металлоконструкций и готовых шкафов, •  приемо-сдаточные испытания, •  шеф-монтаж и наладка, •  гарантийное и сервисное обслуживание, •  обучение, •  целевая подготовка специалистов для наших заказчиков. Предприятие «НПП Бреслер»  является своеобразной учебно-производственной базой для студентов Чувашского  госуниверситета электроэнергетических специальностей. Ведущие специалисты  предприятия преподают специальные дисциплины, курируют выполнение студентами  курсовых и дипломных проектов. В рамках сотрудничества с заказчиками мы подбираем  будущих специалистов из числа студентов, организовываем им прохождение практики  на предприятиях, куда они будут направлены после окончания обучения. Продукция: •  регистраторы аварийных процессов, •  адаптивная защита дальнего резервирования, •  блоки и шкафы центральной сигнализации, •  шкафы оперативной блокировки, •  шкафы автоматики управления дугогасящими реакторами, •  устройства определения поврежденного фидера для сетей 6–35 кВ, •  устройства быстродействующего ввода резерва, •  устройства определения места повреждения для ВЛ 35–750 кВ, •  программный комплекс определения места повреждения для ВЛ 35–750 кВ, •  устройства автоматической частотной разгрузки, •  АСУ ТП подстанций. Заказчики и география поставок: В эксплуатации находится более 4 000 терминалов серии «Бреслер», установленных на всей территории РФ и 12 стран ближнего и дальнего зарубежья. Оборудование эксплуатируется практически на всех видах энергетических предприятий и предприятий, имеющих энергохозяйство. Дилеры: ООО «КомплектЭнерго» (г. Чебоксары), ЗАО «СоюзЭлектроАвтоматика» (г. Чебоксары), ЗАО «НПО «Электроаппарат» (г. Чебоксары).

научно-практическое издание

История

Давайте вспомним

Рассматривая старую фотографию

Эту фотографию редакции журнала любезно предоставил Кудрявцев Вадим Николаевич, долгое время возглавлявший Центральную службу релейной защиты самой крупной энергосистемы Советского Союза – Мосэнерго. В пояснении к фотографии было написано: «Релейщики ОДУ». Вероятно, эта фотография сделана в конце 50‑х годов, предположительно в 1956– 1957 гг. В те времена еще не было ЦДУ, а в ЕЭС европейской части СССР входили 4‑е объединенные энергетические системы: Центра, Средней Волги, Урала и Юга. В то же время получила свое развитие система диспетчерского управления и, соответственно, были организованы объединенные диспетчерские управления этих объединенных энергетических систем (ОДУ). Можно предположить, что фотография сделана во время работы годовой отчетной конференции релейщиков ОДУ. Проведение таких конференций широко практиковалось в энергосистемах и объединениях СССР. 78

01 / Ноябрь 2010

Судя по интерьеру, фотография была сделана в зале клуба Мосэнерго «Энергетик» на Раушской набережной. Особый интерес представляют люди, изображенные на этой фотографии. На ней – весь «цвет» релейщиков, внесших значительный вклад в развитие отечественной теории и практики релейной защиты и противоаварийной автоматики как области научно-технических знаний. По их книгам и публикациям училось и до сих пор учится сегодняшнее студенчество «премудростям» релейной защиты и автоматики. Старшее поколение релейщиков может узнать из сидящих в центре фотографии (слева направо) Берковича Михаила Абрамовича, Чернобровова Николая Васильевича и Соловьева Ивана Ивановича. Стоят слева, еще совсем молодые, Коковин Вадим Евгеньевич и Семенов Владимир Александрович, впоследствии работавшие в ЦДУ ЕЭС. Там же можно узнать научных работников известных научноисследовательских и проектных институ-

тов: ВНИИЭ, ЭНИН и Энергосетьпроект. Среди них – Сапир Евгений Давидович (слева – шестой), Попов Иосиф Николаевич (справа – второй) и Фейст Петр Константинович (справа – шестой). Что интересно, многие из находящихся на фотографии работали и в разное время возглавляли Центральную службу РЗА Мосэнерго. Вот неполный список книг, авторы которых изображены на фотографии: • Чернобровов Н. В. Релейная защита. Учебник для техникумов. 5‑е издание. Москва, Энергия, 1974. • Чернобровов Н. В., Семенов В. А. Релейная защита энергетических систем. Москва, Энергоатомиздат, 1998. • Беркович М. А., Молчанов В. В., Семенов В. А. Основы техники релейной защиты. Москва, Энергоатомиздат, 1984. • Беркович М. А., Гладышев В. А., Семенов В. А. Автоматика энергосистем. Москва, Энергоатомиздат, 1985. Редакция журнала будет благодарна, если кто-либо сможет прояснить нам историю появления этой фотографии.

научно‑практическое издание

Внимание

Объявляем фотоконкурс

«Я – НЕ Я, НО ЭТО – ПРАВДА «ЭНЕРГЕТИКА»!» и посвящаем его ежегодному профессиональному празднику всех энергетиков страны – «22 декабря»

01 Редакция гарантирует конфиденциальность информации.

Во время работы порой происходят интересные, очень смешные и даже самые неожиданные ситуации: • нашли на своём предприятии место, о существовании которого и не подозревали; • увидели или испытали новое оборудование и инструменты; • побывали в командировке или невероятной ситуации, увидели чудесное место… И запечатлели их с помощью фотоаппарата. Конкурс проводится по следующим номинациям: • «Если б не увидел сам – не поверил», • «Моя самая удивительная командировка», • «Я – фотограф». Принимаются как индивидуальные, так и групповые фотографии. Фотоработы направляйте на

электронную почту info@srzau-np.ru с пометкой «Фотоконкурс» и указанием возможной номинации в теме письма. Если вы не знаете, к какой из номинаций отнести фотографию, все равно присылайте ее и предлагайте свою новую номинацию. В письме просим указать ФИО, организацию, должность и контактные данные отправителя (автора или его представителя), а также коротко написать: когда, где, кем и при каких обстоятельствах был сделан фотоснимок. Сроки проведения конкурса – с 1 декабря 2010 года по 1 ноября 2011 года. Итоги конкурса будут подведены через год в последнем номере нашего журнала за 2011 год. Победители и участники получат призы, а самые смелые и открытые приобретут известность, рассказав о себе в интервью нашему журналу. Самые захватывающие фотографии будут помещены на страницы нашего издания. Поделитесь со всеми увиденным чудом!

Здесь могла быть ваша фотография :-) 02 СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. Б реслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 73, 77 2. Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки, стр. 75 3. И вэлектроналадка, ОАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 66 4. К омплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 53 5. О РЗАУМ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

01 / Ноябрь 2010

6. Премко Электрик, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 36-38 7. Прософт–Системы, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 19 8. ПРОЭЛ, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 63 9. Уралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки 10. ЭКРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки, стр.76 11. Энергосоюз, НПФ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 53

научно‑практическое издание