Журнал «Релейная защита и автоматизация» №2 (15) 2014 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

Тема номера: ОМП и РАС в электрических сетях 6-750 кВ – «эра» отечественных приборов, каналы связи, виды погрешностей, опыт и особенности ОМП в Тюменской энергосистеме, применение РАС для мониторинга технологических нарушений | Поведение РЗ при восстановлении ЭЭС | Анализ работы МПустройств РЗА | О выборе параметров локального МП-УРОВ | Набор проектной документации РЗА для ЦПС | Контроль и измерение изоляции в сети оперативного постоянного тока 220 В | К 100-летию М.Г. Кобленца № 02 (15) | Июнь | 2014

г. Ч е б о кса р ы , п р . И . Я ко в л е в а , 3 те л .: (8352) 22-01-10, 22-01-30 ekra@ekra.ru, www.ekra.ru

Узбекистан Украина

Казахстан Кыргызстан

Грузия

Таджикистан

Ирак

Бангладеш

Афганистан

Вьетнам

«Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. №02 (15), 2014 год, июнь. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 5000 экз., заказ №14662 Дата выхода в свет: 26.05.2014 Подписной индекс: 43141 (Объединенный каталог «ПРЕССА РОССИИ»). Цена: по каталогу. печать: ООО «ПК «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д Машиностроителей, д. 1с, тел.: 55-70-18, 28-26-00 Учредители журнала: Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Общество с ограниченной ответственностью «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Белотелов Алексей Константинович. Издатель: ООО «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Адрес: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, 3, www.srzau-ric.ru Учредители издательства: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Константинович. Редакция: Главный редактор: Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ», тел.: 8-963-787-96-05, e-mail: info@srzau-np.ru Выпускающий редактор: Иванова Наталия Анатольевна, тел.: (8352) 226-394, 226‑395, e-mail: ina@srzau-ric.ru. Дизайн и верстка: Бибикова И.Ю., e-mail: design@srzau-ric.ru

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

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

научно‑практическое издание

Уважаемые читатели журнала! Представляю очередной номер журнала «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ». Настоящий номер посвящен теме определения мест повреждений (ОМП) и регистрации аварийных событий (РАС) в электрических сетях 6-750 кВ. В научнопрактических публикациях отражен почти 60-летний путь развития ОМП в России. Представлены последние методические и аппаратные разработки отечественных компаний по тематике ОМП и РАС. Не обойдены вниманием и другие темы, касающиеся актуальных вопросов разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП. Среди них хочу обратить внимание читателей на статью М.И. Успенского и В.Н. Козлова о роли релейной защиты при восстановлении электроэнергетической системы. А статья ОРГРЭС и ФСК, содержащая анализ работы микропроцессорных устройств РЗА, заинтересует как производителей этих устройств, так и специалистов проектных и эксплуатационных организаций. В подрубрике «В помощь проектировщику» интересна публикация фирмы «Альстом» о составе проектной документации РЗА цифровой подстанции. На этот раз историческая публикация посвящена 100-летию талантливого ученого в области электроаппаратостроения М.Г. Кобленца. В следующем номере возобновим публикации А.И. Левиуша об отечественных устройствах РЗА. Редакция журнала ждет от читателей и специалистов откликов и публикаций на волнующие вас темы. С уважением и надеждой на плодотворное сотрудничество, Главный редактор Алексей Белотелов.

Cодержание:

стр.

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

1. События:

•  В Чебоксарах открыт «Институт повышения квалификации специалистов релейной защиты и автоматики» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 •  Предложения для генерации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 07 •  Новые возможности цифровых релейных защит . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 •  Калейдоскоп . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09

2. Наука:

Релейная защита: •  Успенский М.И., Козлов В.Н. Поведение релейной защиты при восстановлении ЭЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

3. Практика:

РЗА: •  Кузьмичев В.А., Коновалова Е.В., Захаренков А.Ю., Сахаров С.Н., Балуев А.В. Анализ работы микропроцессорных устройств РЗА в ЕНЭС России . . . . . . 14 •  Гуревич В.И. Снижение уязвимости микропроцессорных устройств релейной защиты: Ответы на вопросы специалистов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 •  Зайцев Б.С. Требования к современному проверочному оборудованию. Источники напряжения. Дискретные входы и выходы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 В помощь проектировщику: •  Малый А.П., Шурупов А.А., Дони Н.А., Кочкин Н.А., Карсаков В.Г. Выбор параметров локального микропроцессорного УРОВ . . . . . . . . . . . . . 30 •  Боталов Е.В., Чулков А.А. О проектной документации системы РЗА цифровой ПС . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

4. Тема номера – ОМП и РАС:

ОМП: •  Белотелов А.К. Из истории ОМП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 •  Лукоянов В.Ю. Эра отечественных приборов ОМП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 •  Козлов В.Н., Павлов А.О., Бычков Ю.В. Развитие микропроцессорных средств определения места повреждения на линиях электропередачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

научно‑практическое издание

Cодержание:

стр.

•  Балясников А.Г., Ермаков К.И. Организация каналов связи в системах определения места повреждения . . . . . .50 •  Ефремов В.А. Виды погрешностей ОМП и их влияние на точность замера . . . . . . . . 54 •  Юшманов П.А. Опыт и особенности определения места повреждения на высоковольтных линиях электропередачи в Тюменской энергосистеме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 •  Кузнецов А.А. Одностороннее или двустороннее ОМП? Точка зрения . . . . . . . . . . . . . 64 РАС: •  Глезеров С.Н., Ундольский А.А. Опыт применения регистраторов аварийных событий для мониторинга технологических нарушений на объектах электросетевой компании . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . •  Долгих Н.Е. Контроль и осциллографирование работы приемопередатчика и состояния высокочастотного тракта регистратором аварийных событий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . •  Савельев А.Л. Синхронные векторные измерения как функция РАС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . •  Траулько В.Е. Новый конструктив регистраторов аварийных событий «НЕВА-РАС» . . .

70 72 73

СОПТ: •  Алимов Ю.Н., Быков К.В., Галкин И.А., Малышев А.Б. Особенности контроля и измерения изоляции в сети оперативного постоянного тока напряжением 220 В . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5. История:

•  Талантливому ученому, конструктору и педагогу в области электроаппаратостроения Кобленцу М.Г. – 100 лет . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

6. Требования к оформлению статей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 •  Об издании русскоязычного варианта книги Е. Барканса и Д. Жалостибы «Защита от развалов и восстановление энергосистем» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

02 /Июнь 2014

Инновационные решения систем контроля сопротивления изоляции info@bender-ru.com www.bender-ru.com

BENDER Group

События

В Чебоксарах открыт «Институт повышения квалификации специалистов релейной защиты и автоматики» В марте 2014 года по решению Учредителя – общества с ограниченной ответственностью «НПП Бреслер» – и на основании Лицензии на право ведения образовательной деятельности, выданной Министерством образования и молодежной политики Чувашской Республики №1236 от 11.03.2014 г., в Чебоксарах открылось новое Негосударственное образовательное учреждение с правом реализации образовательных программ дополнительного профессионального образования «Институт повышения квалификации специалистов релейной защиты и автоматики» (НОУ ДПО «ИПК РЗА», далее – ИПК РЗА).

Релейная защита сегодня представляет собой обширную систему взаимосвязанных и слаженно действующих аппаратных и программных средств. Техническое совершенство и надежность этой уникальной по структуре и надежности системы зависит от всех специалистов, причастных к разработке, изготовлению, проектированию, монтажу, наладке, ремонту и эксплуатации как отдельных элементов, так и всей системы релейной защиты в целом. Поэтому деятельность ИПК РЗА направлена на повышение квалификации работников, занятых в этой чрезвычайно важной и интеллектуально насыщенной области электроэнергетики. Для выполнения этой задачи ИПК РЗА осуществляет образовательную деятельность путем организации курсов, лекций, семинаров, практических занятий, производственного обучения, практики и стажировок. 6

02 /Июнь 2014

Повышение квалификации осуществляется с использованием различных форм обучения: очной, заочной, очно-заочной, экстерната, выездной на объектах заказчика; возможно сочетание различных форм обучения. Слушателям, освоившим программу обучения, выдается Удостоверение о повышении квалификации установленного образца в соответствии с новым Законом «Об образовании в Российской Федерации» №273-ФЗ. Объем учебной нагрузки по каждой из 27 образовательных программ – 72 часа. Обучение в ИПК РЗА проводится в современных, хорошо оснащенных помещениях для лекций и практических занятий, с использованием библиотеки учебно-методической и технической литературы. Курс обучения проходит на современном технологическом оборудовании. Лекционные, лабораторные и практические занятия проводятся ведущими специалистами ООО «НПП Бреслер», ООО НПП «Динамика», ООО «ЧЭТА», ООО «ИСЕРВ» и других предприятий города Чебоксары, имеющими солидный опыт преподавания. Руководит институтом известный специалист в области релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем – доктор технических наук Александр Витальевич Булычев – профессор с 27-летним научно-педагогическим стажем, автор более 150 научных работ и 10 книг по различным разделам РЗА. Высокий научно-технический потен-

циал ИПК РЗА определяется квалификацией преподавателей, которые в области РЗА являются признанными специалистами, авторами книг, изобретений, научно-технических статей и докладов: 11 из них имеют ученые степени доктора и кандидата технических наук. Среди них: к.т.н. Козлов Владимир Николаевич, к.т.н. Димитриев Владимир Николаевич, к.т.н. Ильин Владимир Алексеевич и другие специалисты-преподаватели высшей квалификации. Компетентность, новаторский подход к решению задач обучения, всесторонняя эрудиция, этичное и внимательное отношение к слушателям присущи всем преподавателям ИПК РЗА. Это является прекрасной базой для повышения квалификации слушателей курсов, и поэтому достигаемый уровень подготовки в ИПК РЗА полностью удовлетворит работодателей. Коллектив ИПК РЗА надеется на развитие долговременного взаимовыгодного сотрудничества с предприятиями отрасли и, в свою очередь, гарантирует достаточный уровень при повышении квалификации специалистов, сохраняя свою репутацию как один из наиболее важных активов. Администрация института с благодарностью рассмотрит все предложения и готова обсудить различные варианты сотрудничества. Более полная информация размещена на сайте www.ipk-rza.ru и, кроме этого, может быть направлена по запросам на электронную почту (ipk@bresler.ru или info@ipk-rza.ru). Вопросы можно задать по телефону: 8 (8352) 459 191.

События

Выставки и конференции

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ С 15 по 17 апреля 2014 года на НПП «ЭКРА» прошла Научно-техническая конференция «Электротехнические устройства и системы для объектов генерации» (далее – конференция). В ее работе приняли участие более 100 представителей предприятий электроэнергетики практически из всех регионов России, а также из Казахстана и Белоруссии. Среди них – специалисты ОАО «СО ЕЭС», ОАО «РусГидро», ОАО «Концерн Росэнергоатом», территориальных генерирующих компаний, проектных организаций, промышленных предприятий, монтажноналадочных организаций и представители ряда российских вузов.

Конференция открылась приветственным словом Технического директора НПП «ЭКРА» Александра Михайловича Наумова с последующей демонстрацией нового фильма о предприятии. Директор по развитию Владимир Александрович Наумов в своем выступлении рассказал о технических решениях НПП «ЭКРА» для генерирующих объектов.

В выступлениях ведущих специалистов предприятия были освещены вопросы релейной защиты и автоматики (РЗА) станционного оборудования и предложены типовые решения. Специалисты НПП «ЭКРА» также рассказали о новых разработках в области противоаварийной автоматики (ПА), системах собственных нужд и вторичной коммутации

научно‑практическое издание

на электростанциях. Кроме этого были сделаны доклады о разработанном типовом техническом проекте системы оперативного постоянного тока для АЭС и опыте проектирования шкафов для АЭС, предложены энергоэффективные решения для «малой генерации». Начальник ЭТЛ Кировской ТЭЦ-3 Кировского филиала ОАО «ТГК-5» А.В. Богомолов поделился опытом внедрения шкафов защит блока генератор-трансформатор газотурбинных установок, разработанных на предприятии. Особое внимание участников конференции привлекла on-line демонстрация процесса тестирования устройств РЗ и ПА с использованием цифровой модели энергосистемы в режиме реального времени. Участникам конференции было представлено мобильное оборудование компании OMICRON для испытаний силовых выключателей, трансформаторов тока и напряжения, а также для автоматизации проверок РЗА. Для участников конференции была организована экскурсия по предприятию, в ходе которой они ознакомились с технологиями производства микропроцессорных терминалов и шкафов РЗА. По окончании блока докладов гости предприятия смогли свободно пообщаться со специалистами НПП «ЭКРА» и более подробно обсудить вопросы возникшие как в процессе проектирования объектов, так и при эксплуатации установленного оборудования. Участниками конференции были отмечены высокий уровень организации и информационная насыщенность мероприятия. 7

События

Выставки и конференции

Новые возможности цифровых релейных защит Под таким названием прошла конференция, организованная компанией «Исследовательский центр «Бреслер» («ИЦ «Бреслер»), которая стала значимым событием для российского релейного сообщества.

В этот раз компания решила нарушить традицию проведения корпоративной конференции в месте расположения предприятия, в г. Чебоксары, и провела ее в г. Москва с 16 по 17 апреля 2014 года. Судя по результатам работы, такое решение себя оправдало. В работе конференции приняли участие более 245 специалистов проектных, инжиниринговых и эксплуатационных организаций ТЭК России и стран СНГ. Стоит отметить хорошую организацию проведения конференции. Компания «высадила» в Москве многочисленный «десант» своих ведущих специалистов и маркетологов. Хорошим дополнением к конференции стала экспозиция, на которой были представлены последние разработки более 25-ти различных устройств и комплексов релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), определения места повреждения (ОМП) и автоматизированных систем управления АСУ ТП. В демонстрационном классе были представлены разработанные специалистами «ИЦ «Бреслер» рабочие версии программных продуктов, в том числе: программный комплекс автоматизации работы электротехнических и смежных подразделений предприятий электроэнергетического комплекса «Служба РЗА», программа расчета параметров аварийных режимов электроэнергетических систем «ТКЗ++», программа автоматизированного расчета параметров срабатывания устройств РЗА «PSC». 8

02 /Июнь 2014

На открытии конференции с обзорным докладом об итогах работы компании, планах по объемам выпускаемой продукции и новых разработках выступил технический директор Владимир Сергеевич Шевелев. В своем докладе он отметил, что отсчет активной деятельности компании можно начинать с 2005 года, когда были осуществлены единичные поставки устройств РЗА на объекты энергетики. Дальнейший 8-летний период деятельности компании можно охарактеризовать как период гармоничного развития компании. В настоящее время «ИЦ «Бреслер» занимает лидирующие позиции среди отечественных компаний релестроения, осуществляющих поставки собственной продукции на объекты электроэнергетики, а существующая производственная база и современные технологии производства позволяют компании в полной мере удовлетворять потребности заказчиков при реконструкции и новом строительстве энергетических объектов России. Достигнутые успехи в значительной мере можно отнести на счет сложившегося коллектива высококвалифицированных специалистов, обеспечивающих высокотехнологичные разработки и производство широкой номенклатуры устройств и систем. Значимым показателем технологического совершенства производства является то обстоятельство, что из 400 сотрудников компании непосредственно на производстве задействовано только 50. В компании уделяется большое внимание обеспечению техни-

ческого совершенства и качества выпускаемой продукции, а также взаимоотношениям с заказчиками по обеспечению надежного функционирования поставляемой продукции на объектах электроэнергетики. Так, на предприятии хорошо поставлена претензионная работа, круглосуточно работает телефон «горячей линии». В своем выступлении В.С. Шевелев акцентировал внимание участников конференции на новых перспективных разработках, а также обозначил трудности, с которыми сталкивается при этом коллектив компании. В первый же день работы конференции вниманию участников были представлены еще порядка десяти обзорных докладов по отдельным направлениям и тематикам. Во второй день работа конференции была организована по 4-м секциям: «Комплекс РЗА 110-750 кВ», «Комплекс РЗА 0,4/6-35 кВ», «Автоматизация подстанций и программные продукты «ИЦ «Бреслер» и «Комплекс защит станционного оборудования». Надо сказать, что эта часть работы конференции прошла наиболее продуктивно, практически в формате круглого стола, где можно было задать вопросы и поучаствовать в дискуссиях. За два дня работы конференции ее участники узнали много нового о разработках «ИЦ «Бреслер»: это и цифровая подстанция, развитие новой платформы ТОР 300 и др. Было продемонстрировано интересное решение по централизованной защите для ПС 110-220 кВ. Эффективность проведения конференции можно определить как довольно высокую и взаимовыгодную как для производителя устройств РЗА, так и для заказчиков. В целом, прошедшая конференция показала, что «ИЦ «Бреслер» имеет все предпосылки для дальнейшего развития и закрепления лидирующего положения на рынке электроэнергетики. Белотелов А.К.

События

Калейдоскоп

ОАО «рОССЕТИ»

ОАО «ФСК ЕЭС»

ООО «Аналитик-ТС»

О создании Евразийского Комитета МИРЭС

Международный реверс электроэнергии

Вольтамперфазометр (ВАФ) AnCom VAP на Android

Генеральный директор ОАО «Россети», вице-председатель – старший советник по региональному развитию Мирового энергетического совета (МИРЭС) Олег Бударгин обсудил 14 мая 2014 года в Ереване вопросы формирования Армянского Национального Комитета МИРЭС в рамках создания Евразийского комитета МИРЭС. В ходе рабочего визита в Армению глава «Россетей» встретился с министром энергетики и природных ресурсов Республики Армения Ервандом Захаряном и заместителем министра энергетики и природных ресурсов Республики Армения Арегом Галстяном. На встрече стороны затронули вопросы деятельности МИРЭС, а также договорились о формировании Национального Комитета Армении с целью формирования и укрепления профессиональных деловых связей и контактов между руководителями и специалистами энергетики всех стран. Кроме этого комитет станет площадкой для обмена опытом в области новых технологий и технических решений. Создание Евразийского комитета МИРЭС, в свою очередь, позволит принимать совместные решения геополитических, технологических, экономических, экологических и других задач в области топливно-энергетического комплекса. Ранее, в рамках 45-го заседания Электроэнергетического Совета СНГ, проводившегося 25 апреля 2014 года в г. Баку, участникам заседания было рекомендовано рассмотреть вопрос создания национальных комитетов МИРЭС в странах Евразийского региона. В настоящий момент в формировании национальных комитетов выразили заинтересованность Республика Таджикистан, Республика Молдова и Кыргызская Республика.

ФСК обеспечила возможность двухсторонней передачи электроэнергии между Россией и Финляндией через ПС 400 кВ «Выборгская» в Ленинградской области в объеме до 350 МВт. Финальные испытания были проведены по технической программе, разработанной НИИПТ. В частности, проверена готовность к использованию модернизированной аппаратуры и оценена возможность регулирования мощности вставки постоянного тока в реверсивном режиме – изменение нагрузки от 100 до 320 МВт, с остановками в точках с перетоками 100, 200, 320 МВт. Гендиректор филиала МЭС Северо-Запада В. Агеев отметил, что «запуск реверса – это результат многолетнего плодотворного международного сотрудничества в области энергетики. В основе идеи – экономическая целесообразность, в частности, низкая стоимость финской электроэнергии в определенные периоды года. Кроме того, возможность перетока электроэнергии из Финляндии в Ленинградскую энергосистему будет иметь высокую значимость в случае аварийных режимов на крупных энергообъектах либо при отключении станций». По словам гендиректора ОДУ Северо-Запада В. Синянского, благодаря вводу реверса российский рынок сбыта электроэнергии приобрел статус двухстороннего, что имеет большое значение в современном мире. Помимо этого проект внес значительный вклад в совершенствование работы диспетчеров ОДУ Северо-Запада, в развитие и укрепление позиции России на международном рынке сбыта электроэнергии.

научно‑практическое издание

ООО «Аналитик-ТС» предлагает мобильный автономный вольтамперфазометр (ВАФ) AnCom VAP для проверки схем РЗ и ПА, электросчетчиков и измерительных трансформаторов в условиях открытых распределительных устройств. Измерительные возможности: • Измерение фазовых сдвигов (± 0,5° при I>40 мА, ±1,5° при I=1…40 мА) между токами, напряжениями, токами и напряжениями (опорный канал UA или I A); • 3 измерительных входа по току (измерения без разрыва цепи) и 3 входа по напряжению; • Автоматически распознаваемые типы клещей 30А (AC), 800А (AC), 2000А (AC) и 200А (DC); • Отображение векторной диаграммы токов и напряжений 1-ой гармоники по трем фазам (гармонические искажения не влияют на результат измерений); • Измерение тока, напряжения и мощности – только на 1-ой гармонике, либо действующие значения (1...50 гармоники), дополнительные измеряемые параметры (в объеме ПКЭ), осциллограммы и временные диаграммы. Сервисные возможности: • Чемодан PELI для принадлежностей и удобная сумка на магнитах для крепления ВАФ к шкафу; • Сохранение и загрузка пользовательских настроек для каждой измерительной задачи; • Цветной сенсорный дисплей 7”: интерактивный индикатор + читалка для справочников; • Контроль параметров (min…max); • Сохранение результатов: E-mail, Google+, Google Диск, печать; • Приложения Google Play для инженераэлектрика, поиск информации и маршрута до объекта. 9

НАУКА

Релейная защита

Авторы: к.т.н. Успенский М.И.,

ПОВЕДЕНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ ЭЭС

ИСЭиЭПС КНЦ УрО РАН, г. Сыктывкар, Россия,

к.т.н. Козлов В.Н., ООО «НПП Бреслер»,

УДК 621.316.925

RELAY PROTECTION BEHAVIOUR AT A POWER SYSTEM RESTORATION

г. Чебоксары, Россия.

Аннотация: погашения в ЭЭС – явление редкое, но неизбежное, требующее быстрого восстановления электроснабжения потребителей. Среди проблем, усложняющих такое восстановление, заметный вклад вносят системы релейной защиты. В данной статье рассматриваются особенности поведения защиты и проблемы, связанные с ее работой при восстановлении ЭЭС. Ключевые слова: восстановление ЭЭС после аварии, релейная защита ЭЭС. Ph.D Uspensky M.I., ISE&EPN KSC UD RAS, Syktyvkar, Russia, Ph.D Kozlov V.N., LLC «NPP Bresler», Cheboksary, Russia. Abstract: power system blackouts appear seldom but occur inevitably, this phenomenon requires a fast restoration of a consumer electrical supply. Relay protection systems complicate the restoration process a lot. Peculiar features of the protection operation and possible challenges during the power system restoration are considered in the paper. Keywords: power system restoration after blackouts, relay protection systems.

Как отмечалось в ряде работ, например [1-7], сложность структуры электроэнергетической системы (ЭЭС) и конечная надежность ее элементов приводят к нарушениям в системе, среди которых каскадные аварии являются наиболее тяжелыми. Такие аварии могут вызывать погашение большей части или даже всей ЭЭС. В этом случае важно восстановить работу системы и обеспечить потребителей электроэнергией как можно быстрее. Причем следует учесть ряд ограничений, например таких, как возможности генерации электроэнергии при запуске источников с нуля (дизель-генераторы, гидрогенераторы и т.п.), время пуска и набора мощности генерирующими агрегатами с тепловым приводом, состояние и пропускные способности сетей, величины и приоритеты нагрузок. В восстановлении ЭЭС играют важную роль и оказывают значительное влияние устройства релейной защиты и автоматики* (РЗА). Настоящая статья представляет, в определенной степени, обзор зарубежных материалов по рассматриваемой теме, дополненный некоторыми предложениями авторов. Авторы считают необходимым обратить внимание специалистов и на эту сторону восстановления ЭЭС. Изучение ежегодных нарушений при восстановлении в системах, о которых сообщает Североамериканский Совет по электрической надежности (NERC), за последнее десятилетие показывает, что 117 нарушений в ЭЭС сопровождались одной и более проблемами при восстановлении. Они распределились следующим образом [7]: Нарушения реактивного баланса, вызывавшие недовозбуждение генераторов, длительное перенапряжение и коммутации конденсаторов/реакторов. 23

Небаланс активной мощности, включая реакцию на внезапные набросы нагрузки и частотную разгрузку. Неадекватная координация нагрузки и генерации, включая недостаточность холодного резерва, проблемы с операциями по переключениям, перегрузками и координацией в диспетчерских центрах. Несоответствие контроля и управления, включая сложности со связью, с получением данных и выдачей управляющих сигналов системой SCADA, с компьютерной перегрузкой, с дисплейными ошибками, с системами моделирования и с определением статуса ЭЭС. Проблемы с системами защиты, включая взаимосвязанные схемы, синхронизацию и контроль синхронизации, состояние фазных углов и проблемы с другими типами защит. Истощение источников хранения энергии, включая низкое давление сжатого воздуха/газа и разряженные аккумуляторы. Несоответствие плана восстановления ЭЭС, включая недостатки запланированной процедуры, ее устаревание, ее отсутствие, неадекватное обучение, и недостаток стандартного словаря связи.

Как и в нормальном режиме, при восстановлении должны выполняться требования к защите по чувствительности, селективности, быстродействию и надежности [8]. С одной стороны, нельзя выполнить 100% защиту. Более того, уровень защиты среди других показателей определяется и ограничивается экономическими соображениями [9]. Глубокие погашения случаются довольно

* Называя защиту релейной, мы подразумеваем не только электромеханические реле, но также и полупроводниковые, цифровые и компьютерные системы защиты. 10

02 /Июнь 2014

НАУКА

Релейная защита

редко, что и урезает меры по противодействию им. Однако с ростом сложности ЭЭС вероятность таких событий возрастает. С другой – при восстановлении ЭЭС ее оборудование попадает в такие режимы, которые не предусмотрены областью ее рабочих процессов. Они могут характеризоваться как малыми ресурсами генерации с недостаточной реактивной мощностью, либо, напротив, большими ресурсами крупных электростанций при недостаточной нагрузке для работы в устойчивом режиме. Несмотря на редкость появления глубоких погашений, экономические последствия от них столь велики, что только надежда экономистов на «авось» является одной из причин недостаточного внимания к ним. Приведем для примера экономические последствия трех случаев из мировой практики [10]. Бразилия, 21.01.2002 г. 3,07 млн $ Россия, г. Москва, 1 млрд $ 25.05.2005 г. США и Канада, от 7 до 10 млрд $ 14.08.2003 г. В процессе восстановления важно поддерживать динамическую и статическую устойчивость режима, а также ограничивать броски переходного напряжения при коммутациях до допустимого уровня, чтобы не нанести урон электротехническому оборудованию системы. Однако следует также учитывать, что некоторые режимы при восстановлении могут создавать псевдоаварийный сценарий, что будет приводить к ложному срабатыванию РЗА и повторному переподключению восстанавливаемой ЭЭС, а иногда и к препятствию процесса восстановления. Возможны также режимы, при которых величина тока короткого замыкания (к.з.) недостаточна для обнаружения повреждения устройствами РЗА и длительное протекание тока к.з. может привести к дополнительным повреждениям оборудования. Таким образом, очень важно иметь ясное представление о поведении релейной защиты в процессе восстановления ЭЭС. В любом случае восстановление начинается с системы оперативного тока отдельных станций и подстанций с целью восстановить питание их основного обо-

рудования и устройств РЗА. К основному оборудованию ЭЭС относятся генераторы, трансформаторы и линии передачи. Рассмотрим особенности функционирования их защит в ходе восстановления ЭЭС: Линии электропередачи. Как выше отмечалось, реконфигурация ЭЭС при восстановлении может привести к снижению токов к.з., к существенному небалансу мощности и снижению напряжения. Подобные причины могут вызвать следующие последствия: • Недостаточность тока к.з. для срабатывания защиты и невозможность обнаружения повреждения линии. • Ток удаленного к.з. на землю может приводить к неселективному срабатыванию и усложняет процесс восстановления. • Восстановление неповрежденных линий сети может создавать проблемы из-за больших нагрузок. Это следует учесть в значениях уставок защит при восстановлении ЭЭС. Наиболее сложно при восстановлении поведение дистанционных защит. Во многих ложных срабатываниях при каскадных авариях такие защиты выполняли отключение линии из-за условий большой нагрузки и снижения напряжения, которые проявлялись как снижение импеданса в зоне III дистанционной защиты. Таким образом, защита отключает линию, полагая наличие нарушения, в то время как в действительности нет никакого аварийного состояния. С появлением цифрового оборудования на промышленность возложена задача по исследованию практических средств выполнения защитных функций другими способами [11]. Обычно они работают по сверхтокам с блокировкой от потери напряжения. Такой подход ограничивает их чувствительность при восстановлении ЭЭС. Следовательно, чувствительность ее датчиков в этих условиях требует тщательного рассмотрения. Важно, чтобы небаланс напряжений не заблокировал необходимое срабатывание защиты. При установке цифровых защит можно, в зависимости от схемы восстанавливаемой сети, использовать различные группы уставок для адаптации их работы. Реле сопротивления без блокировки от качаний могут ложно

научно‑практическое издание

отключить линию из-за переходных колебаний мощности при восстановлении. Важно также определить блокировки некоторых функций автоматики повторного включения в условиях предельных нагрузок, что будет гарантировать их отсутствие в случае к.з., не усложняя процесс восстановления. Трансформаторы. Включение трансформатора может также вызвать нежелательные действия защиты. В первую очередь это связано с броском тока намагничивания и появлением высших гармоник, что, в свою очередь, может вызывать резонансные явления и переходные броски напряжения. Кроме того, в этих режимах в силу ограничений, связанных с восстановлением ЭЭС сначала небольшими островами, присутствует возможность того, что токи к.з. при повреждениях окажутся меньше расчетных значений рабочего режима из-за высокого сопротивления источников. Еще один важный момент, связанный с действиями по восстановлению – выбор отпайки трансформатора с регулировкой под нагрузкой. Обычно ее позиция выявляется при моделировании режима восстановления. Но, например в [12], рекомендуется оставлять ее на позиции перед погашением, даже если условия сильно отличаются от условий рабочего режима. Учет таких ограничений обычно проводится моделированием перечисленных условий инструментальными средствами с выработкой рекомендаций по указанным событиям. Генераторы. В ходе восстановления ЭЭС после крупного нарушения поставка мощности критической нагрузке осуществляется генераторной установкой. Последняя должна надежно обеспечивать свою систему собственных нужд (СН) и потребителей, обеспечивающих операции пуска с нуля (аварийное освещение, системы пуска генераторных установок, не имеющих возможностей пуска с нуля, например, паровых турбогенераторов, и т.п.). К аварийным генерирующим установкам пуска с нуля обычно относят гидрогенераторы или дизель-генераторы, поскольку они намного более просты в пуске, чем паровые турбогенераторы. Хорошо себя показывают и генераторы газотурбинных установок (ГТУ) при достаточно быстром 11

НАУКА

Успенский Михаил Игоревич Дата рождения: 09.04.1943 г. В 1971 г. окончил электромеханический факультет Ленинградского политехнического института. В 1984 г. там же защитил кандидатскую диссертацию на тему «Защита генератора от внутренних коротких замыканий на базе микроЭВМ». В настоящее время – ведущий научный сотрудник ИСЭиЭПС КНЦ УрО РАН.

Козлов Владимир Николаевич Дата рождения:15.08.1952 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 1975 г., кафедра «Электрические аппараты». В 1985 г. защитил кандидатскую диссертацию в Ленинградском политехническом институте на тему «Комплексная защита судовых генераторов». Доцент каф. ТОЭ и РЗА Чувашского госуниверситета, главный конструктор ООО «НПП Бреслер».

02 /Июнь 2014

Релейная защита обеспечении их собственных нужд необходимой мощностью. В отличие от паровых турбогенераторов, ГТУ требуют менее 1% от собственной мощности на собственные нужды (СН) и небольшое время пуска и выхода на номинальную мощность (порядка 15-20 мин.). Таким образом, к генераторной установке предъявляются следующие требования [12]: • Установка должна поставлять мощность пуска критической нагрузки, связанной с пуском с нуля. • Время пуска установки должно быть небольшим. • Защита установки от аварийных режимов обеспечивается защитой от сверхтоков и перегрузки. • Измерительное оборудование установки должно обеспечивать обнаружение повреждений. • Управляющее оборудование генераторной установки должно обеспечивать регулирование скорости и управление напряжением. • Желательно иметь установку, управляемую дистанционно со щита управления, но имеющую возможность управления с места ее расположения в случае отказа дистанционного управления. • У установок старта с нуля должна быть возможность частой проверки ее работоспособности. • Все выключатели, включенные до погашения, должны быть отключены. • Необходимо обратить внимание на блокировки у выключателя синхронизации генераторной установки при ее включении на шины без напряжения, чтобы не было ложного отключения. Синхронизация системы. Важной составляющей процессов восстановления ЭЭС является синхронизация отдельных восстановленных островов системы между собой. Для этого выключатели связи между объединяемыми островами должны включаться по синхроноскопу и реле контроля синхронизации. Поскольку такие синхронизирующие колонки устанавливаются на электростанциях, но далеко не на всех подстанциях, то должна быть ясность с выключателями, включающими острова на синхронную работу. Однако следует учесть, что с такого места включения необходимо управлять возбуждением (уровнями напряжений) и числом оборотов (частотой) генераторных установок синхронизируемых островов. Обычно при удаленной синхронизации (на подстанции, а не на электростанции) эта задача решается на основе телеметрии. Должны быть загодя проведены исследования в системе для выработки рекомендаций диспетчерам относительно того, при каких углах фазы могут быть выполнены безопасные включения. Величина допустимой разности углов фазы для генератора и привода учитывает характеристики генератора, вала и привода, а также окружающую конфигурацию сети. Проблемой, тре-

бующей особого внимания, является наличие у промышленных потребителей своих небольших электростанций, часто не имеющих синхронизирующего оборудования. Их несинхронное включение может привести к новому погашению ЭЭС. Поэтому важно до подключения таких потребителей изолировать генератор предприятия при восстановлении системы. Заключение При исследовании и планировании процессов восстановления ЭЭС после крупной аварии необходимо учесть особенности работы системы релейной защиты в этих анормальных, с точки зрения ее функционирования, условиях, а именно: • более глубокие, чем в нормальных режимах, снижения напряжения и возможные перегрузки элементов ЭЭС; • более широкий диапазон отклонения частоты; • возможность появления высших гармоник, перенапряжений и резонансные явления вследствие коммутаций. Перечисленные режимы не охватывают весь спектр возможных анормальных явлений при восстановлении ЭЭС, которые могут приводить к неправильному функционированию защит и, в свою очередь, существенно затруднить действия по восстановлению системы. Следовательно, представление о потенциальных проблемах со стороны РЗА при восстановлении ЭЭС и подготовка плана по их преодолению – ключевой фактор гарантии по быстрой его реализации после погашения ЭЭС. Литература 1.  Правила предотвращения и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем. – СТО17330282.29.240.004-2008. 2. Успенский М.И., Смирнов С.О. Крупные аварии в ЭЭС: причины и меры противодействия им // Релейная защита и автоматизация. 2011, №01(02). – С. 32-34. 3. Fairley P. The Unruly Power Grid // IEEE Spectrum, August 2004. – P. 22-27. 4. Родюков Ф.Ф. Корректная математическая модель синхронной машины и математическая модель большой электроэнергетической системы. // Математика в ВУЗе, № 10. Интернет-журнал СПбГПУ. – www.spbstu.ru/public/ 5. Barkans J., Zalostiba D. Protection against blackouts and self-restoration of power systems / Riga, RTU Publishing House, 2009. – 142 p. 6. Adibi M.M. Power system restoration: methodologies & implementation strategies / Wiley-IEEE Press, 2000. – 690 p. 7. Adibi M.M., Fink L.H. Restoration after cascading failures // IEEE power & energy magazine, September/October, 2006. – P. 68-77. 8. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем / М.: Энергоатомиздат, 1984. – 520 с. 9. Horowitz S.N., Phadke A.G. Blackout and relaying considerations // IEEE power & energy magazine, September/October, 2006. – P. 60-67. 10. Eremia M., Shahidehpour M. Handbook of Electrical Power System Dynamics: Modeling, Stability, and Control / Wiley-IEEE Press, 2013. – 976 p. 11. Pourbeik P., Kundur P.S., Taylor C.W. The Anatomy of a Power Grid Blackout // IEEE power & energy magazine, September/ October, 2006. – P. 22-29. 12. Sidhu T.S., Tziouvaras D.A. at al. Protection issues during system restoration // IEEE Trans. on PD, v.20, no.1, 2005. – P. 47-56.

ПРАКТИКА

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

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

РЗА

Авторы: Кузьмичев В.А., Коновалова Е.В., Захаренков А.Ю., Сахаров С.Н.,

АНАЛИЗ РАБОТЫ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ РЗА В ЕНЭС РОССИИ

ОАО «Фирма ОРГРЭС»,

Балуев А.В., ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва, Россия.

ОАО «Фирма ОРГРЭС» по заданию ОАО «ФСК ЕЭС» в течение длительного времени ведет ежегодный анализ работы устройств РЗА в ЕНЭС. Исходной информацией для него являются данные, получаемые от служб РЗА филиалов ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС. Методология проведения определена «Инструкцией по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем» (СО 153-34.35.516-89). В данной статье приведены основные результаты работы микропроцессорных устройств релейной защиты, автоматики и противоаварийной автоматики (МП РЗА) в ЕНЭС за 2013 год и их сравнение с предыдущим периодом: с 2008 по 2012 годы.

В 2013 году на объектах ЕНЭС эксплуатировалось около 295 000 основных устройств и около 325 000 дополнительных устройств (прочей электроавтоматики) РЗА. По итогам 2013 года в эксплуатации находилось 24 296 терминалов МП РЗА, которые составили 70 540 единиц учета (23,9% всех эксплуатируемых устройств РЗА). В ЕНЭС эксплуатируются МП РЗА следующих основных производителей: Siemens, ABB, GE, Alstom, НПП «ЭКРА», «ИЦ «Бреслер», Уралэнергосервис, Прософт-Системы. Сведения об общем количестве установленных терминалов МП РЗА по состоянию на 2013 год приведены в табл. 1, графическая интерпретация показана на рис. 1.

Табл. 1. Сводные данные по количеству установленных терминалов МП РЗА

МЭС

МЭС Севе-

МЭС

ро - Запада

Сибири

Урала

Центра

Юга

363

218

338

209

602

288

2273

449

119

386

239

1379

190

2867

623

2742

582

1785

5912

НПП «ЭКРА»

896

240

684

176

604

283

1566

1121

5570

General Electric

243

214

236

418

1180

Уралэнергосервис

505

283

440

454

405

2319

Прософт-Системы

190

232

146

128

111

106

1079

Прочие

185

401

331

162

580

469

873

3096

Сумма

1958

2026

2183

3861

2986

1515

6366

3401

24296

МЭС

Волги

Востока

Alstom

255

ABB

Siemens

Производитель

Западной Сибири

Итого

Кузьмичев Владимир Александрович В 2001 г. окончил кафедру электромеханики ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)» – магистр техники и технологий по направлению «Электротехника, электромеханика и электротехнологии». В 2004 г. окончил аспирантуру ГОУ ВПО «МЭИ(ТУ)» и стал кандидатом технических наук по специальности «Электрические машины и аппараты». С 2009 г. – заместитель главного инженера по электротехнической части ОАО «Фирма ОРГРЭС».

02 /Июнь 2014

Табл. 2. Динамика изменения количества установленных терминалов МП-устройств РЗА по основным производителям Производитель/год

2008

2009

2011

2012

2013

Alstom

1113

1520

1788

2100

2273

ABB

976

1387

1622

1627

2867

Siemens

1110

1730

4015

4499

5912

НПП «ЭКРА»

895

1203

2865

3463

5570

270

330

829

1243

1180

ПРАКТИКА

РЗА

Рис. 1. Распределение установленных микропроцессорных терминалов РЗА и ПА по производителям

Рис. 2. Динамика изменения основного показателя правильной работы МП РЗА по годам

Динамика изменения количества установленных в ОАО «ФСК ЕЭС» терминалов МП РЗА по основным производителям представлена в табл. 2. В период с 2008 по 2013 гг. наиболее интенсивно внедрялись терминалы фирмы Siemens (суммарное увеличение

количества терминалов более чем на 4800 ед. по всем МЭС суммарно) и терминалы НПП «ЭКРА» (суммарное увеличение количества терминалов более чем на 4600 ед. по всем МЭС суммарно). До настоящего времени целый ряд причин (ошибки при проектирова-

научно‑практическое издание

нии, недостаток информации об объекте, неверный выбор параметров срабатывания, недостаточный уровень квалификации обслуживающего персонала, ошибки пусконаладочных организаций и др.) приводил к тому, что показатель правильной работы МП РЗА оказывался не выше, чем у электромеханических устройств РЗА. Однако наблюдался рост данного показателя, начиная с 95,5% в 2008 г. до 98,97% в 2012 г. (рис. 2). В 2013 г. основной показатель правильной работы МП РЗА составил 99,12% (МП РЗА работали правильно в 14370 случаях и неправильно в 128 случаях), что несколько ниже основного обобщенного показателя правильной работы электромеханических устройств РЗА (99,27%). Накапливается положительный опыт эксплуатации МП РЗА, постоянно выпускаются новые версии терминалов и программного обеспечения МП РЗА, расширяющие функциональные возможности и удобство обслуживания терминалов РЗА. Вместе с тем анализ результатов эксплуатации МП РЗА на подстанциях свидетельствует о недостатках в их работе. Показатель правильной работы МП РЗА только приближается к показателю правильной работы электромеханических устройств РЗА. Поэтому необходимо продолжение внедрения и контроля выполнения комплекса мероприятий, направленных на совершенствование разработки и изготовления МП РЗА, их правильной наладки, проверки и испытаний, на совершенствование организации эксплуатации, в том числе на повышение квалификации и обучение технического персонала, обслуживающего МП РЗА. Рассмотрение основного показателя правильной работы МП РЗА в различных МЭС по отдельным терминалам выявило, что показатели правильной работы различных терминалов несколько отличаются и находятся в диапазоне 97,4% – 99,6%. Так, в 2013 г. по терминалам Alstom (Micom Р545, Р435, Р437, Р141, Р742, Р54х, Р632, Р633, Р634, Р139 и прочие) данный показатель составил 97,4%; по тер15

ПРАКТИКА

РЗА

Табл. 3. Организационные причины неправильных срабатываний МП РЗА

Организационная причина

Число случаев

Процент

неправильной

от общего

работы

числа случаев неправильной работы

Непосредственные ошибки персонала РЗА

2,3

Неудовлетворительное состояние устройств

3,9

Дефект, оставленный после работ

2,3

Вина оперативного персонала

1,6

Вина ремонтного персонала

0,8

Вина прочего персонала эксплуатации

3,1

Вина монтажно-наладочных организаций

30,5

Вина заводов-изготовителей (аппаратная часть)

21,9

Вина разработчиков (логическая часть и алгоритмы)

6,3

Вина проектных организаций

7,0

Прочие причины

14,8

Причина не выяснена

4,7

Старение оборудования (устройств и контрольных кабелей)

0,8

128

100

ИТОГО

миналам НПП «ЭКРА» (БЭ 2704, 2710, 2502, 2607) – 97,6%; по терминалам Siemens (7SA522, 6MD66x, 7SD5xx) – 97,7%; по терминалам GE (L60, D60, D30, F35, F650, T60, B90, F60) – 98,3%; по терминалам НПП «ЭКРА» (ШЭ 2607 различных модификаций) – 98,5%; по терминалам ШЭ 2710 – 99,4%; по терминалам АВВ (REL 511, REL 521, RED 670, REL 670, REG 670) – 99,6%; по терминалам ДФЗ «ИЦ «Бреслер» – 99,5%. Оснащенность МП РЗА составила 23,9% от всех устройств РЗА, при этом 35% всех случаев неправильной работы РЗА приходилось на МП РЗА. Организационные причины неправильных срабатываний МП РЗА представлены в табл. 3 и рис. 3. Анализ информации об организационных причинах неправильных срабатываний МП-устройств РЗА по годам говорит о том, что большая часть из них происходит по вине монтажно-наладочных организаций (30,5%) и заводов-изготовителей (21,9%). Технические причины неправильных срабатываний МП РЗА представлены в табл. 4. Анализ неправильных срабатываний МП РЗА за 2013 г. показал, что по тех-

Рис. 3. Организационные причины неправильных срабатываний МП РЗА в процентном соотношении

02 /Июнь 2014

ПРАКТИКА

РЗА

Табл. 4. Технические причины неправильных срабатываний МП РЗА Число случаев непраТехническая причина

вильной работы

Процент от общего числа случаев неправильной работы

Коновалова Евгения Витальевна Дата рождения: 07.08.1954 г. В 1977 г. окончила МЭИ по специальности «Автоматизация производства и распределения электроэнергии». Бригадный инженер по наладке оборудования Центра инжиниринга электрооборудования ОАО «Фирма ОРГРЭС».

Дефекты и неисправности микропроцессорной аппаратуры

15,7

Неисправность оперативных цепей

11,7

Дефекты разработки и сбои программного обеспечения

11,7

Неисправности элементов вторичной коммутации

10,1

Ошибки в заданных уставках

7,9

Прочие технические причины

7,9

Ошибки в выполненных схемах

6,2

Неисправность трансформаторов тока и их цепей

6,2

Техническая причина не выяснена

4,6

Ошибки в выставленных уставках

3,9

Дефекты и неисправности высокочастотной аппаратуры

3,9

Ошибки в заданных схемах

3,1

Отключения при работах на панелях, в шкафах и в цепях

2,3

Нарушение требований директивных материалов и инструкций

1,6

0,8

Ошибки персонала при операциях коммутационными устройствами РЗА

0,8

Неисправность трансформаторов напряжения и их цепей

0,8

Старение контрольных кабелей

0,8

Потеря оперативного тока

Неправильно созданная первичная схема или режим

Дефекты и неисправность электромеханической аппаратуры

Старение реле, аппаратуры РЗА

128

100

Дефекты и неисправности микроэлектронной и полупроводниковой аппаратуры

Захаренков Антон Юрьевич Дата рождения: 24.04.1986 г. В 2008 г. окончил кафедру электротехники и электрооборудования Тульского

ИТОГО

государственного университета и начал работать в ОАО «Фирма ОРГРЭС», где занимается анализом функционирования устройств РЗА в ЕНЭС с подготовкой мероприятий по повышению их надежности. Инженер 1 категории Центра инжиниринга электрооборудования ОАО «Фирма ОРГРЭС».

нической причине «дефекты и неисправности МП-аппаратуры» классифицировано 20 (15,7%) случаев неправильной работы РЗА, по причине «дефектов разработки и сбоев программного обеспечения» – 15 (11,7%) случаев и по причине «дефекты МП ВЧ-аппаратуры» – 5 (3,9%) случаев. Таким образом, всего 40 случаев (31% всех случаев неправильной работы МП РЗА) были непосредственно связаны с дефектами и неисправностями МП РЗА. К таким случаям неправильной работы отнесены неисправности в платах аналоговых и дискретных входов; неисправности оптронных входов; выходы из строя плат АЦП; ошибки в параметрировании научно‑практическое издание

при проведении пусконаладочных работ, проектной конфигурации и логике работы; неисправности блоков питания. Из таблицы следует, что 24 случая (19%) были вызваны неисправностью цепей (трансформаторов тока и напряжения, оперативных). В 2013 году персоналом служб РЗА было выявлено 563 неисправности (дефекта) устройств РЗА, которые были своевременно устранены при техническом обслуживании и, соответственно, повлияли на снижение количества неправильных срабатываний. Из них 200 – неисправности МП РЗА. Неисправности МП РЗА в ряде случаев были связаны с полной потерей работоспособности 17

ПРАКТИКА

РЗА

Сахаров Сергей Николаевич В 2004 г. окончил кафедру электрических станций ГОУВПО «МЭИ (ТУ)» по специальности «инженер по электрическим станциям». С 2010 г. – бригадный инженер по наладке оборудования Центра инжиниринга электрооборудования ОАО «Фирма ОРГРЭС».

Рис. 4. Технические причины неправильных срабатываний МП РЗА в процентном соотношении

Балуев Александр Викторович В 2005 г. окончил Московский энергетический институт по специальности «Электроэнергетические системы и сети». В настоящее время – главный эксперт отдела РЗА Департамента организации эксплуатации и ремонта электротехнического оборудования ОАО «ФСК ЕЭС».

и потребовали замены внутренних блоков, однако все эти неисправности не привели к неправильным действиям системы РЗА. Выявлены дефекты дисплеев следующих устройств: терминалов С60 (GE), БЭ-2502А (ООО НПП «ЭКРА»), прибора ОМП ИМФ-3С (ЗАО «РАДИУСАвтоматика»). Неисправности плат процессоров обнаружены в ПРД АКА 504, F35 (GE), Сириус-ДЗ-35 (ЗАО «РАДИУС-Автоматика»), регистраторах РАС «Нева», РАС 2 БИМ, АУРА. Неисправные блоки питания были выявлены в следующих устройствах РЗА: L60 (GE), приемопередатчик ПВЗУ-Е (ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС»), ПРД УПК-Ц (ООО «Прософт-Системы), REB-551 (АВВ), ИМФ-3Р и ИМФ-3С (ЗАО «РАДИУС-Автоматика»), РАС БИМ. В 2013 году из 37 неисправностей блоков питания выявлена 21 неисправность блоков питания ИМФ-3Р и 2 неисправности блоков питания приборов более ранней версии ИМФ-3С. Несмотря на то, что в конструкции приборов ОМП типа ИМФ-3Р применен поверхностный монтаж печатных плат, увеличивающий надежность и помехоустойчивость устройства, из года в год повторяются случаи повреждения блоков питания ИМФ-3Р. Выводы 1. Оснащенность МП РЗА составила 23,9%

02 /Июнь 2014

всего парка эксплуатируемых устройств РЗА, причем 35% (128 случаев за 2013 г.) всех случаев неправильной работы РЗА приходится на МП РЗА, при этом 37% всех дефектов и неисправностей, выявленных при техническом обслуживании РЗА, составили дефекты МП РЗА. 2. Ежегодно происходит увеличение показателя правильной работы МП РЗА с 95,5% в 2008 г. до 99,12% в 2013 г., что можно объяснить увеличением количества МП РЗА и количества случаев их правильной работы. Однако достаточно высокий показатель правильной работы был получен в результате устранения целого ряда неисправностей МП РЗА, которые выявлялись персоналом при осмотрах РЗА, при срабатывании предупредительной сигнализации, во время самодиагностики устройств, при проверке, при отключении, во время эксплуатации МП РЗА. 3. Наиболее значимыми организационными причинами неправильной работы МП РЗА на протяжении многих лет остаются ошибки монтажноналадочного персонала, заводов-изготовителей, проектных организаций и разработчиков РЗА. Причем процент неправильной работы МП РЗА по этим причинам в 4 раза больше в сравнении с электромеханическими устройствами РЗА, что объясняется недостаточностью подготовленных специалистов со знанием цифровых устройств РЗА.

ПРАКТИКА

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА Автор: к.т.н. Гуревич В.И., Электрическая компания Израиля, г. Хайфа, Израиль.

Релейная защита

Снижение уязвимости микропроцессорных устройств релейной защиты: ответы на вопросы специалистов Аннотация: в 4-м номере журнала за 2013 год была опубликована моя статья «Снижение уязвимости микропроцессорных устройств релейной защиты к преднамеренным дистанционным деструктивным воздействиям», вызвавшая большой интерес среди специалистов, и диалог с которыми показал, что не все технически важные вопросы были раскрыты в ней в достаточной степени. В данной статье даются ответы на задаваемые вопросы в процессе диалога с читателями журнала.

Ключевые слова: микропроцессорные устройства релейной защиты, геркон, электромагнитный импульс, уязвимость релейной защиты, надежность.

Гуревич Владимир Игоревич Год рождения: 1956. В 1978 г. окончил факультет электрификации Харьковского национального техн. университета им. П. Василенко. В 1986 г. защитил канди-

В ряде предыдущих публикаций автора [1-3] была показана уязвимость микропроцессорных устройств релейной защиты (МУРЗ) к преднамеренным дистанционным деструктивным воздействиям – ПДДВ (электромагнитным и кибернетическим). В публикациях [4-6] обоснована необходимость защиты МУРЗ, а в публикации [6] описан конкретный метод защиты, основанный на совместном использовании МУРЗ и пускового органа на герконах, функционально включенного последовательно с МУРЗ и деблокирующего его только в том случае, когда хотя бы один из контролируемых параметров (ток, напряжение, угол между ними и т.д.) приближается к порогу срабатывания МУРЗ (рис. 1). Сама постановка проблемы, а также предлагаемый метод защиты МУРЗ от ПДДВ настолько необычны и настолько отличаются от всего того, что было известно ранее, что неизбежно вызывают у специалистов море вопросов и шквал эмоций (увы, не всегда положительных). Отсутствие ответов в статьях, опубликованных ранее, на многие из воз-

датскую диссертацию по специальности «Электрические аппараты».Работал преподавателем Харьковского национального техн. университета им. П. Василенко; глав. инженером и директором Научно-технического предприятия «Инвертор» (г. Харьков). С 2007 г. – эксперт комитета ТС-94 МЭК. В настоящее время - начальник сектора Центральной лаборатории Электрической

Рис. 1. Структурная схема, иллюстрирующая

компании Израиля.

предложенный метод защиты МУРЗ от ПДДВ

02 /Июнь 2014

никающих вопросов часто приводит к непониманию, а отсюда и к полному неприятию предлагаемого метода. Поэтому попробуем сформулировать наиболее часто задаваемые в дискуссиях на эту тему вопросы и дать на них ответы. Вопрос 1. Судя по схеме, герконы навешиваются на МУРЗ со всех сторон, как гирлянды на елку? Совершенно очевидно, что герконы не «навешиваются как гирлянды» на входы и выходы МУРЗ, а вместе со всеми остальными элементами предлагаемого устройства защиты располагаются внутри отдельного корпуса, аналогичного по конструкции корпусам МУРЗ, с той лишь разницей, что в нем нет необходимости в экране. При этом обеспечивается доступ к узлам регулирования порога срабатывания герконовых реле. Этот отдельный модуль снабжен такими же клеммными колодками для присоединения к внешним цепям, как и МУРЗ. Вопрос 2. В отношении герконов имеется распространенное мнение об их ненадежности (залипании). Насколько оправдано их применение в устройстве, которое должно обладать повышенной надежностью? Герконы, вернее, реле на основе герконов, используемые в пусковом органе устройства защиты (ПОУЗ), отличаются от обычных электромеханических реле целым рядом положительных качеств. Вопервых, контакт-детали сухих герконов находятся в герметичном баллоне, заполненном смесью инертных газов под давлением или вакуумированном, и поэтому они не подвержены влиянию отрицательных факторов внешней среды (влаги, пыли, газов). Эти контакты не требуют регулировки и зачистки в течение всего срока службы. Во-вторых, реле на герконах имеют быстродействие, в 3-5 и более раз превышающее быстродействие обычных электро-

ПРАКТИКА

Релейная защита

механических реле. В-третьих, на переменном токе герконовые реле имеют коэффициент возврата 0,9-0,95, что намного превышает аналогичный параметр обычных реле. В-четвертых, в герконовых реле можно простыми средствами достичь уровня гальванической развязки входа от выхода (катушки от контактов) в десятки киловольт, что недостижимо для обычных электромеханических реле. В-пятых, в отличие от обычных реле, герконовые реле имеют четкий и стабильный порог срабатывания при плавном увеличении тока в катушке управления, что позволяет создавать на основе герконов чувствительные измерительные органы защит. В дополнение в вышесказанному можно отметить, что сухие герконы нечувствительны к положению в пространстве и хорошо сочетаются с электронными, электромагнитными и магнитными элементами, что позволяет создавать на их основе множество различных функциональных модулей и устройств [7]. Высококачественные вакуумные и газонаполненные герконы, производимые ведущими компаниями, специализирующимися в этой области (а именно такие предполагается использовать в устройстве [8]), являются не дешевыми (1530 долларов за штуку), но высоконадежными компонентами, нашедшими широкое применение не только в промышленности и технике связи, но и в военной и аэрокосмической технике. Герконы по многим своим параметрам занимают промежуточное положение между полупроводниковыми и электромеханическими коммутационными элементами. Поэтому автоматические телефонные станции – АТС на основе герконов (типа «Квант» и др.) называются «квазиэлектронными». По техническим условиям срок службы таких АТС установлен в 40 лет, причем количество отказавших за это время герконов не должно превышать 0,3%. Уже одни только эти цифры говорят сами за себя. Однако у герконовых реле имеется одно принципиальное отличие от обычных электромеханических реле: их магнитная система не изолирована от контактов, а образована самими контактами. Это отличие обуславливает низкую перегрузочную способность герконов по току.

В отличие от обычных реле, герконовые реле не допускают даже кратковременной токовой перегрузки контактов. Причиной этого является тот факт, что магнитное поле тока, проходящего через замкнутые контакты геркона, направлено встречно магнитному полю обмотки, удерживающему контакты в замкнутом состоянии, и ослабляет его, ослабляя контактное нажатие, вплоть до образования зазора. Это приводит к усиленной эрозии, а иногда и к свариванию контактов геркона даже при кратковременном протекании тока, превышающего максимально допустимое для данного типа значение. Незнание этой особенности герконов и их использование без учета отличий от обычных реле в части перегрузочной способности часто приводит к отказам оборудования и, как следствие, к недоверию к герконам. При правильно выбранном режиме работы герконов они обеспечивают надежную коммутацию цепей при миллионах циклов срабатывания. При использовании герконов для коммутации внешних цепей, ток в которых может изменяться в широких пределах, никто не хочет следить за токовым режимом работы герконов. Гораздо проще отказаться от их использования, что часто и происходит на практике. В предложенной конструкции часть герконов включена лишь во внутренние цепи устройства, токовая нагрузка в которых в десятки раз меньше максимально допустимой для герконов. Другая часть отключает цепи дискретных входов, токи в которых не превышают нескольких миллиампер, что на два порядка меньше предельно допустимого значения. И только через герконы, включенные последовательно с выходными контактами МУРЗ, предназначенными для включения отключающей катушки выключателя, могут проходить токи в несколько ампер. Однако, во-первых, эти герконы непосредственно не осуществляют коммутацию этих токов, а лишь собирают цепь без тока, а вовторых, они выбраны такого типа (Bestact R15U производства японской компании Yaskawa), который обеспечивает большие запасы по току. Вопрос 3. Современные МУРЗ совмещают 10-20 и более различных функций в одном терминале. Значит ли это,

научно‑практическое издание

что предлагаемое устройство защиты должно содержать такое же количество входных реле? Нет, не значит. Дело в том, что все многообразие реализуемых сегодня в одном терминале МУРЗ функций основано на измерениях тока, напряжения и угла между ними. Соответственно, и входные реле предлагаемого устройства защиты должны содержать пороговые элементы тока, напряжения и угла между ними. Пороги срабатывания всех этих элементов должны быть меньше минимальных значений, выбранных в качестве уставки МУРЗ. Вопрос 4. Зачем нужно применять дорогие МУРЗ совместно с какими-то новыми и тоже дорогими устройствами защиты, если можно просто вернуться к использованию дешевых и устойчивых к ПДДВ электромеханических реле защиты? Действительно, электромеханические реле защиты (ЭМРЗ) эксплуатируются уже более ста лет и до сих пор обеспечивают надежную защиту от аварийных режимов всех видов электрооборудования. Достаточно сказать, что такая большая и разветвленная национальная энергосистема, как российская, даже сегодня почти на 90% укомплектована ЭМРЗ. Однако, несмотря на то, что ЭМРЗ доказали свою высокую надежность, примерно 30-40 лет тому назад все ведущие мировые производители реле защиты перестали заниматься разработкой и совершенствованием ЭМРЗ и начали интенсивно разрабатывать сначала полупроводниковые реле, полностью копирующие функции и характеристики ЭМЗ, а затем и микропроцессорные реле защиты с расширенным набором функций и улучшенными характеристиками. Примерно 20-25 лет тому назад большинство ведущих мировых производителей РЗ просто перестали выпускать ЭМРЗ, сосредоточив все свои усилия на МУРЗ. Основная причина этого явления заключается в том, что производить на автоматическом оборудовании печатные платы с электронными элементами и затем тестировать их также на автоматическом оборудовании значительно выгоднее, чем изготавливать на высокоточных токарных и фрезерных станках миниатюрные элементы, вручную собирать из них достаточ21

ПРАКТИКА

Релейная защита

но сложную механическую конструкцию, вручную тестировать и настраивать. Ввиду большой разницы в себестоимости производства между ЭМРЗ и МУРЗ потребитель тоже оказывается в выигрыше, поскольку стоимость МУРЗ, производимых мировыми лидерами релестроения, сегодня уже намного меньше стоимости аналогичного по характеристикам ЭМРЗ. Утверждение, что ЭМРЗ сегодня значительно дешевле МУРЗ – не корректно и не подтверждается анализом цен на мировом рынке. Так, например, если электромеханическое реле трехступенчатой дистанционной защиты линий типа LZ31 (производства ABB) по нынешним ценам стоило бы порядка 30-35 тысяч долларов США, то его микропроцессорный аналог с улучшенными характеристиками – реле типа D30 (General Electric) стоит сегодня всего лишь 7500 долларов США, а китайский аналог типа GTL-823 (Guatong Electric) и того меньше – 5 тыс. долларов. Что касается цен на рынке стран постсоветского пространства, то они сильно искажены и не соответствуют соотношению цен, существующему на мировом рынке. Например, если сравнить цены на близкие по конструкции и характеристикам электромеханические реле тока с зависимой характеристикой: российские РТ-80 и американские IAC (рис. 2), то окажется, что реле российского производства (около 60 долларов США) стоят почти в 15 раз дешевле американского IAC. Такую разницу в ценах можно было бы объяснить использованием в России более дешевого оборудования, более дешевых материалов, а главное – более дешевой рабочей силы. Но тогда следовало бы ожидать, что и соотношение стоимостей МУРЗ российского и западного производства будет пусть не точно такой же, но хотя бы близкой. Что же мы видим на практике? Возьмем в качестве примера реле дистанционной защиты линий: уже упомянутое реле D30 (General Electric) и аналогичное по параметрам реле Сириус-3ЛВ-03 (НПП «РАДИУС-Автоматика») (рис. 3). Оказывается, что их стоимости примерно равны (7000 – 7500 долларов США). Чем это можно объяснить, с учетом вышесказанного? Даже если принять во внимание, что в российских МУРЗ применяется много 22

02 /Июнь 2014

Рис. 2. Внешний вид и устройство аналогичных по параметрам и конструкции электромеханических реле тока с зависимой выдержкой времени: слева – РТ-80 производства Чебоксарского завода ЧЭАЗ, справа – IAC производства General Electric

электронных компонентов западного производства, все равно будет трудно объяснить объективными причинами такое странное соотношение цен. Скорее всего, здесь имеет место явное завышение цен российскими производителями МУРЗ с целью получения сверхприбыли. Если ориентироваться на существующее в России искаженное ценообразование то, скорее всего, с практическим применением предложенного устройства защиты могут возникнуть существенные трудности. С другой стороны, мощнейшая рекламная кампания, организованная производителями, разработчиками МУРЗ, университетами и исследовательскими организациями, заинтересованными в финансировании новых проектов, сделали свое дело. Сегодня поднять вопрос о возврате к ЭМРЗ означает стать изгоем в сообществе специалистов и прослыть ретроградом, пытающимся остановить технический прогресс. Никто из специалистов или чиновников, от которых зависит принятие решения, не возьмет на себя такую ответственность. А если и возьмет, то с уверенностью можно утверждать, что в этом случае на него обрушится бурный поток обвинений в ретроградстве и некомпетентности. Кроме того, объективности ради нужно отметить, что МУРЗ действительно обладают некоторыми характеристиками и функциональными возможностями, недоступными для ЭМРЗ. С учетом всех этих факторов можно констатировать, что вопрос о возврате к ЭМРЗ на повестке дня не стоит, даже если

Рис. 3. Микропроцессорное реле дистанционной защиты линий D30 (производства GE, США) и Сириус-3-ЛВ-03 (производства НПП «РАДИУСАвтоматика, Россия), имеющие схожие характеристики и стоимость

при существующем в России соотношении цен он оправдан с экономической точки зрения. Вопрос 5. Допустим, что возврат к ЭМРЗ сегодня уже действительно невозможен. Но тогда почему бы не использовать МУРЗ в комплекте с этими ЭМРЗ вместо того, чтобы изобретать какие-то новые устройства на герконах? На самом деле совместное применение МУРЗ и ЭМРЗ уже давно используется на практике (рис. 4). Правда, не в последовательном соединении, как предложено нами, а в параллельном, то есть для дублирования друг друга с целью повышения надежности. Как показано нами ранее [5], такой метод использования МУРЗ и ЭМРЗ (то есть их параллельное соединение) неверен по своей сути. При использовании такого параллельного включения ЭМРЗ действительно должны полностью повторять функции МУРЗ и иметь такие же уставки. В любом случае совместного использования многофункционального МУРЗ и ЭМРЗ по-

ПРАКТИКА

Релейная защита

требуется целый набор совсем не дешевых ЭМРЗ, что делает такой проект весьма сомнительным из-за его высокой стоимости и необходимости в больших площадях для монтажа большого количества различных ЭМРЗ. Предложенное устройство защиты на базе герконовых реле должно быть намного проще, меньше и дешевле комплекта ЭМРЗ, необходимого для защиты одного МУРЗ. Только в этом случае оно может иметь перспективы применения. Вопрос 6. Предложенное устройство защиты, чтобы быть универсальным и полноценно работать, по своим функциональным возможностям должно быть таким же, как набор ЭМРЗ. Значит, стоимость его должна быть примерно такая же. Почему оно будет дешевле? Давайте рассмотрим, как работает ЭМРЗ. Возьмем, например, электромеханическое токовое реле с зависимой выдержкой времени, в котором при достижении некоторого порогового уровня тока алюминиевый диск начинает медленно поворачиваться, а подвижный контакт, связанный с этим диском, приближаться к неподвижному. Через некоторое время, обусловленное скоростью вращения диска (которая определяется величиной тока, протекающего через катушку реле), контакт замкнет (через промежуточное реле) цепь отключающей катушки выключателя. Для пускового органа предлагаемого

Рис. 5. Реле дистанционной защиты линий LZ31

Рис. 4. Фрагмент панели дистанционной защиты ответственных линий 160 кВ, содержащей электромеханические реле типа LZ31 (вверху), включенные на параллельную работу с микропроцессорными защитами типа MiCOM P437 (внизу)

устройства защиты МУРЗ никакой выдержки времени, зависящей от тока, не требуется. Этот пусковой орган должен лишь сработать при определенной величине тока, несколько меньшей тока трогания упомянутого диска. И все. Больше никаких других функций от него не требуется, поскольку все остальные функции будет осуществлять активированный МУРЗ. То есть в данном случае вместо сложного и дорогого реле с зависимой выдержкой времени используется простейшее реле, содержащее катушку и геркон. В качестве другого примера рассмотрим несколько типов реле дистанционной защиты линий. Электромеханический вариант этого реле, например, типа LZ 31 (рис. 5), содержит много сложных взаимо-

связанных между собой электромеханических узлов, обеспечивающих три-четыре ступени измерения сопротивления линии до места короткого замыкания, соответствующие этим ступеням выдержки времени, особой формы характеристику и т.д. Как уже отмечалось выше, стоимость такого реле составляет 30-35 тыс. долларов. Вместе с тем, пуск всего этого комплекса осуществляется простейшим пусковым органом, осуществляющим контроль баланса между током и напряжением линии (рис. 6). Срабатывание этого органа осуществляется при нарушении баланса между током и напряжением. В довольно сложных и крупных реле дистанционной защиты типов RYZKB, RYZOE, RYZFB, производимых компанией ASEA в 70-х годах (рис. 6), реализуются несколько защитных функций. Однако все эти реле имеют в своем составе очень простой пусковой орган, схема которого показана на рис. 7. Эти пусковые органы являлись интегральной частью сложных конструкций и отдельно не выпускались. Исключение со-

Рис. 6. Принцип действия и конструкция

Рис. 7. Электромеханические реле дистанционной защиты различного типа фирмы ASEA и схема их

пускового органа реле дистанционной защиты

пускового органа (производство 70-х годов)

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Релейная защита

ставляют некоторые типы реле, выпускавшиеся ЧЭАЗ, например, реле типа КРС-112 (рис. 8), содержащее специальные дроссели и четырехполюсный индукционный механизм с вращающимся ротором. Это реле является, по существу, отдельным пусковым органом дистанционных защит. Однако и оно слишком сложно, дорого и имеет большие габариты. Да и вообще, применение давно уже морально устаревшей конструкции в сочетании с самыми современными технологиями МУРЗ вряд ли можно назвать удачной идеей. Это очень простое устройство, содержащее Т-образный сердечник с качающимся коромыслом (верхняя часть буквы Т) и две катушки: тока и напряжения, воздействующих на концы коромысла. Положение этого коромысла, с прикрепленным к нему контактом, зависит от баланса магнитных полей, создаваемых катушками тока и напряжения. Этот узел является внутренней частью конструкции реле HZM и отдельно никогда не выпускался. В этом отношении гораздо более привлекательным мог бы быть пусковой орган дистанционной защиты типа HZM (Westinghouse) (рис. 9). Герконовое реле, построенное по такому же принципу баланса между током и напряжением (рис. 10), получается намного проще и надежнее [9]. Это реле реагирует на разность магнитных полей, образованных катушками тока и напряжения, и его порог срабатывания может регулироваться в широких пределах поворотом капсулы с герконом. Такой пусковой орган может быть с успехом использован в ПОУЗ.

Таким образом, предлагаемое устройство с небольшим количеством простейших (на базе герконов) пусковых органов тока, напряжения, разности между ними оказывается несравненно проще и дешевле, чем полнофункциональный комплект ЭМРЗ. Кроме того, пусковые органы на герконах не требуют обслуживания в процессе эксплуатации, привносят значительно меньшую задержку в общее время срабатывания РЗ, имеют высокий уровень изоляции входа от выхода, недостижимый для старых ЭМРЗ. Вопрос 7. В некоторых случаях команды на отключение выключателей поступают напрямую от реле защит (например, таких как газовая защита трансформатора) и одновременно дублируются сигналами на дискретные входы МУРЗ, запуская таким образом регистратор аварийных событий. Как в таком случае будет работать предлагаемое устройство, блокирующее дискретные входы МУРЗ? В этой ситуации все решается достаточно просто: необходимо лишь завести сигнал с контактов запускающего реле (в данном случае это газовое реле) еще и на один из входов ПОУЗ. При этом МУРЗ будет деблокировано, и регистратор аварийных событий запустится и запишет информацию о срабатывании газового реле. Вопрос 8. Известно требование о недопустимости введения в цепь отключающей катушки выключателя каких-то

дополнительных блокирующих элементов, а в предложенном устройстве эта цепь разрывается контактом дополнительного реле. Разве такое допустимо? На самом деле нормально разомкнутый контакт дополнительного реле включен не в цепь отключающей катушки выключателя, а в цепь, соединяющую контакт выходного реле МУРЗ с отключающей катушкой выключателя. То есть этот дополнительный контакт блокирует не цепь отключающей катушки выключателя, а всего лишь выходную цепь МУРЗ. Цепь отключающей катушки выключателя остается свободной для подключения любых внешних контактов или ключей с ручным управлением. Вопрос 9. Как быть со сложными защитами, например, с защитами, обеспечивающими отстройку от бросков тока намагничивания трансформатора и содержащих фильтры 2 и 5 гармоник? Предлагаемое устройство тоже должно содержать такие фильтры? Или другой пример: дифференциальная защита. Как обеспечить работу устройства при наличии аварийного режима только в защищаемой зоне? Нет, для работы ПОУЗ не нужны такие фильтры и не нужна отстройка от

Рис. 9. Электромагнитный пусковой орган балансового типа, Рис. 8. Реле КРС-112 с индукционным механизмом

02 /Июнь 2014

используемый в реле дистанционной защиты типа HZM (Westinghouse)

ПРАКТИКА

Релейная защита

броска тока намагничивания. Срабатывание ПОУЗ от броска тока намагничивания трансформатора лишь деблокирует МУРЗ на время около 10 секунд, и не более того. Блокировка МУРЗ от излишних срабатываний обеспечивается его собственным алгоритмом. По истечении этих 10 секунд ПОУЗ возвращается в исходное состояние и опять блокирует МУРЗ. То же самое относится и к дифференциальной защите. Устройству ПОУЗ не важно, где находится повреждение: в защищаемой зоне или вне ее. Для него важно лишь наличие тока КЗ, а зону повреждения будет определять МУРЗ после того, как ПОУЗ деблокирует его. Время срабатывания ПОУЗ составляет около 6 мс, что при собственном времени срабатывания МУРЗ 30-40 мс практически не влияет на общее время действия релейной защиты. Вопрос 10. При последовательном включении ЭМРЗ и МУРЗ возможности релейной защиты фактически будут ограничены возможностями ЭМРЗ как элемента, обладающего более скромными возможностями и худшими характеристиками. Хорошо ли это? Нет, это не так. Предложенное устройство никоим образом не определяет ни свойства, ни характеристики релейной защиты. Оно лишь включает МУРЗ в работу в момент, когда хотя бы один параметр из всей совокупности контролируемых параметров приблизится к уставке МУРЗ. Дальнейшее поведение реле защиты и его реакция на аварийный ре-

жим будут определяться полностью свойствами и характеристиками этого реле. На практике, очевидно, найдутся более сложные режимы работы МУРЗ, не рассмотренные в статье, для которых нужно будет разработать особый пусковой орган. Такая ситуация не исключена. Однако, даже если и потребуется создание такого специального пускового органа, то на основе комбинации герконов и магнитных цепей возможно создание таких органов значительно более простых, дешевых и быстродействующих, чем традиционные электромеханические реле защиты. Например, устройство, изображенное на рис. 10, может быть вполне использовано для контроля угла между током и напряжением или в качестве измерительного органа мощности. Дополнительные возможности открываются при использовании комбинации магнитных и высоковольтных полупроводниковых элементов с герконами. Например, на рис. 11,а показано простейшее устройство, реагирующее на разность токов, а на рис. 11,в – с загрублением чувствительности к разностному току по величине прямого тока. Таким образом, из проведенного анализа хорошо видно, что практическая реализация предложенного метода защиты МУРЗ с технической и экономической точки зрения вполне осуществима. Такая реализация, безусловно, должна осуществляться предприятиями-производителями МУРЗ, которые могут предлагать

потребителям квазиэлектронный ПОУЗ как дополнительную опцию для повышения безопасности и надежности работы релейной защиты ответственных объектов. Автор выражает искреннюю благодарность гл. спец. ОЭС ЗАО «Самарский Электропроект» Тюрину Дмитрию Юрьевичу за участие в дискуссии по данной теме и ценные замечания, учтенные при написании статьи, а также другим специалистам, принявшим участие в обсуждении предложенного метода. Литература 1. Гуревич В.И. Кибероружие против энергетики. – PRO Электричество, 2011, №1, с. 26-29. 2. Гуревич В.И. Проблема электромагнитных воздействий на микропроцессорные устройства релейной защиты. Ч. 1. – Компоненты и технологии, 2010, № 2, с. 60-64. 3. Гуревич В.И. Интеллектуальные сети: новые перспективы или новые проблемы? – «Электротехнический рынок», 2010, № 6 (ч. 1); 2011, № 1 (ч. 2). 4. Гуревич В.И. О некоторых путях решения проблемы электромагнитной совместимости релейной защиты в электроэнергетике. – Промышленная энергетика, 1996, № 3, с. 25 -27. 5. Гуревич В.И. Электромеханические и микропроцессорные реле защиты. Возможен ли симбиоз? – Релейная защита и автоматизация, 2013, № 2, с. 75-77. 6. Гуревич В.И. Снижение уязвимости микропроцессорных устройств релейной защиты к преднамеренным дистанционным деструктивным воздействиям. – Релейная защита и автоматизация, 2013, № 4, с. 48-50. 7. Gurevich V. Electronic Devices on Discrete Components for Industrial and Power Engineering. – CRC Press, Boca Raton – New York – London, 2008, 420 p. 8. Гуревич В.И. Устройство защиты релейной защиты. – Control Engineering Россия, 2013, № 3, с. 25-29. 9. Гуревич В.И. Герконовые реле с регулируемым порогом срабатывания. – Компоненты и технологии, 2013, № 11, с. 30-33.

Рис. 10. Простейший пусковой орган дистанционной защиты с регулируемым порогом срабатывания. 1 – геркон; 2 и 3 – катушки с обмотками управления; 4 и 5 – плоские ферромагнитные сердечники П-образной формы; 6 – магнитный шунт

Рис. 11. Варианты квазиэлектронных пусковых органов дифференциальной защиты

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Релейная защита

Автор: Зайцев Б.С.,

Требования к современному проверочному оборудованию.

ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары, Россия.

Источники напряжения. Дискретные входы и выходы Аннотация: специалисты НПП «Динамика» продолжают цикл публикаций, посвященных требованиям к современному проверочному оборудованию. В данной статье рассматриваются парамет ры источников напряжения, имитирующих для проверяемого устройства РЗА сигналы первичных измерительных трансформаторов напряжения, а также характеристики дискретных входов и выходов, анализирующие реакции проверяемой защиты и имитирующие работу различных сигналов (ускорение, РПО, РПВ, блокировка и т.п.).

Ключевые слова: РЕТОМ, РЗиА, напряжение, диапазон, частота, дискретный вход, выход. Основной областью применения проверочного оборудования являются линии высокого напряжения, где фазное вторичное напряжение составляет 57,73 В. Проверочные устройства позволяют симулировать различные схемы и моделировать аварийные режимы, в которых максимальное значение выходного напряжения может достигать 120 В. Данный факт был учтен специалистами НПП «Динамика» при создании испытательного комплекса РЕТОМ-61. В устройстве имеются три источника напряжения с объединенной общей точкой и один независимый, гальванически развязанный источник. С их помощью создается трехфазная система напряжений с гальванически изолированным каналом 3U0 с выходным уровнем до 135 В на фазу. При этом минимальное фазное напряжение находится на уровне 10 мВ. Меньшее значение напряжения обычно не используется, поскольку при авариях оно сильно «зашумлено». Четвертый канал применяется для создания схемы разомкнутого треугольника 3U0, например, при проверке реле мощности, шин генератора, 3U0 параллельной линии.

Как упоминалось в прошлой публикации, линейное напряжение создается двумя фазами и зависит от величины напряжения каждой фазы и угла между ними. Следовательно, погрешность формирования линейного напряжения складывается из погрешностей задания величин напряжения в фазах и угла. Для получения нулевого значения линейного напряжения необходимо выдать одинаковые по значению фазы (28,8 В) с нулевым углом между ними. В реальности получить нулевое значение линейного напряжения практически невозможно. На рис. 1,а показано влияние погрешностей при создании фазных напряжений (Uф1 и Uф2) на линейную величину (Uл). Заштрихованная область указывает возможные места расположения концов векторов обеих фаз, где ∆φ = ±0,3 о, а ∆U =±0,4% ∙ Uф. Некоторое значение линейного напряжения всегда присутствует, и оно может иметь практически любой угол (рисунок 1,б). Для оценки точности испытательного прибора достаточно измерить нулевое значение ли-

а)

Рис. 1. Влияние погрешностей фазных напряжений на величину линейного напряжения

02 /Июнь 2014

б)

ПРАКТИКА

Релейная защита

нейного напряжения в трехфазном режиме. Чем меньше значение линейного напряжения, тем выше точность. В особенности это важно при снятии характеристик реле сопротивления в области начала координат. В устройстве РЕТОМ-61 гарантируемое значение линейного напряжения не превышает 0,2 В, типовое – не более 0,03 В. При проверке энергооборудо

вания в сетях 0,4 кВ может потребоваться выдача фазного напряжения величиной более 230 В. В данных сетях применяются простые реле, и для их контроля обычно требуется один источник. Поскольку фазное напряжение одного канала устройства РЕТОМ-61 не превышает 135 В, то для получения более высокого уровня напряжения используются две или три

Рис. 2. Нагрузочная характеристика канала напряжения

Рис. 3. Имитация работы датчика скорости вращения гидрогенератора научно‑практическое издание

фазы, включенные последовательно, что позволяет получить максимальное выходное напряжение величиной 270 В или 405 В соответственно. Для получения большего значения выходного напряжения рекомендуется применять блок трехфазного преобразователя напряжения РЕТ-ТН, который позволяет масштабировать трехфазную систему напряжений на выходе устройства и получить напряжение более 600 В на фазу для работы в трехфазном режиме в сетях 0,66 кВ, а при последовательном включении трех источников – более 2 000 В. Мощность источников напряжения должна обеспечивать неискаженный сигнал при максимальном значении напряжения независимо от величины сопротивления нагрузки. Особенно это важно при проверке старых электромеханических защит, например, панелей типа ЭПЗ-1636. Максимальная мощность канала напряжения устройства РЕТОМ-61 составляет 80 ВА. На рисунке 2 показана характеристика зависимости выходной мощности канала от уровня выходного напряжения. Использование двух или трех каналов, включенных последовательно, увеличивает выдаваемую мощность в два или три раза соответственно. При тестировании различных типов устройств РЗА для достижения необходимой точности проверяемого параметра требуются разные величины минимального шага изменения частоты. Например, для проверки обычного реле частоты типа РСГ-11, уставка которого задается шагом 0,05 Гц, достаточно иметь шаг регулирования 0,01 Гц при точности ±0,01 Гц. Для определения срабатывания реле частоты, встроенных в современные терминалы, требуется шаг 0,001 Гц и соответствующая точность. Если говорить о проверке систем АЧР-ЧАПВ, то в этом случае необходимо иметь возможность задания скорости изменения частоты в достаточно широком диапазоне – от 0,01 до 50 Гц/с. При этом важно исключить скачки частоты между шагами, поскольку даже 27

ПРАКТИКА

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

02 /Июнь 2014

Релейная защита очень малые скачки могут повлиять на работу систем. Например, при изменении частоты сигнала на 0,001 Гц за время 1,0 мс в следующий период с другой частотой эквивалентно скачку в 1 Гц/с, длительность которого достаточна для срабатывания. Таким образом, при проверке систем АЧР необходимо обеспечить плавную характеристику изменения частоты с сохранением заданного значения df/dt в каждый момент времени, т.е. сигнал должен меняться в каждой выборке. В испытательном приборе РЕТОМ-61 изменение частоты реализовано двумя способами генерации сигнала. Первый способ позволяет изменять частоту при минимальном шаге в 0,001 Гц с гарантированной точностью ±0,0002 Гц, при этом типовая точность в несколько раз выше и составляет ±0,00001 Гц. В этом случае изменение частоты происходит не чаще, чем раз в период. Второй способ предполагает, что сигнал заранее рассчитывается программным путем и меняется каждую выборку, тем самым обеспечивая более плавное изменение частоты. На рисунке 3 представлен пример имитации работы датчика скорости вращения гидрогенератора, при этом показано одновременное линейное изменение напряжения и частоты. Проверочное устройство должно обеспечивать постоянный контроль параметров выходного сигнала: его величины, фазы и частоты в каждый момент времени. В противном случае определить правильность работы проверяемой системы будет невозможно. Программное управление всеми выборками сигнала дает возможность задавать любое изменение сигнала и при необходимости позволяет управлять ускорением частоты. Возможность проведения полноценных испытаний систем РЗиА в автоматическом режиме во многом зависит от наличия в проверочном оборудовании достаточного количества дискретных входов и выходов. В качестве примера рассмотрим защиты производства НПП «ЭКРА» серии ШЭ2607 как наиболее распространенные и решающие весь спектр задач РЗА в сетях напряжением 110-220 кВ. В зависимости от назначения терминала количество дискретных входов варьируется от 18 до 40, а выходов – от 21 до 29. Устройства других производителей выполняют те же функции и похожи по принципу работы. Следует отметить, что защиты, предназначенные для работы на меньшее напряжение, обычно имеют и мень-

шее количество каналов ввода-вывода. Учитывая, что один шкаф может содержать несколько терминалов, получается, что в диагностическом комплексе должно быть практически по 100 дискретных входов и выходов. Однако при тестировании нет необходимости одновременно использовать и анализировать такой большой объем сигналов. Для проведения одной проверки требуется гораздо меньшее количество при наличии возможности переключения дискретных сигналов терминала в ходе работы. Прибор РЕТОМ-61 имеет 16 входов и 8 выходов, что достаточно для проверки всех функций защит. При комплексном тестировании, когда нужно задействовать все входы и выходы, или при проверке систем, где необходимо контролировать большое количество дискретных сигналов, рекомендуется использовать дополнительный блок РЕТ-64/32, позволяющий увеличить общее количество дискретных входов до 80, а выходов – до 40. Проверочное устройство должно контро лировать состояние как «сухого» контакта, так и находящегося под напряжением до 300 В. Кроме того, при контроле «сухого» контакта дискретный вход должен создать бросок тока в 30-50 мА для пробоя окисной пленки контролируемого контакта, а также выдержать импульсы перенапряжения, возникающие при размыкании контакта, в особенности при проверке электромеханических устройств РЗА (более 5 кВ). Требования к выходному дискретному сигналу также достаточно противоречивы: необходимо обеспечить малое время коммутации (не более 2-3 мс) и широкий диапазон по току (от миллиампер до десятка ампер) при достаточно высоком напряжении (обычно =220 В). В связи с этим в приборе РЕТОМ-61 реализованы два типа выходов: электромеханические реле, позволяющие обеспечить надежную коммутацию достаточно большого тока при высоком напряжении, и твердотельные реле, предназначенные для быстрой работы с малыми токами. В заключение отметим, что всем предъявляемым требованиям, описанным в данной статье, полностью соответствует испытательный комплекс РЕТОМ-61, который был рассмотрен в качестве примера. В следующей публикации вашему вниманию будут представлены вопросы измерения и осциллографирования выдаваемых и внешних аналоговых сигналов, управления по сети Ethernet, а также поддержки стандарта МЭК 61850.

ПРАКТИКА

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА Авторы: к.т.н. Малый А.П., к.т.н. Шурупов А.А., к.т.н. Дони Н.А., Кочкин Н.А., Карсаков В.Г., ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

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

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

В помощь проектировщику

Выбор параметров локального микропроцессорного УРОВ УРОВ

Часть 2. Реле тока и выдержка времени

(Начало «Часть 1. Функциональная схема» – см. №1(14) март 2014) Реле тока УРОВ Реле тока УРОВ предназначено для определения отказавшего выключателя при КЗ в зоне – по наличию тока через него, и блокировки схемы УРОВ при отсутствии отказа выключателя – по отсутствию тока через это реле. При использовании микропроцессорного исполнения реле тока УРОВ можно забыть об одной проблеме с надёжностью, которая известна у электромеханического реле тока УРОВ. У последнего трудно обеспечить термическую устойчивость, а также надёжность размыкания контакта при отключении тока КЗ большой кратности*, в результате чего приходилось вместо одного реле тока УРОВ использовать два с последовательным соединением контактов (кстати, это – один из аргументов против обвинения микропроцессорных защит в пониженной надёжности по сравнению с электромеханическими защитами). Технические данные реле тока УРОВ приведены в табл. 1. Выбор тока срабатывания РТ УРОВ

использования однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) определяются несколькими требованиями (ниже, для удобства, в табличках приведены условия, в которых эти требования предъявляются). 1. Обеспечение чувствительности при КЗ в конце зоны резервирования вид привода

любой

учёт распределённой ёмкости линии с учётом и без использование ОАПВ

с использованием и без

расчётный вид КЗ

любой

Для обеспечения чувствительности при КЗ первичный ток срабатывания ICР реле тока УРОВ должен быть меньше минимального тока КЗ при междуфазных КЗ и КЗ на землю в конце зоны резервирования и ниже уставки последних ступеней резервных защит [3] (рис. 5). IКЗ IКЗ

IСР РТ УРОВ Расчётный вид КЗ и ток срабатывания реле тока УРОВ в зависимости от вида привода выключателя (трёхфазный или пофазный), длины линии (необходимости учёта распределённой ёмкости),

Рис. 5. Обеспечение чувствительности при КЗ в конце зоны резервирования

Табл. 1. Технические данные РТ УРОВ Параметр

Значение

Диапазон уставок Iср по току, *IНОМ

0,04-0,40

Коэффициент компенсации k ёмкостного тока линии, о.е. от длины линии

0-1

Коэффициент возврата по току, не менее

0,95

Основная погрешность уставки по току, %, не более

Дополнительная температурная погрешность уставки РТ УРОВ по току, %, не более

Время срабатывания РТ УРОВ при 2*Iср, с, не более

0,025

Время возврата РТ УРОВ от 25*Iср до 0, с, не более

0,03

* Проблема с электромеханическим реле тока УРОВ типа РТ40/р заключается в том, что из-за большой чувствительности этого реле при большой кратности тока КЗ подвижные контакты реле могут заскочить за неподвижные и остаться там (замыкая цепь действия через ДЗШ) после отключения КЗ.

02 /Июнь 2014

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику ICР ≤ IКЗ МИН/kЧ,

Дони Николай Анатольевич Окончил НПИ в 1969 году. В 1981 году во ВНИИЭ защитил кандидатскую диссертацию «Исследование и разработка высокочастотной

где IКЗ МИН – минимальный ток, протекающий в месте установки УРОВ, при междуфазных КЗ и КЗ на землю в зоне резервирования защит линии; kЧ – коэффициент чувствительности, равный 1,5 при КЗ в конце защищаемой линии и равный 1,2 при КЗ в зоне резервирования защит (в конце предыдущего участка линии). Обычно в сетях 110-220 кВ токи междуфазных КЗ больше, чем токи КЗ на землю, поэтому ток ICР должен быть меньше уставки реле тока последней ступени ТЗНП:

защиты линий сверхвысокого

ICР ≤ IУ IV СТ ТЗНП,

напряжения». Имеет более 120 научных публикаций в области релейной защиты, микропроцессорной техники и цифровой обработки сигналов электроэнергетических систем. Директор по науке – заведующий отделом перспективных разработок.

(1)

(2)

где IУ IV СТ ТЗНП – уставка реле тока IV (последней) ступени ТЗНП. В то же время ток срабатывания реле тока УРОВ не следует принимать слишком низким, иначе, в условиях отключения тока КЗ очень большой кратности, переходный процесс во вторичных цепях ТТ может привести к увеличению времени возврата УРОВ. 2. Отстройка от ёмкостного тока линии после срабатывания защиты, отказа выключателя и самопогасания дуги вид привода

любой

учёт распределённой ёмкости с учётом линии Кочкин Николай Андреевич В 1978 году окончил НПИ.

использование ОАПВ

с использованием и без

расчётный вид КЗ

любой

Заместитель заведующего отделом ООО НПП «ЭКРА».

Для отстройки от ёмкостного тока линии после срабатывания защиты, отказа выключателя и самопогасания дуги ток возврата РТ УРОВ должен быть больше ёмкостного тока линии [3] (рис. 6). IС IС IС

Карсаков

где kОТС = 1,5 – коэффициент отстройки; IС – ёмкостный ток линии, равный удельному ёмкостному току линии IС УД, умноженному на длину линии l. Для ВЛ 220 кВ, работающей на холостом ходу, IС УД можно принять равным 0,35 А/км, а для ВЛ 110 кВ – 0,2 А/км [3]; kВЗ – коэффициент возврата. Если рассчитанный ток срабатывания удовлетворяет неравенствам (1)–(3), то компенсация ёмкостного тока линии не требуется, и коэффициент компенсации ёмкостного тока линии k принимается равным 0. Если нет, то k принимается больше нуля. Измеряемый ток IИ, который сравнивается с уставкой ICР РТ УРОВ, в общем случае, рассчитывается по формуле: IИ = |IФ – k*IС| = |IФ – jk*b1*UФ*lЛ|, где IФ – ток фазы; k

k = (0 ÷ 1) – коэффициент компенсации ёмкостного тока линии. При отсутствии на линии компенсирующих реакторов k принимается равным единице, а при их наличии – отношению нескомпенсированной ёмкости линиии к полной ёмкости линии. На коротких линиях k принимается равным нулю, и тогда измеряемый ток просто равен фазному току в месте установки реле тока УРОВ; IС – ёмкостный ток линии; b1 – удельная ёмкостная проводимость линии (задаётся в бланке уставок как общий параметр линии в виде удельной проводимости прямой последовательности b1); UФ – первичное напряжение фазы в расчётном режиме; l Л – длина линии (задаётся в бланке уставок как общий параметр линии). На линии, отключённой на противоположном конце, ток неповреждённой фазы IНЕП.Ф. равен ёмкостному току линии IС. Учитывая коллинеарность составляющей от компенсации ёмкостного тока (КЕТ) в токе срабатывания IСР РТ УРОВ, ток возврата IВЗ и ток срабатывания IСР РТ УРОВ могут быть определены через действительные (не комплексные) величины по формулам:

Владимир Геннадьевич Окончил в 2005 г. Чуваш-

Рис. 6. Ёмкостный ток после срабатывания защиты, отказа

ский государственный

выключателя и самопогасания дуги – трёхфазный привод

IВЗ ≥ КОТС(IНЕП.Ф. – k*b1*UНЕП.Ф.*lЛ) = = КОТС (1 – k)*b1*UНЕП.Ф.*lЛ,

университет. В настоящее время работает заведующим сектором ООО НПП «ЭКРА».

Следовательно, ток срабатывания ICР должен быть больше: ICР ≥ kОТСIС /kВЗ, (3) научно‑практическое издание

а ток срабатывания IСР: IСР ≥ КОТС(1 − k)*b1*UНЕП.Ф.*lЛ /КВЗ,

(4) 31

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

где КОТС = 1,5 – коэффициент отстройки; k – коэффициент компенсации ёмкостного тока линии; UНЕП.Ф. – первичное напряжение неповреждённой фазы при отказе выключателя этой фазы в расчётном режиме; b1 – удельная ёмкостная проводимость линии; lЛ – длина линии. После отключения КЗ с противоположной стороны ёмкостный ток линии в неотключившейся неповреждённой фазе может быть скомпенсирован полностью, то есть при выборе коэффициента компенсации ёмкостного тока линии k равным 1, значение уставки IСР РТ УРОВ по данному критерию может быть выбрано достаточно малым (без учёта реакторов). 3. Запрет УРОВ при отказе выключателя противоположного конца линии вид привода

любой

учёт распределённой ёмкости линии

с учётом

использование ОАПВ

с использованием и без

расчётный вид КЗ

1- или 2-фазный

В случае отказа выключателя противоположного конца линии реле тока УРОВ с компенсацией ёмкостных токов может не вернуться при k, не равном нулю (рис. 7).

Uнеп.ф .

Рис. 7. Отказ выключателя противоположного конца линии

В результате при срабатывании автоматики ограничения повышения напряжения (АОПН) или диффзащиты линии УРОВ может быть запущен и подействует на ДЗШ. Для предотвращения этого предусматривается построение схемы комбинированного РТ УРОВ, состоящего из двух реле тока КА1 и КА2 (рис. 8). 32

02 /Июнь 2014

Э1 KA1 KA2

KA1 5

Р Т У Р ОВ ф азы А с компенсацией

KA2 5

Р Т У Р ОВ ф азы А

ёмкостного тока Э 1

XB4

Р Т У Р ОВ

В ыбор энергообъекта Э 1 0 - шины или АТ ,1 - линия

а)

б)

Рис. 8. Схема подключения (а) и схема РТ УРОВ (б)

В приведенной схеме реле тока КА1 выполнено с КЕТ, а реле тока КА2 – без (предложение Е.В. Лысенко) [8, 9]. Программной накладкой ХВ4 определяется алгоритм действия РТ УРОВ: при срабатывании только простого реле тока КА2 или при срабатывании одновременно реле тока КА1 и КА2. В последнем случае предотвращается излишнее действие УРОВ от ёмкостного тока линии, отключённой с одного конца, как при отказе своего выключателя (рис. 6), так и при отказе выключателя противоположного конца линии (рис. 7). При отказе своего выключателя не срабатывает реле тока КА1 (с КЕТ), а при отказе выключателя противоположного конца линии не срабатывает реле тока КА2 (без КЕТ). При использовании в УРОВ такого комбинированного реле тока отпадает необходимость отдельного УРОВ для автоматики ограничения повышения напряжения (АОПН), так как в этом случае АОПН ни при отказе выключателя противоположного конца линии (рис. 7), ни при отказе своего выключателя не сможет через такое УРОВ излишне подействовать на ДЗШ. При этом сигнал от ОАПН на пуск УРОВ может приниматься таким же образом, как и сигналы от всех остальных устройств релейной защиты. 4. Отстройка от «тока отсоса» в ТТ отключённой фазы

вид привода

пофазный

учёт распределённой ёмкости линии

с учётом и без

использование ОАПВ

с использованием

расчётный вид КЗ

1- или 2-фазный

На линиях с выключателями с пофазным приводом, оборудованных устройствами однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ), ток срабатывания РТ УРОВ должен быть, кроме того, отстроен от «тока отсоса», под которым подразумевается ток, протекающий через вторичную обмотку ТТ отключённой фазы под воздействием падения напряжения на сопротивлении Z0, включённом в нулевой провод «звезды» ТТ, от суммарного тока фаз, не отключаемых в цикле ОАПВ (рис. 9). IAотс

I BH

I CH Z0 3I0

Рис. 9. Образование «тока отсоса» в отключённой фазе в цикле ОАПВ

Вторичные токи неповреждённых, оставшихся в работе в цикле ОАПВ фаз практически полностью замыкаются каждый через сопротивление Z0

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

«звезды» ТТ. Эти токи, а значит, и ток 3*I0, протекающий в нулевом проводе «звезды» ТТ, в цикле ОАПВ не превышают номинального тока линии. Ток через имеющую большое сопротивление вторичную обмотку ТТ отключённой фазы IА ОТС («ток отсоса») тем больше, чем больше сопротивление Z0, и составляет лишь малую часть тока 3*I0 и, во всяком случае, не превышает тока намагничивания ТТ в неповреждённой фазе, то есть 0,01*IНОМ при номинальном первичном токе. Ток возврата реле тока УРОВ должен быть больше «тока отсоса», следовательно, ток срабатывания ICР реле тока УРОВ при этом: ICР ≥ КЗАП*0,01*IНОМ/К ВЗ,

6. Запрет УРОВ в цикле ОАПВ для предотвращения срабатывания РТ УРОВ от тока в неповреждённых фазах вид привода

пофазный

учёт распределённой ёмкости линии

с учётом и без

использование ОАПВ

с использованием

расчётный вид КЗ

1-фазный

В цикле ОАПВ по неповреждённым фазам может протекать достаточно большой ток нагрузки IН, от которого сработают оба реле тока УРОВ – КА1 и КА2 (рис. 11):

7. Проверка чувствительности РТ с КЕТ при КЗ в зоне вид привода

любой

учёт распределённой ёмкости линии

с учётом

использование ОАПВ

с использованием и без

расчётный вид КЗ

любой

Выбранный коэффициент компенсации k ёмкостного тока не должен ограничивать чувствительность реле тока УРОВ к токам КЗ любого вида в конце линии. П-образная схема замещения линии в этом режиме приведена на рис. 13:

(5)

где КЗАП = 5 – коэффициент запаса. 5. Отстройка от ёмкостного тока линии в неповреждённой фазе после отключения двухфазного КЗ и отказа выключателя в неповреждённой фазе вид привода

пофазный

учёт распределённой ёмкости линии

с учётом

использование ОАПВ

с использованием и без

расчётный вид КЗ

2-фазный

Для отстройки от ёмкостного тока линии после отключения двухфазного КЗ и отказа выключателя в неповреждённой фазе ток возврата РТ УРОВ должен быть больше ёмкостного тока линии [3] (рис. 10).

IН IН

IФ

I КЗ МИН

IС /2

Рис. 11. Токи в неповреждённых фазах в цикле ОАПВ Рис. 13. Проверка чувствительности реле тока

Для предотвращения в этом режиме срабатывания УРОВ и действия его на ДЗШ предусмотрен запрет пуска УРОВ в цикле ОАПВ – (рис. 12): Реле фиксации цикла ОАПВ (ФЦО) на заданное время DT5 продлевает блокировку пуска защиты от непереключения фаз выключателя (ЗНФ), запрещая появление сигнала «ЗНФР» (ЗНФ с контролем от реле тока IV ступени ТНЗНП) на входе функциональной схемы УРОВ.

Ф ЦО

IНЕ П. Ф.

Пус к З НФ

U НЕ П. Ф.

DT5 Рис. 10. Ёмкостный ток в неповреждённой фазе

DT6

при отказе выключателя этой фазы

Ток срабатывания IСР реле тока УРОВ рассчитывается в этом случае по формуле (4).

U ОС Т

DT7

DT5

DT6

УРОВ с КЕТ при КЗ в конце линии

Коэффициент чувствительности КЧ реле тока УРОВ к КЗ в конце линии должен быть не менее 1,5: КЧ = |(IФ КЗ МИН – kIС)|/ICР ≥ 1,5, где IФ КЗ МИН – фазный ток в месте установки защиты при минимальном токе однофазного КЗ в конце отключённой линии; k – коэффициент компенсации ёмкост-

& 1

З НФ

DT7

В ремя продления блокировки З НФ в цикле ОАПВ (0,01...0,2) с З адержка на срабатывание З НФ (0,01...0,2) с З адержка на срабатывание деблокировки З НФ при невозврате ФЦО; (0,10...5,00) с

Рис. 12. Запрет пуска УРОВ в цикле ОАПВ

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

ного тока линии; IС – ёмкостный ток линии на холостом ходу. Диаграммы напряжения и токов для этого режима представлены на рис. 14. Как видно из диаграммы, если при КЗ в конце линии обеспечивается чувствительность реле тока без КЕТ (модуль тока IФ КЗ МИН больше IСР*КЧ), то благодаря перекомпенсации (компенсируется полный ёмкостный ток вместо его половины) чувствительность реле тока с КЕТ обеспечивается автоматически. Выбор выдержки времени УРОВ

IФ КЗ МИН

IС /2

IКЗ МИН

IС

-kIС

IФ = IФ КЗ МИН -kIС

IС Р Рис. 14. Проверка

IС Р *К Ч

чувствительности реле тока УРОВ с КЕТ при КЗ в конце линии

DT1 tСР УРОВ Выдержка времени УРОВ должна выбираться по возможности минимальной, чтобы уменьшить последствия КЗ с отказом выключателя. В то же время для обеспечения селективности выдержка времени действия УРОВ через ДЗШ должна быть больше минимально допустимой выдержки времени TСР УРОВ МИН действия УРОВ «на себя», максимального времени отключения своего выключателя, времени возврата реле тока УРОВ и время запаса: TСР УРОВ ≥ TСР УРОВ МИН = tНС + tОВ + tВЗ РТ + ∆tЗАП = (0,13 ÷ 0,18)с, где TСР УРОВ – большая выдержка времени УРОВ, то есть выдержка времени действия УРОВ на ДЗШ; tНС = 0,02 с – меньшая выдержка времени УРОВ, то есть выдержка времени действия УРОВ «на себя», на свой ЭМО; tОВ = (0,03 ÷ 0,08) с – максимальное время отключения выключателя, которое определяется типом выключателя; tВЗ РТ = 0,03 с – время возврата реле контроля протекания тока (РТ УРОВ); ∆tЗАП = 0,05 с – время запаса. При использовании режима УРОВ «С дублированным пуском» минимально допустимое время задержки УРОВ может быть уменьшено за счёт исключения отстройки от времени действия «на себя» и исключения времени возврата реле KQC, которое при возврате пускает 34

02 /Июнь 2014

УРОВ, а начинает возвращаться одновременно с подачей сигнала на ЭМО [7]: TСР УРОВ ≥ TСР УРОВ МИН = tОВ + tВЗРТ – – tВЗ KQC + ∆tЗАП, где tВЗ KQC = 0,01 с – время возврата реле KQC, то есть минимальное время срабатывания выходного реле терминала, при срабатывании шунтирующего оптрон KQC. Для того чтобы исключить нарушение динамической устойчивости работы энергосистемы после близкого трёхфазного КЗ (если такое нарушение возможно при КЗ на данной линии) выдержка времени TСР УРОВ должна быть меньше TСР УРОВ МАКС: TСР УРОВ < TСР УРОВ МАКС = tДУ – tСР.З. – tОВ, где tДУ – максимально допустимое по условиям динамической устойчивости расчётное время повторного отключения близкого трёхфазного КЗ при отказе выключателя и действии УРОВ; t СР.З  = 0,04 с – время срабатывания защиты; t ОВ   =  0,08 с – время отключения выключателя. Заключение Рекомендации по выбору параметров УРОВ, приведенные в статье

для частного случая, применительно к УРОВ линии, могут, однако, быть использованы и для УРОВ присоединений другого вида, например, УРОВ трансформатора (автотрансформатора) или УРОВ секционного выключателя – с поправками на свойства коммутируемого данным выключателем объекта. Использование комбинированного РТ УРОВ в шкафах с автоматикой управления выключателем позволяет не предусматривать отдельного УРОВ в шкафах АОПН. Выбор режима «С дублирующим пуском» позволяет уменьшить время срабатывания УРОВ. В статье не рассмотрены вопросы взаимодействия локальных УРОВ и локальных УРОВ с централизованным – вопросы, которые становятся актуальными в связи со всё большим распространением локальных УРОВ и требуют отдельного рассмотрения. Литература 7. Беркович М.А. Основы техники релейной защиты / М.А. Беркович, В.В. Молчанов, В.А. Семёнов. – М.: Энергия, 1984. – 376 с. 8. Лысенко Е.В., Красева В.Н., Кузнецова Л.Д., Сильченко В.В., Климов А.А. Устройство резервирования ПДЭ 2005 при отказе выключателей // Электрические станции. – 1986. – №2. – С. 53-60. 9. Шамис М.А., Кочкин Н.А., Лысенко Е.В. Шкаф типа ШЭ2001 устройства резервирования при отказе выключателей энергообъектов сверхвысокого напряжения // Электротехника. – 1990. – №2. – С. 29-34.

М ой п а п а ра збирается в си гн а л а х

Папа

Мой папа говорит, обмен данными в сети – это как разговор между людьми. Вся информация должна приходить своевременно, надежно и должна быть понятна. В работе с системами защиты и автоматики мой папа доверяет DANEO 400. Это гибридное устройство записи и анализа обоих типов данных: традиционных сигналов (таких как токи и напряжения) и трафика данных МЭК 61850. Папа использует ПО DANEO Control PC для анализа большого количества оборудования с синхронизацией по времени, и поэтому видит актуальную картину всех процессов в сети. Веб-интерфейс позволяет ему работать в любом удобном месте. И когда вечером мой папа дома, его DANEO 400 продолжает работать самостоятельно.

Научно-производственное предприятие «ЭКРА» 428003, Чебоксары, Чувашская Республика, Россия Телефон: +7 8352 220110, Факс: +7 8352 220130, доб. 1085 www.ekra.ru | www.omicron.at

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

Авторы: Боталов Е.В., Чулков А.А.,

О проектной документации системы РЗА цифровой ПС

ЗАО «Альстом Грид», г. Москва, Россия.

Аннотация: в статье приведено краткое описание рекомендаций к составу и содержанию проектной документации системы РЗА цифровой ПС.

Ключевые слова: цифровая подстанция, релейная защита, проектная документация, стандарт МЭК 61850. Создание любого объекта в электроэнергетике начинается с выполнения проекта. И цифровые подстанции в этом плане не исключение. Однако, в связи с тем, что обмен данными между компонентами системы РЗА мигрирует в цифровую среду, общепринятые классические способы представления проектных решений на бумаге теряют свою актуальность. Смысл некоторых документов полностью теряется, а для новых нет даже шаблона представления. Специалисты в сфере цифровых технологий могут сказать, что конфигурационный файл SCD (Substation Configuration Description) стандарта МЭК 61850 призван решать не только задачу программной реализации обмена данными, но и проблему хранения и анализа части проектного решения. Но SCD весьма сложен и неудобен особенно начинающим «цифровикам». К тому же все проектные решения должны иметь возможность отражения в виде проектной документации. Опираясь на многолетний опыт по выполнению проектов и наладки систем РЗА и АСУ ТП, а также на результаты тестирования и анализа работы цифрового оборудования, созданы ре комендации к составу и содержанию проектной документации системы РЗА цифровой подстанции [1], которые могут быть использованы в качестве образца при создании проекта системы РЗА цифровой подстанции. Поставлена задача по возможности сохранить и оптимизировать классические документы и создать новые взамен тем, которые теряют свою актуальность. Таким образом, рекомендуемый состав проектной документации выглядит следующим образом: 1. Пояснительная записка. Классический документ, содержащий состав защит и автоматики, описание набора и алгоритмов работы используемых функций, особенности исполнения и реализации защит, требования, предъявляемые к устройствам и функциям РЗА, необходимые расчеты и т.п. 2. Схема размещения защит. Классический документ, выполняемый в соответствии с существующими нормами. 36

02 /Июнь 2014

3. Схема распределения по ТТ и ТН устройств ИТС. Одной из особенностей цифровой подстанции является наличие преобразующего звена – аналоговых модулей сопряжения AMU (Analog Merging Unit) и общей шины данных, которая принимает информацию от всех модулей AMU. В то же время устройства РЗА, подключенные к данной шине, имеют доступ ко всему объему информации измерений. Для отображения концепции передачи информации об измерениях (адресации цифровых потоков измерений) необходимо на классическом документе вместо вторичных цепей отображать адресацию цифровых потоков измерений. Фрагмент схемы изображен на рис. 1. Изображения модулей AMU должны содержать: • Наименование модулей сопряжения AMU. Модули AMU являются устройствами МЭК 61850, поэтому длина их сетевого имени (IED Name) не должна превышать восьми символов. Наименование не должно содержать символов кириллицы. Рекомендуется использовать следующий состав сетевого имени модулей AMU: AMUС135, где AMU – обозначение типа устройства, С – класс напряжения, 135 – последние цифры адреса IPv4. • Наименование цифрового потока измерений каждого модуля AMU. Наименование не должно содержать символов кириллицы. Длина должна находиться в интервале от 10 до 34 символов. Рекомендуется использовать следующий состав имени потоков: CARMEN_W1C_QX1C_TA8_P, где CARMEN – обозначение класса напряжения, W1C – обозначение присоединения, QX1C – обозначение выключателя, TA8 – обозначение измерительного трансформатора, P – обозначение класса точности. Д ля классов напряжения рекомендуется использовать следующие обозначения: 500 кВ – CARMEN;

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

Рис. 1. Фрагмент схемы распределения по ТТ и ТН устройств ИТС

330 кВ – DIANA; 220 кВ – ELIZABETH; 110 кВ – GLORIA; 35 кВ – HELEN; 10 кВ – KELLY. • Полярность выходного потока измерений. Данный параметр указывает направленность измеряемых величин в посылаемом потоке данных и может иметь два значения: П – Прямая (значения аналоговых величин будут посылаться с прямой полярностью), О – Обратная (значения аналоговых величин будут посылаться с обратной полярностью). Изображение устройств РЗА на схеме должно содержать: • Функциональную принадлежность. • Сетевое имя устройства, которое

должно иметь следующий состав: P645С187, где Р645 – тип устройства, С – класс напряжения, 187 – последние цифры IP-адреса. • Полярность входного потока измерений. • Виртуальный аналоговый вход устройства (Logical Node). Каждое цифровое устройство РЗА MiCOM Px4x имеет несколько виртуальных аналоговых входов. Название виртуального аналогового входа состоит из аббревиатуры LN и порядкового номера. Например, LN1, LN2, LN3 и т.д. При необходимости перевода цепей напряжения нужно устанавливать отдельный модуль AMU на каждый шинный ТН. Во всех цифровых устройствах РЗА, использующих значения на-

научно‑практическое издание

пряжений данных ТН, создавать адресацию потоков данных из модулей AMU ТН обеих шин. Перевод цепей напряжения в этом случае будет реализован с помощью программного переключения цифровых потоков измерений. Для нецифровых устройств РЗА и устройств других систем необходимо использовать классическую схему перевода цепей напряжения. Соблюдение указанных требований позволит использовать данный документ непосредственно для параметрирования цифровых устройств. 4. Схема организации цепей напряжения. Классический документ, выполняемый в соответствии с существующими нормами. Применяется для устройств, использующих аналоговые цепи измерения. 37

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

5. Принципиальные схемы устройств. В силу отсутствия основной части проводных соединений в шкафах с цифровыми устройствами принципиальные схемы в составе проекта цифровой подстанции будет отличать значительная простота выполнения и меньшие размеры. Поэтому при создании принципиальных схем рекомендуется: • На одном листе документа размещать принципиальные схемы всех устройств, находящихся в одном шкафу. • Д ля каждого цифрового устройства нужно отображать его функциональное назначение и сетевое имя (IED Name). • Организация общешкафной сигнализации должна заключаться в использовании одной лампы сигнализации «Вызов в шкаф», к которой должны подключаться выходные реле срабатывания и неисправности всех устройств РЗА данного шкафа. • Выходные контакты готовности устройств РЗА необходимо подключать на дискретные оптические входы соседних устройств. Также на принципиальных схемах рекомендуется отображать адресацию цифровых потоков измерений токов и напряжений: • наименование модуля сопряжения AMU; • наименование цифрового потока измерений; • виртуальный аналоговый вход; • полярность цифрового потока измерений. 6. Задание заводу на изготовление шкафов РЗА. Классический документ, выполняемый в соответствии с существующими нормами. 7. Ряды зажимов. Классический документ, используемый для описания подключений внутренней проводки шкафа и внешних кабельных связей к клеммным зажимам. Выполняется в соответствии с существующими нормами. В составе цифровой подстанции будет иметь значительно меньшие размеры в связи с использованием цифрового способа передачи сигналов. 38

02 /Июнь 2014

8. Кабельный журнал. Для медных сигнальных кабелей данный документ будет иметь малый объем. Кабельный журнал для цифровых связей имеет некоторые особенности в силу специфичности способа подключения цифровых кабелей. 9. Cтруктурная схема ЛВС. В локально-вычислительной сети для цифровой подстанции нет четких границ между включенными в нее системами, т.к. все оборудование объединено общими шинами обмена информацией. Поэтому данный документ имеет одинаково важное значение для систем РЗА, АСУ ТП и прочих подсистем. В первую очередь структурная схема должна разрабатываться согласно существующим нормам, но в то же время должна отражать и некоторые новые особенности. Таким образом, структурная схема ЛВС должна: • С одержать все цифровые связи и цифровое оборудование, включенное в ЛВС подстанции. • О тражать общую структуру ЛВС. Желательно, чтобы оборудование и связи на схеме были расположены таким образом, чтобы отображалось разделение оборудования на уровни (полевой, средний и верхний), образование цифровых шин данных, принцип резервирования каналов связи, группировку и принадлежность цифрового оборудования к конкретным шкафам и помещениям подстанции, группировку дискретных и аналоговых модулей сопряжения по присоединениям. • П оказывать подробную структуру физических подключений оборудования в ЛВС подстанции. Структурная схема АСУ ТП должна однозначно определять все цифровые связи. То есть каждому физическому цифровому кабелю ЛВС должна соответствовать линия связи на структурной схеме, точно определяющая его подключение к конкретному оборудованию. • О тображать информацию об используемых видах цифровых интерфейсов и протоколов передачи данных.

Изображения цифровых устройств должны содержать в себе сетевое имя и IP-адрес. Также здесь необходимо сказать о том, что опыт первых применений показал, что неуправляемое сетевое пространство может подвергаться перегрузке. В целях ограничения распространения тех или иных сигналов необходимо использовать маршрутизацию и фильтрацию. Среди прочих способов реализации указанных методов удобным является сетевой параметр VLAN (Virtual Local Area Network) – виртуальная локальная сеть, который позволяет внутри одной физической сети строить независимые виртуальные (логические) сети. Благодаря этому повышается общая эффективность работы сети, а также возрастает защищенность наиболее важных участков локальной сети. Данные в виртуальных сетях циркулируют независимо и не проникают из одной сети в другую. Устройства, находящиеся в разных VLAN, невидимы друг для друга на канальном уровне, даже если они подключены к одному коммутатору, и связь между этими устройствами возможна только на сетевом и более высоких уровнях. VLAN – механизм для создания логической топологии сети, не зависящей от её физической топологии. Условие прохождения цифрового сигнала в пределах одной логической сети и за ее пределы заключается в одинаковом значении параметра VLAN передаваемого GOOSE-сообщения и порта сетевого коммутатора, к которому подключен приемник сигнала. Причем фильтрация производится для исходящих сигналов портов. Порты сетевых коммутаторов могут иметь несколько значений VLAN для пропускания GOOSE-сообщений. Таким образом, по значению VLAN можно объединять цифровые устройства в группы (например, по территориальному признаку), в пределах которых должен происходить обмен определенными сигналами. Данную группировку необходимо отображать на структурной схеме и указывать заданные значения VLAN

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

для всех групп. Причем одни группы устройств могут находиться в составе других, общих. В результате из структурной схемы будет наглядно видно, какие значения VLAN необходимо задавать для различных портов сетевых коммутаторов. Также, в соответствии с этими данными, рекомендуется составить таблицы значений VLAN для всех групп устройств (таблица деления представлена в табл. 1) и таблицы значений VLAN для всех портов коммутаторов (таблица маршрутизации представлена в табл. 2), показывающие их принадлежность к различным логическим сетям. По данным таблицам может производиться настройка сетевого оборудования. 10. Схема подключения внешних цифровых проводок. Данный документ должен разрабатываться согласно существующим нормам и требованиям ОАО ФСК ЕЭС.

Табл. 2. Маршрутизация

Табл. 1. Деление на VLAN

Сегмент

Признак VLAN/MMAC

РУ-220

РУ-110

Сеть GPBUS ПС

Сеть SAV ТН-1сш 110

Сеть SAV ТН-2сш 110

Порт коммутатора

Значение пропускаемого VLAN

11. Логика микропроцессорных устройств РЗА. Схема логики строится общепринятым методом, за исключением некоторых особенностей, возникающих в связи с применением цифрового способа передачи сигналов. Для каждого виртуального входа на схеме рекомендуется указывать сетевое имя устройства-источника, порядковый номер виртуального

Switch №7 Port 1

Port 2

Port 3

выхода источника, значение по умолчанию (при пропадании связи), а также пояснения с названием входного сигнала и номером листа документа со схемой логики источника. Для виртуальных выходов необходимо указывать аналогичную информацию о приемниках сигналов. Также необходимо помнить, что на один виртуальный вход можно назначить только один

Рис. 2. Рекомендуемый вид построения логики устройства РЗА

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

В помощь проектировщику

сигнал какого-либо устройства-источника. Поэтому для сбора аналогичных сигналов с нескольких устройств (например, пуск УРОВ) нужно использовать отдельный виртуальный вход для каждого такого сигнала. Выходной сигнал, используемый в нескольких устройствах-приемниках, можно отправить во все эти устройства с помощью одного виртуального выхода. В случае выполнения указанных рекомендаций схемы логики устройств РЗА будут являться, в том числе, заменой классических принципиальных схем для цифровых сигналов. Рекомендуемый вид схемы логики устройства РЗА представлен на рис. 2. 12. Таблицы адресации дискретных цифровых сигналов. Обмен дискретными сигналами между устройствами РЗА, а также модулями сопряжения производится с помощью сервиса GOOSE. Данный документ служит для описания адресации входных и выходных сигналов именно это-

Рис. 3. Диаграмма адресации дискретных цифровых сигналов

02 /Июнь 2014

Табл. 3. Адресация выходных дискретных цифровых сигналов

Источник P64С187 Virtual Output №

Функция

Приемник Ячейка

Шкаф

Устройство

Virtual Input №

W1D

P446С165

W1D

7С

С264С098

GOOSE_1/ VLAN 11

ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ ВН

Табл. 4. Адресация входных дискретных цифровых сигналов

Источник

Ячейка

Шкаф

Устройство

Virtual Output №

W1С

P446С165

Приемник P643C187

GOOSE

Virtual

Наименование

Identifier

Input

сигнала

GOOSE_1

РАБОТА ГЗ СИГНАЛ

ПРАКТИКА

Боталов Евгений Владимирович Дата рождения: 24.06.1988 г. В 2011 г. окончил Ивановский государственный энергетический университет им. Ленина, кафедра «Автоматическое управление электроэнергетическими системами». Инженер РЗА компании ЗАО «Альстом Грид», г. Москва.

Чулков Андрей Анатольевич Дата рождения: 24.09.1975 г. В 1997 г. окончил Ивановский государственный энергетический университет им. Ленина, кафедра «Автоматическое управление электроэнергетическими системами». Технический директор, руководитель отдела РЗА компании ЗАО «Альстом Грид», г. Москва.

В помощь проектировщику го способа передачи данных. Таблицы адресации никогда ранее не включались в состав проектной документации. Они служат для замены классических принципиальных схем и схем подключения рядов зажимов, поэтому должны иметь достаточную информацию, однозначно описывающую адресацию обмена конкретными сигналами между устройствами, для осуществления возможности параметрирования этих устройств и быть удобными для анализа. Таблицы адресации могут создаваться на основе схем логики микропроцессорных цифровых устройств РЗА, имеющей необходимые пояснения для всех используемых виртуальных входов и выходов. Для выходных и входных цифровых сигналов создаются отдельные таблицы (в табл. 3 и табл. 4 представлен рекомендуемый вид данных документов). Необходимо помнить, что каждое исхо дящее GOOSE-сообщение может иметь в своем составе только один набор сигналов (Dataset). Причем для передачи и идентификации конкретных сигналов играет роль порядок расположения этих сигналов в Dataset, то есть их соответствие номеру бита в GOOSE-сообщении. Таким образом, формирование таблицы выходных сигналов имеет смысл для отдельного GOOSE-сообщения с соответствующим ему списком сигналов. 13. Диаграммы адресации дискретных цифровых сигналов. Данный документ также никогда ранее не включался в состав проектной документации. Он графически отображает концепцию организации обмена сигналами между устройствами и служит исключительно для предоставления максимально удобного и привычного способа ее анализа. Диаграммы адресации создаются на основе таблиц адресации дискретных цифровых сигналов для полного перечня входных и выходных сигналов какого-либо одного устройства. Рекомендуемый вид диаграмм представлен на рис. 3. 14. Таблицы адресации сигналов в АСУ ТП. Не новый документ, создается согласно общепринятым правилам. Для передачи сигналов в АСУ ТП используется иной сервис – отчеты. Данный документ служит для выполнения конфигурирования устройств РЗА и АСУ ТП в части обмена их цифровых сигналов и должен содержать всю необходимую для этого информацию: • наименование сигналов, • метки состояний, научно‑практическое издание

• внутренний адрес и обозначение сигналов в логике устройства РЗА, • адрес МЭК 61850, • уровень важности сигнала. Для цели адресации передачи сигналов в АСУ ТП рекомендуется использовать отдельный список сигналов. Качество представления документации напрямую влияет на время реализации проекта как в стадии проектирования, так и согласования, реализации и приемки объекта. Единый формат и четкие требования позволят внести определенность и в исходные данные, и в результат. Литература 1. Альстом Грид. Рекомендации к составу и содержанию проектной документации системы РЗА цифровой подстанции // [Электронный ресурс]. Март 2013. 2. РД 50-34.698-90 «Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов», 1992 г. 3. ГОСТ 34.201-89 «Виды, комплектность и обозначение документов при создании автоматизированных систем», 1990 г.

История Тема номера: ОМП к.т.н. Белотелов А.К., Президент НП «СРЗАУ»

ИЗ истории омп

Судя по зарубежным публикациям и патентам, ОМП путем измерения и фиксации токов короткого замыкания начали применять в США в 1935 г. Однако промышленный выпуск приборов для запоминания токов или напряжений аварийного режима, названных фиксирующими приборами (ФП) , был начат в США и ФРГ только с 1958 г. Что касается России, то известно авторское свидетельство российских инженеров от 1937 г. на способ определения места замыкания по токам нулевой последовательности, измеренным по концам линии электропередачи. Начиная с 1950 г. осуществлялись отдельные попытки практической реализации методов ОМП. Так, в Узбекэнерго впервые для ОМП двухцепных ВЛ были применены автоматические осциллографы. Началом практического внедрения методов и техники ОМП на ВЛ 110 кВ и выше ЕЭС СССР можно считать 1957 г., когда по инициативе к.т.н. М.П. Розенкнопа в группе подстанций электрического цеха ОРГРЭС (руководитель группы ПС А.А. Кудрявцев, а впоследствии – А.К. Белотелов) начались активные методические и аппаратные разработки по тематике ОМП. Причем базой для разработки методических материалов и ФП стало проведение совместно с Белорусской энергосистемой серии опытов коротких замыканий (КЗ) на ВЛ 110 кВ. На первом этапе развития ОМП, который продолжался до 1965 года, благодаря усилиям крупных энергосистем СССР были разработаны, изготовлены и внедрены оригинальные ФП и новые методы ОМП. В 1963 году в тресте ОРГРЭС и на предприятиях Белэнерго был организован мелкосерийный выпуск ФП типа Ф-Э34.

Начало второго этапа развития ОМП положил организационный документ, подготовленный ОРГРЭС и выпущенный Главным техническим управлением Минэнерго СССР – Решение № Э-18/6 от 01.10.1965 г. «О внедрении и эксплуатации фиксирующих приборов». Практически с этого момента началось планомерное внедрение в энергосистемах ФП. В 1969 г. по инициативе ОРГРЭС на Рижском опытном заводе «Энергоавтоматика» было организовано серийное производство ФП типа ФИП, на базе прибора ФИВО-67 разработки ОРГРЭС. Их широкому внедрению способствовал и типовой проект, подготовленный институтом «Энергосетьпроект». Внедрение ФП, как правило, сопровождалось опытами искусственных КЗ по программам, разработанным специалистами ОРГРЭС. В дальнейшем накопленный опыт практического внедрения приборов ОМП был положен в основу нормативно-методических документов, регламентирующих разработку, внедрение и эксплуатацию системы ОМП. С появлением новой элементной базы появились новые перспективы совершенствования как самих приборов, так и алгоритмов. В начале 80-х годов XX века Рижским заводом «Энергоавтоматика», при техническом содействии специалистов ОРГРЭС, организован серийный выпуск ФП на микроэлектронной базе, получивших название «индикаторы». К ним относятся фиксирующие индикаторы серий ЛИФП, ФПТ, ФПН, ФИС. Появление в середине 90-х годов цифровых технологий предопределило дальнейшее развитие систем ОМП. Некоторое время Рижским заводом «Энергоав-

томатика» выпускались микропроцессорные индикаторы серии МФИ. С середины 90-х годов в результате сотрудничества ОРГРЭС и НПФ «Радиус» появились микропроцессорные фиксирующие индикаторы серии МФИ и ИМФ, в которых были воплощены усовершенствованные алгоритмы ОМП в сетях 6-750 кВ. Эти приборы и сейчас еще находятся в эксплуатации во многих энергосистемах России и стран СНГ. Конечно, специалисты ОРГРЭС не работали в одиночку – все разработки проводились в тесном сотрудничестве с ведущим по этой теме ВНИИЭ. Специалистов, имеющих непосредственное отношение к развитию теории и практики ОМП в России, достаточно много, однако хочу отметить тех специалистов ОРГРЭС, которые внесли наибольший вклад в теорию и практику ОМП: •А йзенфельд Абрам Иосифович – разработчик практически всех методических и регламентирующих документов ОМП, автор многочисленных публикаций, организатор проведения школы передового опыта «Определение мест повреждения в электрических сетях 6-750 кВ по параметрам аварийного режима». •К узнецов Анатолий Павлович, заслуженный изобретатель РФ – разработчик ФП, разработчик топографических методов и средств ОМП, автор многочисленных публикаций, изобретений и рационализаторских предложений. •К удрявцев Андрей Александрович – руководитель группы ПС ОРГРЭС, который осуществлял организационную и техническую координацию работ по ОМП, соавтор многочисленных публикаций и изобретений.

Руководители группы ПС ОРГРЭС (слева – Кудрявцев А.А., справа – Белотелов А.К.)

02 /Июнь 2014

Айзенфельд А.И.

Кузнецов А.П.

Кудрявцев А.А.

История Тема номера: ОМП Автор: Лукоянов В.Ю.,

Эра отечественных приборов ОМП

ЗАО «Радиус-Автоматика».

Лукоянов Владимир Юрьевич В 1981 г. окончил Московский институт электронной техники. Начальник инженерного центра ЗАО «РАДИУС-Автоматика»

ИМФ-3С

ИМФ-3Р

Сириус-2-ОМП

С шестидесятых годов прошлого века проблема ОМП в нашей стране решалась двусторонним методом путем замера в момент аварии токов и напряжений нулевой последовательности с последующим ручным или частично автоматизированным расчетом места повреждения. Основы данного метода и методики расчетов были разработаны А.И. Айзенфельдом (Фирма ОРГРЭС). Для измерения величин применялись приборы типа ФИП (позже – ЛИФП), фиксирующие ток или напряжение нулевой (ФПТ, ФПН – обратной) последовательности в момент КЗ. В некоторых энергосистемах данные приборы применяются до сих пор. Эра отечественных приборов для одностороннего расчета расстояния при повреждениях на воздушных линиях электропередачи началась с прибора ФИС (фиксирующий индикатор сопротивления). Этот прибор был, по сути своей, микроэлектронным, и все измерения и вычисления выполнялись на весьма сложных аналоговых и цифровых схемах. Первым отечественным микропроцессорным прибором ОМП на воздушных линиях электропередачи напряжением 110-220 кВ был МФИ-1 (микропроцессорный фиксирующий индикатор), разработанный под руководством А.С. Саухатаса совместно Рижским политехническим институтом и Фирмой ОРГРЭС и выпускаемый Рижским опытным заводом «Энергоавтоматика». В него были заложены алгоритмы, которые были в значительной степени отстроены от влияния переходного сопротивления в месте КЗ на линиях с двухсторонним питанием. Прибор был выполнен на отечественном микропроцессоре КР580ВМ80А и отличался весьма высокой точностью и стабильностью показаний. К сожалению, вычислительной мощности этого процессора не хватало на удобный интерфейс пользователя, в частности, векторная диаграмма токов и напряжений выдавалась на индикатор в декартовых координатах, в не очень удобной для восприятия форме, а применение семисегментных индикаторов ограничивало наглядность вывода информации. В данном приборе была выполнена возможность учета влияния взаимоиндукции параллельной линии или влияния отпайки. Все другие, более сложные варианты конфигурации линий требовали написания индивидуального программного обеспечения по заказу. Также выпускались научно‑практическое издание

приборы МФИ-2 аналогичного назначения для сетей 6-35 кВ и МФИ-3 – для применения в качестве фиксатора токов и напряжений нулевой последовательности сразу нескольких линий. Существовала также специальная модификация МФИ-1 для линий сверхвысокого напряжения с учетом емкостной проводимости. На основе прибора МФИ-1 чуть позже стал выпускаться примерно аналогичный прибор ФПМ-01 в Казани. В 1996 году фирма «НПФ «Радиус», взяв за основу некоторые архитектурные решения и алгоритмы прибора МФИ-1, разработала новый прибор ОМП – ИМФ-3 (индикатор микропроцессорный фиксирующий). Применение гораздо более мощного, также отечественного процессора К1810ВМ88 позволило существенно увеличить скорость расчетов, а также выполнить в одном исполнении прибора либо учет взаимоиндукции по всей длине линии, либо влияние одной отпайки. Большое внимание было уделено удобному и понятному интерфейсу «человек-машина», а также выбору дисплея для отображения необходимого объема информации. Примерно через год электролюминесцентный индикатор бы заменен на жидкокристаллический, а также уставки были перенесены из задания их подстроечными резисторами в электрически перепрограммируемую память. Кроме этого, с учетом опыта эксплуатации, значительно повысилась «дружественность» интерфейса «человек-машина». Для отображения векторной диаграммы токов и напряжений была выбрана полярная система координат с нормировкой по углу к вектору напряжения фазы А, увеличена память до девяти последних срабатываний. Все эти усовершенствования были возможны благодаря более высокой производительности процессора и применяемого для его программирования языка С. В разработке данного прибора активное участие принимал бригадный инженер Фирмы ОРГРЭС Кузнецов Анатолий Павлович, удобство диалога во многом было подсказано Каленской А.П. из Ставропольэнерго. В таком виде, особенно после ввода в устройство канала связи и присвоения прибору индекса «С» – ИМФ-3С, данный прибор был выпущен весьма большой партией в несколько тысяч штук и до сих пор успешно эксплуатируется на многих энергопредприятиях страны. 43

История Тема номера: ОМП Кроме этого прибор выводил на индикатор токи и напряжения нулевой и обратной последовательности, снятые через определенное, задаваемое уставкой время задержки от момента запуска для выполнения двусторонних расчетов расстояния по показаниям приборов с обоих концов линии. Причем этими приборами могут быть любые фиксирующие приборы, например, ЛИФП или ФИП. Кроме прибора ИМФ-3 также был разработан и выпускался прибор ИМФ-2, предназначенный для работы в качестве фиксатора напряжения нулевой последовательности на шинах 110-220 кВ и до трех токов нулевой последовательности линий, отходящих от данной системы шин, то есть заменял сразу четыре прибора ФИП (ЛИФП) – один ФИП-В и три ФИП-А. Для сетей с изолированной нейтралью была разработана и выпускалась модификация прибора – ИМФ-1С, полностью аналогичная по аппаратуре и сервисным возможностям с ИМФ-3С, но обладающая упрощенными алгоритмами для линий напряжением 6-35 кВ. В 2002 году на основе все тех же основных алгоритмов был разработан новый прибор ОМП – ИМФ-3Р, где индекс «Р» указывал на факт регистрации аварийных событий – наличие цифрового осциллографа. Вычислительная мощность процессора была увеличена опять примерно в десять раз – применен процессор i80386ЕX, существенно выросли и объемы применяемой памяти. В приборе были значительно доработаны алгоритмы в части возможности разбиения линии на отдельные участки, что позволило учесть несколько отпаек, частичную взаимоиндукцию с параллельной линией, а также просто участки с разными удельными параметрами линии. В разработке новых алгоритмов активное участие принимал профессор Ивановского государственного энергетического университета Евгений Александрович Аржанников. В приборе ИМФ-3Р в каждом из девяти аварийных событий записывается осциллограмма всех аналоговых и дискретных сигналов. 44

02 /Июнь 2014

Этот прибор оказался довольно простым, недорогим и удобным, в связи с чем завоевал высокую популярность, и в настоящее время в стране эксплуатируется более девяти тысяч экземпляров. Также выпускалась и его моди фикация для сетей напряжением 6-35 кВ – прибор ИМФ-1Р с упрощен ными алгоритмами ОМП. Еще одной копией приборовосновоположников МФИ-1 стали приборы серии МИР, а их дальнейшим развитием – МИР-Р с цифровым осциллографом и системой сбора и передачи данных на компьютер. Выпуском этих разработок занималось в Москве ООО «Энергоизмеритель». Позже в Риге был разработан и выпускался прибор РЕМИ (регистратор микропроцессорный) – цифровой осциллограф с функцией ОМП, также до сих пор успешно эксплуатирующийся на некоторых подстанциях. В 2011 году ЗАО «РАДИУС-Автоматика» на базе серии микропроцессор ных терминалов «Сириус-2» разработало модель «Сириус-2-ОМП», который стал дальнейшим преемником приборов ОМП серии ИМФ с сохранением всех их достоинств и наработок. В приборе с помощью уставки можно задать тип заземления нейтрали, адаптируя его на линии напряжением 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью либо для линий с изолированной нейтралью. Большое количество сохраняемых в памяти аварий (до 25) и большое количество дискретных входов (до 20), записываемых в осциллограмму, позволяют использовать данный прибор в качестве прибора ОМП с дополнительной функцией цифрового осциллографа линии 110-220 кВ, например, совместно с защитой, выполненной на электромеханической элементной базе, а также на вводах секций шин напряжением 6-35 кВ. Из оригинальных функций следует отметить возможность перерасчета расстояния по имеющейся в памяти осциллограмме после корректировки уставок, а также адаптивный

разбор осциллограммы, позволяющий сделать и сохранить несколько расчетов ОМП в разные моменты времени одной и той же записанной осциллограммы при АПВ, ОАПВ или переходе одного вида КЗ в другой. Кроме этого в приборе реализована функция экспертной оценки по достоверности проведения последующих двухсторонних расчетов расстояния по измеренным параметрам токов и напряжений симметричных составляющих – можно или нельзя проводить такой расчет. В основу функции заложен принцип оценки скорости изменения токов при КЗ, если ток нарастал медленно, то одновременность замеров по обоим концам линии не гарантируется и выполнять двусторонний расчет не стоит. Устройство имеет дополнительные пусковые органы по токам и напряжениям симметричных составляющих, по которым так же, как и по дискретным входам, можно запускать запись осциллограммы или же вывести эти сигналы на программируемые выходные реле. Такое решение позволяет использовать терминал в качестве цифрового осциллографа или сигнализатора различных ненормальных режимов работы линии (сети). Прибор «Сириус-2-ОМП» имеет три различных интерфейса линии связи и позволяет реализовывать различные протоколы связи вплоть до протокола МЭК 61850. Среди подобных приборов, имеющихся сейчас на российском рынке, следует отметить выпускаемые «ИЦ «Бреслер» приборы ТОР-ЛОК, тоже для широкого класса напряжений, а также производимые предприятием «НПП Бреслер» приборы «БРЕСЛЕР-0107.090», которые, кроме одностороннего расчета, автоматически выполняют также и двусторонний расчет расстояния, передавая данные о КЗ друг другу через GSM-модемы.

История Тема номера: ОМП

Наука УДК 621.316

Авторы: к.т.н. Козлов В.Н., к.т.н. Павлов А.О., к.т.н. Бычков Ю.В., ООО «НПП Бреслер», г. Чебоксары, Россия.

РАЗВИТИЕ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ СРЕДСТВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ TRENDS OF MICROPROCESSOR-BASED RELAYS FOR FAULT LOCATION ON

Authors: Kozlov V.N., Pavlov A.O., Bychkov Y.V., «NPP Bresler», Cheboksary, Russia.

POWER TRANSMISSION LINES Аннотация: рассмотрены тенденции развития микропроцессорных средств определения мест повреждения (ОМП) на линиях электропередачи, подведен опыт эксплуатации, обозначен вектор развития подобных устройств, рассмотрена связь между совершенствованием аппаратных средств и теоретическими основами ОМП.

Ключевые слова: надежность электроснабжения, определение места повреждения, аппаратные и алгоритмические тенденции развития средств РЗА. Abstract: the article presents trends of microprocessorbased relays for fault location on power transmission lines, sums up their operating experience, brings out their main line of development and shows the connection between hardware and theory of fault location. Key words: power supply reliability, fault location, hardware and algorithmic trends of relay protection.

Задача определения места повреждения на линиях электропередачи (ЛЭП) всегда была и остаётся актуальной, поскольку её решение направлено на повышение надёжности энергоснабжения. Выход из работы линии сопровождается недоотпуском электроэнергии, снижением надёжности, себестоимости и качества электроснабжения [1]. В соответствии с общими закономерностями развития микропроцессорных средств управления электроэнергетическими системами совершенствуются аппаратные и программные средства определения места повреждения на ЛЭП. При этом открываются широкие возможности повышения точности ОМП за счет использования более полных и точных моделей поврежденной линии, а также за счет реализации более совершенных методов измерений и алгоритмов ОМП. В первой половине двадцатого века, до появления в энергосистемах специальных приборов, предназначенных для определения места повреждения, поиск повреждений выполнялся по визуальным признакам. Для этого персоналом энергосистем совершались осмотры ЛЭП, осуществляемые путем систематических обходов трасс линий, иногда с применением транспортных средств. На это тратились значительные материальные ресурсы и время, особенно для поиска повреждений на ЛЭП большой протяжённости (до нескольких сотен километров) в труднопроходимой местности. К тому же место повреждения во многих случаях плохо различимо визуально даже с близкого расстояния, т.к. на гирлянде научно‑практическое издание

изоляторов после ее пробоя не всегда остаются заметные следы повреждения. Ещё сложнее обстоит дело с поиском места самоустраняющегося повреждения, когда после автоматического повторного включения линия вводится в работу. Развитие и усложнение электрических сетей, рост числа потребителей, не допускающих длительного отключения, приводят к повышению спроса на средства ОМП. Вместе с этим становятся более жесткими требования к свойствам ОМП в части точности и оперативности получения результата. В середине прошлого века вместе с появлением первых фиксирующих приборов начали развиваться дистанционные методы ОМП, основанные на анализе параметров аварийного режима [2, 3]. Подобные методы можно определить как «формульные» или «явные», так как в их основу закладывалась формула, которая устанавливала жесткую однозначную связь между зафиксированными параметрами аварии и координатой места повреждения. Недостатком подобных методов является то, что в них для расчета расстояния используются формулы, справедливые лишь для определенного набора конфигураций ЛЭП с некоторыми усредненными параметрами, что, соответственно, влияло на точность ОМП. На этом этапе развития ОМП для расчетов было достаточно возможностей обычного калькулятора. Новый этап развития дистанционных способов ОМП связан с переходом устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) на микропроцессорную базу. Это позволило автоматизировать процесс расчетов. 45

История Тема номера: ОМП

Наука

Козлов Владимир Николаевич Дата рождения:15.08.1952 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 1975 г.,

Рис. 1. Индикатор

Фото 1. Д.т.н., профессор

Рис. 2. Первый микропроцессорный РАС

кафедра «Электрические

микропроцессорный фиксирующий

кафедры «ТОЭ и РЗА» ЧГУ,

«Бреслер-0101»

аппараты». В 1985 г. защитил

для определения расстояния до

заслуженный изобретатель РФ

кандидатскую диссертацию

места КЗ на ВЛ 110, 220 ИМФ-3Р

Лямец Ю.Я.

в Ленинградском политехническом институте на тему «Комплексная защита судовых генераторов». Доцент каф. «ТОЭ и РЗА» Чувашского госуниверситета, главный конструктор ООО «НПП Бреслер».

02 /Июнь 2014

Наиболее известным представителем данного класса приборов ОМП стало устройство ИМФ-3Р (рис. 1). Основное принципиально важное преимущество микропроцессорных устройств РЗА заключается в существенном расширении доступной для использования им информационной базы и, что также важно, в возможности многократно использовать эту базу. Микропроцессорные устройства способны не просто обрабатывать текущую информацию, но и фиксировать ее в памяти, выполняя последующую обработку с ретроспективой накопленных данных. Возможность одновременного использования информации, зафиксированной в предаварийном, аварийном и послеаварийном режимах, привело к появлению новых понятий и терминов, используемых при описании современных методов выявления повреждений: аварийные составляющие, виртуальные реле, критерий повреждения, алгоритмическая модель и др. Появился новый инструментарий, сыгравший огромную роль в становлении современных МП ОМП. Вот некоторые его элементы: 1. Чисто аварийные составляющие переходного процесса – как разница между аварийным и предаварийным процессами. Они позволили перенести источник в место повреждения, тем самым исключив из схемы замещения сети все остальные источники и резко упростив расчеты. 2. Виртуальные (расчетные) реле – устанавливаемые в любом (желаемом) месте сети. Входные данные для этих реле пересчитываются по модели сети из данных, фиксируемых реальными МП-устройствами, установленными в других точках сети.

3. Выбор удачного критерия повреждения резко упрощает идентификацию и локацию повреждения. Так, использование для ОМП признака равенства нулю реактивной мощности в месте повреждения позволило исключить переходное сопротивление (в том числе и дугу) из анализа ситуации. 4. Алгоритмическое моделирование – позволяет «перенести» сигналы, реально наблюдаемые в любой точке сети, в любую другую ее точку. Огромная заслуга в появлении и развитии всего вышеописанного инструментария принадлежит Юрию Яковлевичу Лямецу (фото 1), под руководством которого на кафедре теоретических основ электротехники (ТОЭ) Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова (ЧГУ) более 20 лет развивается теория и практика МП РЗА. Во многом развитие этих работ именно на кафедре «ТОЭ» (ныне кафедра «ТОЭ и РЗА») способствовало появлению в ее составе в 1992 году научно-производственного предприятия «НПП Бреслер» и выпуску им первого в России серийного микропроцессорного регистратора аварийных событий (РАС) «Бреслер-0101» (рис. 2). Записанные этим РАС осциллограммы использовались для дальнейшего расчета на микро-ЭВМ, что явилось прообразом современных программных комплексов ОМП. В недрах «НПП Бреслер» было создано, ставшее в 2005 году самостоятельным, еще одно предприятие – «Исследовательский центр «Бреслер» («ИЦ «Бреслер»). В области максимального использования доступной информации, зафиксированной как в пред аварийном, так и в аварийном режимах, особое место занимает инструментарий алгоритмических моделей [4-6].

История Тема номера: ОМП

Наука

Рис. 4. Микропроцессорные терминалы ОМП

Рис. 3. Алгоритмическая модель линии электропередачи

Наиболее точным определением алгоритмической модели (АМО) является слово «наблюдатель». Имея математическую модель объекта и вектор наблюдения (токи и напряжения предаварийного и аварийного режимов в месте установки регистрирующего прибора), АМО оценивает электрические величины и в месте предполагаемого повреждения f, как показано на рис. 3. Алгоритмическая модель, таким образом, представляет собой некое виртуальное устройство, фиксирующее токи и напряжения в точке, на самом деле не доступной для наблюдения. То, что на вход АМО одновременно подаются и напряжения, и токи, может показаться ошибкой, ведь в действительности токи есть результат воздействия на объект источников ЭДС. Однако алгоритмическая модель является системой обработки информации, от которой требуется по фиксируемым в определённой точке схемы электрическим величинам определить скрытые от неё данные, в нашем случае – место повреждения. Использование АМО позволило выйти на следующий этап развития методов ОМП, которые можно назвать «неявными», т.к. они используют для расчета модель конкретной ЛЭП, а сам расчет выполняется итераци-

онными методами, а не по предварительно выведенной формуле. Принципы АМО заложены в выпускаемом «НПП Бреслер» программном комплексе WinBres-3, имеющем функцию ОМП. Комплекс эксплуатируется более чем на 2500 ЛЭП России. На данном принципе базируются алгоритмы и МП-устройств ОМП – «Бреслер-0107.ОМП» и «ТОР-Локатор» (рис. 4) производства «НПП Бреслер» и «ИЦ «Бреслер».

научно‑практическое издание

Достигнутая точность односторонних методов ОМП характеризуется погрешностью не более 2% от длины ЛЭП и определяется не только точностью моделирования, но и сложностью учета сопротивления земли. Следующим этапом развития можно считать ОМП с двухсторонним замером. Оно стало возможным при появлении доступных каналов связи для сбора информации с двух концов ЛЭП для программных ОМП или обмена данными между терминалами ОМП, установленными по концам ЛЭП (рис. 4). Получение информации об аварии с противоположной стороны ЛЭП расширило информационную базу АМО и позволило существенно улучшить точность ОМП. При двухстороннем определении места повреждения используется замер с противоположной стороны ЛЭП . Оба вектора по отдельности преобразуются в оценки напряжений Uf s и Uf r в точке f ЛЭП с помощью АМО (рис. 5).

Рис. 5. Принцип работы двухстороннего ОМП

История Тема номера: ОМП

Наука

Рис. 6 . Распространение электромагнитных волн к концам ЛЭП

Использование двухстороннего ОМП позволило существенно повысить точность ОМП (погрешности в диапазоне от 0,3% до 1% от длины линии) и упростить построение модели ЛЭП. Это нашло отражение в стандарте организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Типовая инструкция по организации работ для определения мест повреждений (ОМП) воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше», утвержденном в 2013 году, где основным методом ОМП является двухсторонний расчет места повреждения. Развитие аппаратной базы и появление доступа к системам точного времени (GPS/ГЛОНАСС) открыли новые возможности для развития волновых методов ОМП. Подобные методы были известны, но не было возможности их практической реализации. По принципу реализации их можно разделить на два класса: активные и пассивные. Методы первого класса предполагают зондирование линии сигналами определенной формы и частоты [7] с фиксацией реакции на них. Методы второго класса предполагают использование естественной волны, возникающей в месте замыкания на линии. Для реализации пассивного волнового принципа ОМП необходимо следующее: возможность высокочастотной регистрации аварийного переходного процесса, возникающего при аварии на ЛЭП; точная синхронизация; нестандартный математический аппарат фильтрации цифровых сигналов. Возможности современной аппаратной базы, доступ к спутниковой системе точного времени и развитие аппарата вейвлет-анализа позволяют решить все эти задачи. Волновой метод ОМП основан на измерении интервалов времени ∆t между моментами, в которые электромагнитные волны, 48

02 /Июнь 2014

Рис. 7. Токи однофазного замыкания по концам линии

Рис. 8. Универсальный современный комплекс ОМП

возникающие в месте повреждения и движущиеся к концам ЛЭП со скоростью v (рис. 6), достигают концов линии электропередачи. Волны достигают шин подстанции слева и справа, соответственно, в моменты времени t1 и t2, моменты времени синхронизируются приемниками ГЛОНАСС или GPS. По известной скорости распространения электромагнитной волны, длине линии L и измеренной величине ∆t=t1–t2 определяется рассто-

яние до места повреждения. Электромагнитную волну можно выделить как в сигнале напряжения, так и в сигнале тока. На рисунке 7 представлены осциллограммы токов, зафиксированные полукомплектами, где указана величина ∆t. Привлекательность волнового принципа ОМП заключается в том, что для него достаточно знать только длину линии. В то же время реализация волнового ОМП требует максималь-

История Тема номера: ОМП

Бычков Юрий Владимирович Дата рождения: 28.12.1983 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2007 г., кафедра «ТОЭ и РЗА». В 2012 г. в Чувашском государственном университете защитил кандидатскую диссертацию «Развитие и приложения дистанционного метода определения места повреждения линий электропередачи». Заведующий сектором ОМП ООО «НПП Бреслер».

Павлов Александр Олегович Дата рождения: 14.11.1975 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 1998 г., кафедра «ТОЭ и РЗА». В 2002 г. в Чувашском госуниверситете защитил кандидатскую диссертацию «Информационные аспекты распознавания коротких замыканий в линиях электропередачи в приложении к защите дальнего резервирования». Начальник отдела РЗА ООО «НПП Бреслер».

Наука

ного технического оснащения: специальные GPS- или ГЛОНАСС-приёмники, обязательно наличие каналов связи между терминалами, установленными по концам ЛЭП, высокочастотная регистрация аварии. Имеется существенная проблема и с распознаваемостью замыканий. В реальных условиях погрешности волнового ОМП не превышают длину 1-3 пролетов ЛЭП. На российском рынке подобные комплексы представлены как зарубежными фирмами (QUALITROL и др.), так и отечественными («НПП Бреслер»). Основное достоинство нашего комплекса (рис. 8) в том, что он является универсальным и имеет существенно более высокую надежность ОМП, поскольку в нем реализованы все варианты ОМП: одностороннее, двухстороннее и волновое. Данный комплекс содержит два терминала, канал обмена данными между терминалами и канал синхронизации с системой точного времени, опционально, вывод результатов расчетов ОМП на верхний уровень. В нормальных условиях работы комплекс ОМП при возникновении аварии использует волновой принцип. При отсутствии достаточных данных для его реализации, например в случае потери связи со спутником, т.е. потере синхронизации между терминалами, но при наличии канала обмена данными, реализуется параметрический двухсторонний принцип ОМП. Таким образом, реализуется алгоритм «элегантной деградации», т.е. если высокоточный алгоритм волнового ОМП не смог сработать по техническим причинам, то используется двухсторонний алгоритм ОМП. Второй этап возможной «элегантной деградации» – потеря связи между терминалами. При этом запускается алгоритм одностороннего расчета, и каждый из терминалов выполняет ОМП автономно. Если сохраняется связь с верхним уровнем системы ОМП, то точность одностороннего ОМП может быть повышена за счет усреднения результатов оператором. Одностороннее ОМП выполняется и при выходе или выводе из работы одного из терминалов. Результаты ОМП всегда выдаются на дисплеи терминалов. Вышеописанный принцип организации комплекса ОМП реализован в устройствах ОМП «Бреслер-0107.ОМП.В». В настоящее время эти комплексы являются унинаучно‑практическое издание

кальными. Они находятся в эксплуатации на нескольких десятках ЛЭП в России. Выводы 1. Микропроцессорная элементная база открывает хорошие возможности для реализации все более совершенных методов ОМП. В свою очередь, совершенствование аппаратной части ОМП создает функциональную основу для развития теории ОМП. 2. Можно выделить основные классы микропроцессорных средств ОМП, сформировавшиеся в настоящее время: - устройства ОМП одностороннего замера по «явным» алгоритмам; - устройства ОМП одностороннего замера с привлечением АМО (модельные); - устройства ОМП двухстороннего замера с привлечением АМО (модельные); - устройства ОМП, работающие по волново му принципу. 3. Наиболее надежными и совершенными представляются комплексы ОМП, использующие все вышеперечисленные принципы ОМП в одном устройстве. Литература 1. Брауде Л.И., Шалыт Г.М., Григоряш В.И. Экономическая эффективность внедрения средств определения мест повреждений линий электропередачи // Электрические станции. – 1978. – № 3. – С. 46-48. 2. Аржанников Е.А., Чухин А.М. Методы и приборы определения мест повреждения на линиях электропередачи. – М.: НТФ «Энергопрогресс», 1998. 3. Аржанников Е.А., Лукоянов В.Ю., Мисриханов М.Ш. Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи. – М.: Энергоатомиздат, 2003. 4. Лямец Ю.Я., Ильин В.А. Наблюдение поврежденной многопроводной системы // Изв. вузов. Электромеханика. – 1997. – № 12. – С. 71. 5. Лямец Ю.Я., Ильин В.А., Подшивалин Н.В. Программный комплекс анализа аварийных процессов и определения места повреждения линии электропередачи // Электричество. – 1996. – № 12. – С. 2-7. 6. Лямец Ю.Я., Нудельман Г.С., Павлов А.О. Алгоритмические модели электрических систем // Труды академии электротехнических наук Чувашской Республики. – 1999. – № 12. – С. 10-21. 7. Мисриханов М.Ш., Куликов А.Л., Петрухин А.А., Кудрявцев Д.М. Новые алгоритмы определения мест повреждений ЛЭП 6-35 кВ с применением сложных зондирующих сигналов // Релейная защита и автоматика энергосистем. Сб. докладов XX конф. – М. – 2010. – С. 90-98. 8. Микропроцессорное устройство определения места повреждения «Бреслер 0107.090». Руководство по эксплуатации. Техническое описание. – Чебоксары, ООО «НПП Бреслер», 2010 г.

История Тема номера: ОМП Авторы: Балясников А.Г., Ермаков К.И., ООО «НПП Бреслер», г. Чебоксары, Россия.

Организация каналов связи в системах определения места повреждения Аннотация: в статье рассмотрены вопросы организации связи между терминалами и автоматизированными рабочими местами оперативно-диспетчерского персонала в системах определения расстояния до места повреждения на линии электропередачи.

Ключевые слова: место повреждения, расстояние до места повреждения, канал связи, линия электропередачи, регистратор аварийных событий, осциллограмма, авария, электроэнергетическая система.

Балясников Александр Геннадьевич Год рождения: 1969. Окончил с отличием в 1991 году факультет «Электрификация и автоматизация промышленности» Чувашского государственного университета имени И.Н. Ульянова. ГИП АСУ ООО «НПП Бреслер».

02 /Июнь 2014

Стремление повысить точность предварительного (виртуального) поиска места повреждения на линиях электропередачи и тем самым уменьшить расход ресурсов на ремонтно-восстановительные работы вызывает необходимость совершенствования систем определения места повреждения (ОМП). В этих системах нет необходимости экстренно (в течение нескольких десятков миллисекунд) получать результат, и поэтому задачи ОМП можно решать в формате отложенного времени. Это позволяет организовать необходимые для ОМП расчеты не только в фиксирующем приборе, но и на компьютере и даже вручную. Для осуществления расчетов, в свою очередь, нужен обмен данными между отдельными устройствами, и, следовательно, должны быть организованы каналы связи. В ООО «НПП Бреслер» разработана широко известная компьютерная программа просмотра и анализа осциллограмм Winbres. В программу встроены модули ОМП одностороннего и двухстороннего методов расчета на основе моделирования аварии в линии. Для определения места повреждения на линии в конкретной аварийной ситуации необходимо в программе открыть соответствующую осциллограмму. Пользователь может запустить расчет с типовыми параметрами или задать вручную на осциллограмме время режима, предшествующего аварии, и время самой аварии, выбрать режим работы линии. С одной стороны, расчет на компьютере может быть упрощенным для пользователя и выполняться в соответствии с пошаговой инструкцией, а с другой стороны – позволяет гибко учесть особенности аварии, что

невозможно реализовать в фиксирующих приборах. Однако расчеты с целью ОМП на компьютере имеют особенности по сравнению с расчетами, выполняемыми фиксирующими приборами: • увеличено время получения результата, т.к. необходимо время для доставки файлов осциллограмм из регистрирующего терминала до компьютера; • требуется участие пользователя. Влияние первой особенности можно значительно уменьшить, если подключить терминал регистратора аварийных событий (РАС) к системе сбора и передачи технологической информации или использовать программу автоматического сбора осциллограмм от производителя оборудования. ООО «НПП Бреслер» поставляет программу BresMonServer, которая начинает скачивать осциллограмму сразу же после завершения её записи в терминале. Время скачивания определяется используемыми каналами связи. Например, по каналам Ethernet осциллограмма размером 1 МБ может быть скачана за несколько секунд. По каналам GPRS осциллограмма скачивается за несколько минут. Негативное влияние второй особенности устраняется за счет возможности запуска программы Winbres в режиме получения параметров через командную строку. Программа BresMonServer автоматически скачивает новые осциллограммы с терминала РАС и вызывает Winbres для расчета ОМП для всех линий данного терминала, а результаты расчета записываются в SQL-базу данных. Пользователю остается посмотреть результаты расчетов из базы данных в специальной программе BresMon (рис. 1).

История Тема номера: ОМП В окне просмотра результатов ОМП можно выбрать подстанцию, линии электропередачи, интервал дат. Заинтересовавшую осциллограмму можно передать из базы данных в программу Winbres для анализа или уточненного расчета ОМП (рис. 2). Таким образом, расчет на компьютере становится таким же простым для пользователя, как и в фиксирующих приборах, и добавляется возможность углубленного анализа аварийных процессов. Расчет ОМП в терминале производится также в отложенном режиме. Результат становится доступен либо сразу после аварии, либо через несколько секунд, в зависимости от метода расчета. Фиксирующий прибор сам выводит на дисплей данные по последней аварии. Оперативно-диспетчерскому персоналу достаточно подойти к терминалу ОМП и, нажимая единственную кнопку, пролистать все записи с информацией об аварии. Использование фиксирующих приборов позволяет быстро и наглядно получить расчетное расстояние до места повреждения. Тем не менее есть возможность ускорить получение данных об аварии, если терминалы ОМП будут передавать результаты по сети. И никак не обойтись без передачи результатов ОМП в случае необслуживаемых подстанций. Наиболее подходящим каналом связи с терминалами ОМП является Ethernet-корпоративная сеть. Большая скорость и безлимитные тарифы позволяют передавать не только результаты ОМП, но и осциллограммы. Другой вариант – GSM-модемы. Они позволяют быстро организовать передачу результатов ОМП, размер передаваемых данных небольшой, поэтому можно использовать тарифы даже с повременной оплатой. Для подстанций, находящихся вне зоны сети сотового оператора, возможно использование проводных модемов, работающих по усеченному по частоте телефонному каналу. И ещё один вариант канала связи – прямое подключение по интерфейсу RS485/

Рис. 1. Окно просмотра результатов автоматического расчета ОМП в программе BresMon

RS422. Он используется в случаях, когда терминалы и автоматизированное рабочее место диспетчера находятся в одном здании. В терминале «Бреслер-ОМП» можно прописать до 5 операторов верхнего уровня любого типа. В любом варианте связи, после появления нового расчета ОМП, терминал сам связывается со всеми прописанными операторами верхнего уровня и передает результат. На верхнем уровне результат принимает программа BresMonFPDClient, разработанная ООО «НПП Бреслер» (рис. 3). BresMonFPDClient поддерживает следующие функции: • получение результатов ОМП по протоколам МЭК 60870-5-101, МЭК 608705-103, МЭК 60870-5-104 из терминалов «Бреслер-ОМП»; • вывод результатов ОМП в текстовом и графическом виде; • чтение журналов результатов ОМП из терминалов; • запуск тестовых расчетов ОМП в терминалах; • чтение моделей линий из терминалов для собственной конфигурации. Устанавливается программа на АРМ диспетчера путем копирования (инсталляция не требуется). Программе необходима минимальная первоначальная настройка, остальные необходимые данные программа забирает из терминалов во время сеанса связи. Формат и набор передаваемых данных ОМП из терминалов на верх-

научно‑практическое издание

Рис. 2. Окно просмотра результата расчета ОМП в программе Winbres

ний уровень определен в нескольких международных стандартах. В стандарте МЭК 60870-5-103 предполагается передача расстояния до места короткого замыкания в омах, номер информации объекта равен 73. Такой способ не подходит для терминалов, на которые заведены аналоговые каналы с нескольких линий электропередачи. Стандартом не предусмотрена передача дополнительной информации об аварии. В терминалах «Бреслер-ОМП» расширен набор данных, передаваемых по протоколам МЭК-101, МЭК-103 и МЭК-104. Для каждой ЛЭП передается журнал из 10 событий. 51

История Тема номера: ОМП

Рис. 3. Вид окна программы BresMonFPDClient

Рис. 4. Отображение результатов ОМП в системе MicroSCADA ABB

Рис. 5. Описание логического узла RFLO модели терминала «Бреслер-ОМП»

02 /Июнь 2014

Каждое событие содержит следующие данные: • расстояние до места повреждения, рассчитанное несколькими методами; • дата и время аварии; • вид короткого замыкания и особая фаза; • действующие значения аварийных составляющих; • длительность короткого замыкания; • параметры доаварийного режима; • номер соответствующей осцилло граммы; • флаг «тестовый режим». Все данные передаются как измерения с меткой времени. В АСУ верхнего уровня достаточно прописать соответствие адреса объекта информации передаваемым данным. Этот метод передачи результатов ОМП поддерживается в программах ООО «НПП Бреслер» и успешно задействован в системе MicroSCADA производства АББ на ПС «Ледяная» (рис. 4) и в АСУ ООО «ЭнергопромАвтоматизация» на ПС «Заречная». В стандарте МЭК 61850-7-4 набор передаваемых данных ОМП определен в п. 5.5.8. Стандартный список параметров содержит практически все необходимые данные об аварии, такие как расстояние до места повреждения в километрах и в омах, аварийные составляющие. Кроме того, стандартом разрешено добавлять пользовательские данные. В одной конфигурации терминала создается столько логических узлов RFLO, сколько производится расчетов ОМП (рис. 5). Испытания передачи результатов ОМП по протоколу МЭК 61850 успешно проведены с ПТК ООО НПП «ЭКРА». Для реализации двухстороннего и волнового методов расчета ОМП необходимо организовать связь между терминалами, установленными с разных сторон линии электропередачи. Предлагаются те же способы связи, что и для связи с верхним уровнем или оператором: • связь по каналам Ethernet по IP-адресу; • связь по GSM или проводным модемам; • прямое соединение.

История Тема номера: ОМП

Ермаков Константин Игоревич Год рождения: 1986. Окончил в 2009 году электроэнергетический факультет Чувашского государственного университета имени И.Н. Ульянова. В 2012 г. окончил аспирантуру Чувашского государственного университета по специальности «Электротехнический комплекс и системы». Автор 9 опубликованных работ в области моделирования энергосистем и локации места повреждения на высоковольтных линиях электропередач. Инженер ООО «НПП Бреслер».

Каналы Ethernet достаточно надежны, но не всегда разрешена связь между технологическими сетями двух подстанций. Модемное соединение легко организовать, и для его реализации необходим минимум дополнительного оборудования, особенно при использовании модемов с портом RS485/RS422. Терминалы обмениваются только после аварии и при проверке канала связи, обмен по времени занимает несколько секунд. Допускается использовать тарифы с повременной оплатой. «Прямое соединение» между терминалами двух подстанций возможно, если оборудование связи обеспечивает прозрачный последовательный канал RS485/RS422. К такому оборудованию относятся, например, мультиплексоры с платами последовательных портов: мультиплексор Marconi PCM30U с платой DU8 и мультиплексор FOX-515 с платой DATAS. Такое решение предполагается использовать на линии ВЛ 500 кВ «Помары-Удмуртская» (в данный момент связь осуществляется по временной схеме через GSM-модемы). Режим прозрачного последовательного порта реализован в 2013 году в постах ПВЗУ-Е производства ООО «Уралэнергосервис». Функция называется «модем-ОМП». Здесь для связи между терминалами ОМП используется тот же канал ВЧ-связи, что и для основной защиты ЛЭП. Разумеется, защита имеет приоритет использования канала. Канал характеризуется повышенной надежностью и не требует оплаты за использование. Двухстороннее ОМП через посты ПВЗУ-Е введено в эксплуатацию в 2014 г. на ВЛ 220 кВ «Заречная-Луч-1», ВЛ 220 кВ «Заречная-Луч-2» и ВЛ 220 кВ «Заречная-Ока».

научно‑практическое издание

Аналогичный режим реализован в постах АВАНТ производства ООО «Прософт-Системы». Проведены совместные испытания, подтверждающие работоспособность оборудования. В двухстороннем методе расчета связь между терминалами становится одним из звеньев алгоритма ОМП, поэтому к его исправности предъявляются такие же требования, как и к самим терминалам. В терминалы двухстороннего и волнового ОМП добавлена периодическая проверка канала связи и сигнализация о неисправности канала, а также реализовано переключение на резервный канал связи при отказе основного канала. Выводы Поддержка связи терминалами РАС и ОМП с верхним уровнем ускоряет и облегчает процедуру определения расстояния до места повреждения, тем самым увеличивает надежность работы энергосистемы и уменьшает время отсутствия электроснабжения потребителей. Надежность работы двухстороннего и волнового ОМП напрямую зависит от канала связи. На сегодняшний день самая надежная связь для алгоритмов двухстороннего и волнового ОМП – связь по ВЧ-каналам. Литература 1. ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 103. Обобщающий стандарт по информационному интерфейсу для аппаратуры релейной защиты. 2. ГОСТ Р МЭК 61850-7-4-2011 Сети и системы на подстанциях. Часть 7. Базовая структура связи для подстанций и линейного оборудования. Раздел 4. Совместимые классы логических узлов и классы данных.

История Тема номера: ОМП Автор: к.т.н. Ефремов В.А., ООО «ИЦ «Бреслер», г. Чебоксары, Россия.

Наука

Виды погрешностей ОМП и их влияние на точность замера

УДК 621.315.1

Kinds of errors in line fault location and their influence to Efremov V.A. LLC «Research Center «Bresler», Cheboksary, Russia.

measurement accuracy Аннотация: рассмотрены причины погрешностей в расчете ОМП и пути их уменьшения в конечном результате.

Ключевые слова: определение места повреждения, алгоритмы ОМП, погрешности ОМП, эквивалентирование для целей ОМП. Annotation: in this article the reasons of errors in calculation of line fault location and also the ways of error reduction are shown. Keywords: line fault location, algorithms of line fault location, errors of line fault location, scheme equivalenting for line fault location purposes.

В настоящее время известны различные способы и алгоритмы определения места повреждения (ОМП) для воздушных линий электропередачи. Наиболее эффективными из них являются методы, основанные на параметрах аварийного режима, т.е. используют ту же информационную базу, что и микропроцессорные (МП) защиты и регистраторы аварийных событий (РАС). Для решения проблемы ОМП могут быть использованы и другие способы, среди которых наиболее привлекательны волновые методы, однако они требуют специальной аппаратуры, применение которой в микропроцессорных защитах и РАС может быть затруднительно, и сегодня таких реализаций на рынке не наблюдается. Для минимизации погрешности ОМП необходим комплексный подход. Все многообразие факторов, влияющих на погрешность оценки расстояния до места повреждения на основе параметров аварийного режима, можно подразделить на следующие: • п огрешности измерительных цепей (измерительных трансформаторов, промежуточных преобразователей и т.п.); • методическая погрешность самого алгоритма ОМП; • погрешности моделирования, обусловленные: -н еточным заданием априорной информации о структуре и параметрах контролируемых линий и систем; - режимами работы; - различием удельной проводимости земли вдоль трассы ЛЭП; - погрешностями от несимметричного расположения проводов на опорах; - неточным моделированием параметров нулевой последовательности линий и т.п. [1]. 1

02 /Июнь 2014

Проанализируем различные факторы, влияющие на погрешность расчета. Измерительные погрешности обусловлены погрешностями измерительных трансформаторов и входных цепей защит и РАС и проявляются в искажении измеряемого сигнала по амплитуде и фазе. Амплитудные погрешности измеряются и учитываются в расчетах достаточно просто. Фазовые же искажения оказывают более значительное влияние на точность расчетов и менее доступны для измерения и компенсации вследствие нелинейности фазовой характеристики используемых трансформаторов. В табл. 11 показана относительная приведенная погрешность ОМП при наличии фазовых искажений (в эл. град.) в канале тока при прямой передаче мощности для транзитной ЛЭП–110 длиной 100 км. Исследования производились при повреждениях в начале, середине и конце линии, соответственно в 5%, 50% и 95% от длины линии с переходным сопротивлением Rf = 10 Ом. При равных условиях, но обратной передаче мощности погрешности, указанные в табл. 1, возрастают более чем в два раза. Для устранения погрешностей входных цепей устройства ОМП проводится измерение реакции на тестовые эталонные сигналы и вводится необходимая коррекция комплексного коэффициента, обычно по току Iал = k · Iвх = k· ejα · Iвх , где Iал – информационный ток алгоритма ОМП; Iвх – входной ток устройства; k и α соответственно – модуль и аргумент коррекционного коэффициента; рекомендуется k изменять в пределах k=0.98÷1.02, а α = ±(2÷5)o. Применение большего диапазона не может быть рекомендовано изза возникающих дополнительных погрешностей вследствие изменения переходного сопротивления в месте повреждения. Сам по себе способ

Расчеты проведены на программном комплексе ОМП DISAN/LOCATOR

История Тема номера: ОМП

Наука

Табл. 1 ∆φ

-10 о

-5о

-1о

0о

1о

5о

10 о

хf = 5%

2.47

1.24

0.25

0.0

-0.25

-1.26

-2.53

хf = 50%

3.5

1.9

0.40

0.03

-1.4

-2.1

-4.4

хf = 95%

9.0

4.9

0.90

0.27

-1.0

-5.3

-11.1

Рис. 1. Токи и напряжения линии для ОМП

коррекции коэффициента передачи k универсален и может быть использован для устранения других погрешностей, в т.ч. и погрешностей моделирования. После устранения погрешностей во входных цепях устройства необходимо выполнить компенсацию погрешностей в измерительных трансформаторах тока и напряжения подстанции. Для этих целей обычно используют результаты расчета ОМП с известными местами междуфазного повреждения на линии, например, путем минимизации рассмотренной погрешности на основе проведения ряда опытных КЗ. Выбранный вид междуфазного повреждения в качестве информационного параметра позволяет применить величины обратной последовательности, для которых, в отличие от величин нулевой последовательности, стабильны параметры модели линии (схемы замещения) и исключена нагрузочная составляющая тока прямой последовательности. В процессе эксплуатации по мере накопления информационной базы о контролируемой линии корректирующие коэффициенты уточняются для повышения точностных характеристик измерительных каналов устройства ОМП при повреждениях вдоль всей линии электропередачи. Появляющаяся дополнительная погрешность

измерительных цепей в случаях нелинейного или нестабильного переходного сопротивления, наличия апериодической составляющей, при быстрых (45 мс и менее) отключениях повреждения элегазовыми выключателями и т.п. в известных программных продуктах для ОМП устраняется применением специального инструмента по поиску наиболее стабильного участка на аварийной записи режима КЗ. Методическая погрешность алгоритма ОМП. Рассмотрим алгоритмы на основе параметров аварийного режима. Известно, что повреждение на линии носит резистивный характер. На основе данного утверждения возможно построение различных способов ОМП [2]. Поиск места повреждения производится по целевой функции в виде реактивной мощности повреждения, в общем случае

Основным критерием качества алгоритмов ОМП является точность расчета расстояния до места короткого замыкания на линии электропередачи. С этой точки зрения все известные на сегодня алгоритмы и реализованные на их основе программы ОМП классифицируются в две группы [3]:

научно‑практическое издание

• алгоритмы и программы, работающие без методической погрешности; • алгоритмы и программы, изначально содержащие в себе методическую погрешность. В общем случае различия в алгоритмах можно проиллюстрировать на рис. 1, где показаны токи и напряжения на линии. Алгоритмы, работающие без методической погрешности, предполагают расчет тока I(x) в поперечной ветви повреждения, где x – текущая координата на линии 0 ≤ x ≤ l. Расчет такого тока I(x) возможен при учете величин предаварийного режима. В отсутствие информации о предаварийном режиме приходится использовать алгоритмы, в которых место замыкания оценивается с некоторой погрешностью. Методическая погрешность алгоритма тем меньше, чем меньше разность фазных токов I(0) и I(xf), где xf – место повреждения. Более высокую точность определения места замыкания имеют программы, производящие пересчет измеренного тока I(0) в точку предполагаемого повреждения I(x–), что теоретически можно объяснить тем, что . Чем больше угол линии отличается от 90 о (линии без потерь), тем большей будет методическая погрешность алгоритма ОМП, что подтверждается и практикой: ОМП на ЛЭП-500 дает меньшую относительную погрешность, чем на линиях 110 кВ. Расчет тока I(x) = I(x–) – I(x+) в поперечной ветви повреждения в алгоритмах без методической погрешности предполагает расчет схемы в части ненаблюдаемого конца линии. Ток ненаблюдаемого конца определяется как где суммарное сопротивление на участках линии от х до l; Z r – эквивалентное сопротивление ненаблюдаемого конца линии. Учет в алгоритмах ОМП предшествующего режима позволяет определять эквивалентные сопротивления прямой (обратной), нулевой последовательности и эквивалентное E Э 55

История Тема номера: ОМП ЭДС «за спиной» устройства (рис. 2). Установка устройств ОМП по концам линии позволяет определять параметры ненаблюдаемого конца линии, тем самым выполнить двустороннее ОМП без методической погрешности. Эффективность одновременной обработки осциллограмм с двух сторон особенно проявляется в параметрах прямой последовательности, наиболее зависимых от текущего режима. Программный комплекс ОМП должен включать в себя множество алгоритмов, работающих либо только с текущей информацией, либо использующих еще и токи и напряжения предшествующего режима. Критерием выбора нужного алгоритма является наличие информации о предшествующем режиме и выявленный вид повреждения [3]. В нагрузочном режиме должны функционировать алгоритмы без методической погрешности, и результат ОМП будет тем точнее, чем больше имеется априорной информации об объекте и результатов его моделирования. Отсутствие информации о предаварийном режиме, например, при опробовании линии напряжением или ТАПВ, всегда приводит к выбору алгоритмов, имеющих методическую погрешность. Погрешности моделирования определяются неадекватностью математической модели реальному объекту, заключающейся в нарушении структуры и неточном задании системных параметров. Структурные ошибки проявляются в неправильном учете заземлений трансформаторов ответвительных подстанций и являются следствием недостатка информации об объекте. Некорректности в параметрах модели обусловлены неточностями предварительного (имитационного) моделирования и связаны большей частью с ошибками в учете тросов и параллельных линий, недостоверными сведениями о системах и нагрузках [4]. Из всего многообразия решаемых задач моделирования для алгоритмов без методической погрешности рассмотрим две наиболее актуальные задачи, влияние которых на точности замера оказывается наиболее значимым: расчет параметров эквивалентных систем и погонных 56

02 /Июнь 2014

Наука

Рис. 2. Модели для определения эквивалентных сопротивлений и ЭДС а) исходная; б) для аварийных величин Табл. 2 (Z – Z эт)

-200%

-100%

100%

200%

хf =5%

-0.5

-0.35

0.02

0.51

0.71

хf =50%

-2.65

-1.81

0.03

1.91

2.75

хf =95%

2.41

1.54

0.14

0.59

0.85

Z эт * 100%

Табл. 3 хf , %

, Ом/км

0.439+

0.440+

0.445+

0.450+

0.470+

0.475+

0.463+

+j1.316

+j1.315

+j1.298

+j1.263

+j1.171

+j1.0286

+j0.922

параметров нулевой последовательности самой линии. Следует заметить, что погрешности, вызванные неверным учетом параметров эквивалентных систем и погонных параметров самой линии, принципиально отличаются друг от друга и не могут быть скомпенсированы общим параметром. Зависимость погрешности ОМП от неточности задания сопротивлений эквивалентных систем (табл. 2) оказалась не столь значительной, как от фазовых искажений (табл. 1) или от погрешностей в удельных параметрах (табл. 3). При трехкратном изменении сопротивлений эквивалентных систем одновременно по прямой и нулевой последовательности при Rf = 30 Ом погрешность не превысила ±3%. Информации аварийного процесса достаточно для определения сопротивления прямой и обратной последовательностей, а также эквивалентной ЭДС «за спиной» (см. рис. 2). При наличии двухстороннего осциллографирования эти данные могут быть использованы для расче-

тов с противоположного конца линии, тем самым понижается степень неопределенности знаний о текущем режиме и повышается точность моделирования. Одной из самых сложных задач моделирования для целей ОМП является корректное определение удельных параметров нулевой последовательности линии. Влияние места КЗ на величины нулевой последовательности при наличии параллельных связей не позволяет получить однозначного решения задачи. В табл. 3 приведены результаты расчета удельных сопротивлений нулевой последовательности в зависимости от точки повреждения при металлическом КЗ для двухцепной межсистемной ЛЭП длиной 100 км. Сопротивления эквивалентных систем приняты равными , . Собственное сопротивление нулевой последовательности одной цепи линии составляет Изменения сопротивления нулевой последовательности вдоль линии

История Тема номера: ОМП составляют 34%. Если выбрать удельные параметры по среднему значению то приведенная погрешность ОМП при неадекватности только по реактивной составляющей при металлическом КЗ достигает 10% и более от длины линии (табл. 4). Из-за влияния места КЗ на величины нулевой последовательности модель приобретает неоднородность. Построение имитационных моделей нулевой последовательности с учетом параллельных линий и/или проводящих сталеалюминевых тросов или их эквивалентирование для целей ОМП предполагают измерение или расчет тока нулевой последовательности параллельной линии (троса). В общем случае этот ток состоит из двух составляющих: наведенного тока от основной линии и тока, обусловленного наличием гальванической связи между двумя линиями. Причем эти составляющие могут быть синфазными, что усиливает влияние параллельной линии на основную ЛЭП, или находиться в противофазе, ослабляя это влияние. Однако применение второй гальванической составляющей тока в алгоритмах имитационных моделей ОМП учитывается редко. Рассмотрим влияние магнитной и гальванической (электрической) связей на расчет погонных параметров нулевой последовательности на примере двухцепной линии Чувашэнерго «Катраси – ТЭЦ-2», «Катраси – ТЭЦ-3» (рис. 3). Известны подходы [5] к построению моделей, учитывающих влияние магнитной связи на величины сопротивлений нулевой последовательности (рис. 4). Их достоинством является возможность учета всех параллельных линий, идущих в одном коридоре без замера токов в этих линиях. В этом случае расчет удельных сопротивлений для k-го участка в предположении повреждения в точке осуществляется итерационным методом по формуле:

Наука

Табл. 4

-20%

-10%

10%

20%

хf =5%

0.8

0.4

0.0

-0.3

-0.6

хf =50%

8.1

3.8

0.01

-3.3

-6.1

хf =95%

12.2

5.1

0.03

-5.8

-11.4

Рис. 3. Фрагмент схемы сети Чувашэнерго

Рис. 4. Модель сети с учетом магнитной связи

Z2 I2

Zs2

Z12 Z1

, где

Zs1

I S =I1

Рис. 5. Модель сети с учетом магнитной и электрической связей

научно‑практическое издание

Zp+1

b Zr

. 57

Ro, Xo

Ом/км

История Тема номера: ОМП

1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4

Xo Ro

0,2 0

Lf, км 0

Ефремов Валерий Александрович

Наука

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

Рис. 6. Зависимости удельных сопротивлений нулевой последовательности от места повреждения на ВЛ-500 кВ

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

Более точная модель требует учета и электрической связи (рис. 5). В этой схеме ненаблюдаемый ток равен I2 = I2э + I2м, где I2м – составляющая от магнитной связи; I2э – составляющая от электрической связи. Путем очевидных преобразований схемы на рис. 4 можно получить: , где

– эквива-

лентные сопротивления, тогда расчетные выражения для удельных сопротивлений нулевой последовательности для таких схем примут вид:

Для рассматриваемой ЛЭП усредненные расчетные величины нулевой последовательности будут равны: принимает значения от до в зависимости от места повреждения; Рассмотренные методы снижения погрешностей ОМП позволяют для линий 110-220 кВ свести эти величины до значений 0.2÷1.0% от длины ЛЭП. Иная ситуация с длинными линиями межсистемных электрических сетей класса 500-750 кВ, оборудованными проводящими тросами, которые создают сильную зависимость эквивалентных первичных сопротивлений от места предполагаемого повреждения . Функции носят сложный характер по причине заземления проводящих тросов в определенных точках трассы линии. Характерным примером описанных ЛЭП является воздушная линия 500 кВ МЭС Востока «Амурская-Хабаровская» длиной 589,4 км с двумя проводящими тросами, заземленными в 6 местах, которая в настоящее время разрезана подстанцией Бурейской ГЭС. Удельная проводимость земли вдоль трассы этой ЛЭП изменяется примерно в два раза. На рис. 6 приведены зависимости удельных параметров нулевой последовательности от длины линии с учетом наличия проводящих тросов на ней и проводимости земли. 58

02 /Июнь 2014

Выводы 1. Точность расчета места повреждения зависит от ряда факторов, которые должны быть учтены в программных комплексах ОМП. 2. Погрешности измерительных цепей подстанции и каналов устройства ОМП должны быть минимизированы корректирующими передаточными коэффициентами. 3. В программных комплексах ОМП предпочтение должно быть отдано алгоритмам без методической погрешности. 4. Сложные зависимости погонных параметров нулевой последовательности линии электропередачи наиболее эффективно могут быть учтены в итерационных алгоритмах ОМП. Литература 1. Ефремов В.А., Лямец Ю.Я., Подшивалин Н.В. Анализ погрешностей алгоритмов определения места повреждения по одно- и двухстороннему наблюдению линий электропередачи в программном комплексе DISAN/LOCATOR// Электротехника и энергетика Поволжья на рубеже тысячелетий/ Сб. тезисов НПК. Чебоксары: Изд-во чуваш. ун-та, 2001. С. 21-24. 2. Лямец Ю.Я., Антонов В.И., Ефремов В.А., Нудельман Г.С., Подшивалин Н.В. Диагностика линии электропередачи. В кн. Электротехнические микропроцессорные устройства и системы. Чебоксары: Изд-во Чуваш. ун-та, 1992. С. 9-33. 3. Ефремов В.А. Адаптивный дистанционный принцип и средства его реализации. Автореферат диссертации. Чебоксары, 1993 г. 24 с. 4. Ефремов В.А., Лямец Ю.Я., Подшивалин Н.В. Модели линий электропередачи и точность определения места повреждения. В кн.: Актуальные проблемы релейной защиты, противоаварийной автоматики, устойчивости и моделирования энергосистем. М.: Издательство НЦ «ЭНАС», 2001. С. 224-225. 5. Ефремов В.А., Подшивалин Н.В. Цифровая модель линий электропередачи по нулевой последовательности. В кн. Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике. Чебоксары. 1996. С. 85-86.

об издании русскоязычного варианта книги Е. Барканса и Д. ЖалостибЫ «Защита от развалов и восстановление энергосистем» В «Рекламно-издательском центре «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (РИЦ «СРЗАУ») вышла из печати на русском языке уникальная книга известного ученого и практика в области противоаварийного управления в энергосистемах Екабса Барканса и молодого ученого из Рижского Технического университета Дианы Жалостибы «Защита от развалов и восстановление энергосистем». Англоязычный вариант этой книги был издан в Риге в рамках «Мирового энергетического совета» – Barkans J., Zelastiba D. Protection against blackouts and self restoration of power systems // RTU Publishing House, Riga, 2009, 141 pp. Это одна из редких книг, посвященных теме обеспечения надежности и живучести энергосистем и энергетических объединений. Одной из основных составляющих системы обеспечения надежности является тщательный анализ причин возникновения и развития аварий, имевших место в энергосистемах. Авторы, проанализировав развалы энергосистем в различных странах мира, пришли к выводу, что, несмотря на огромное разнообразие первоначальных причин развалов, их развитие сводится всего лишь к нескольким процессам, которые могут быть поставлены под контроль средствами автоматики и предотвращены доступными средствами системами защиты. Книга состоит из 9 глав и приложения. Особую ценность этой книге придает Приложение с описаниями развалов энергосистем (системных аварий), случившихся в Северной и Южной Америке, Канаде и Европе начиная с середины XX века. Книга будет интересна широкому кругу специалистов в энергосистемах, преподавателям, аспирантам и студентам высших учебных заведений, слушателям курсов повышения квалификации и дополнительного образования в области электроэнергетики. За дополнительной информацией обращайтесь по телефонам (8352) 226-394, 226-395 или по e-mail: ina@srzau-ric.ru

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ Проводится в рамках Российского Международного Энергетического Форума на XXI выставке «Энергетика и Электротехника» (17-20 июня 2014 г.)

18 июня 2014 года, г. Санкт Петербург, Большой проспект, 103, ВК «Ленэкспо», павильон 7, зал 7-3.

Цель Конференции: Обмен мнениями по формированию основных направлений дальнейшего развития систем РЗА, ПА и автоматизации электрических сетей на основе опыта внедрения микропроцессорных устройств РЗА и систем управления в электрических сетях. Основная тематика Конференции: Основные результаты внедрения микропроцессорных устройств РЗА и систем управления в электрических сетях. Итоги, проблемы, задачи и перспективы. Справки по телефонам:

Заявки на участие в конференциях принимаются:

РИЦ «СРЗАУ»: 8 (8352) 226-394(5) Иванова Наталия Анатольевна НП «СРЗАУ»: 8 (963) 787-96-05 Белотелов Алексей Константинович 8 (903) 104-49-14 Нечаева Анна Алексеевна

ina@srzau-ric.ru; belotelov@srzau-np.ru; nechaeva@srzau-np.ru

История Тема номера: ОМП

ОПЫТ И ОСОБЕННОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ В ТЮМЕНСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

Автор: Юшманов П.А., Филиал ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, г. Сургут, Россия.

Аннотация: в статье затрагивается тема определения места повреждения на базе программного комплекса «АРМ СРЗА». Выделяются и описываются основные деловые процессы между сотрудниками Тюменского РДУ при ОМП. Сделан акцент на особенностях расчета места повреждения в Тюменской энергосистеме. В завершение приведена статистика ОМП, а также отмечены основные причины, обосновывающие как точность, так и неточность расчетов. Ключевые слова: ОМП, определение места повреждения, АРМ СРЗА, Тюменская энергосистема, ВЛ, воздушная линия, ЛЭП.

Юшманов Павел Алексеевич Дата рождения: 24.11.1989. 2010 г. – бакалавриат по специальности «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических

систем»,

кафедра электрических сетей и систем (ЭСС), Энергетический институт (ЭНИН) Национального

исследова-

тельского Томского политехнического университета (НИ ТПУ). 2012 г. – магистратура по специальности «Управление режимами

электроэнерге-

тических систем», кафедра электроэнергетических

си-

стем (ЭЭС), Энергетический институт (ЭНИН) Национального исследовательского Томского политехнического университета (НИ ТПУ). В настоящее время – специалист СРЗиА Филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ.

02 /Июнь 2014

Тюменская энергосистема является крупнейшей в составе ОЭС Урала. Она располагается на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Суммарная установленная мощность электростанций (включая электростанции промышленных предприятий) составляет 15716,2 МВт. В диспетчерском управлении Тюменского РДУ находятся 37 линий напряжением 500 кВ, 142 линии напряжением 220 кВ и 39 линий напряжением 110 кВ. Помимо этого в диспетчерском ведении Тюменского РДУ находятся еще 7 линий напряжением 500 кВ, 22 линии напряжением 220 кВ и 362 линии напряжением 110 кВ [3]. Значительные размеры энергосистемы влекут за собой большое количество отключений, которых может быть более десяти за сутки, особенно в грозовой период (май – сентябрь). Отключение участка сети часто приводит к перебоям в электроснабжении потребителей, простою оборудования и нарушению электроэнергетического режима работы. Точное определение места повреждения (ОМП) является важной задачей как при неуспешном, так и при успешном автоматическом повторном включении линии (АПВ). В Тюменском РДУ для целей ОМП на воздушных линиях электропередачи (ВЛ) используется специализированный программный комплекс «АРМ СРЗА». Кроме того, ПК «АРМ СРЗА» предназначен для расчета

токов короткого замыкания, эквивалентов сети, уставок основных и резервных защит. Основываясь на вышесказанном, можно отметить, что одной из приоритетных задач Службы релейной защиты и автоматики (СРЗиА) Тюменского РДУ является ведение и поддержание в актуальном состоянии математической модели сети в данном программном комплексе. При отключении линии от действия релейной защиты дежурный персонал Оперативно-диспетчерской службы (ОДС) Тюменского РДУ получает первичную информацию – показания фиксирующих приборов (3I0, 3U0 при замыканиях на землю или I 2 , U2 при междуфазных замыканиях), анализирует их и определяет место короткого замыкания в модуле «ОМП для диспетчеров» ПК «АРМ СРЗА». В данном модуле содержится упрощенное графическое изображение сети, максимально приближенное к схеме, отображенной на видеостене диспетчерского пункта. Перед тем как выполнить расчет места повреждения, диспетчер моделирует актуальный режим работы сети на момент возникновения короткого замыкания – это оказывает значительное влияние на точность ОМП в ПК «АРМ СРЗА». Кроме того, если на линии есть ответвления или на поврежденном транзите есть подстанции, на которых включена ремонтная перемычка, диспетчер дополнительно загружает предварительно подготовленный файл с объединением линий. Для выработки навыков и уменьшения времени на

История Тема номера: ОМП выполнение операций при работе с модулем «ОМП для диспетчеров» (особенно в аварийных ситуациях) отделом расчетов СРЗиА разработана пошаговая инструкция. Если расчет места повреждения выдал несколько мест короткого замыкания, диспетчер выявляет наиболее вероятное из них путем исключения из расчета тех показаний, которые программа считает недостоверными. Опыт ОМП свидетельствует о том, что в условиях, когда приходится рассчитывать только на показания фиксирующих приборов, расчет по токам нулевой последовательности является более предпочтительным, чем расчет по напряжениям нулевой последовательности. Вообще, ОМП по показателям нулевой последовательности более распространено в Тюменской энергосистеме, что обосновывается причинами, описанными в [1, с. 27-28]. Чаще всего, если показания фиксирующих приборов достоверны, место повреждения определяется диспетчером однозначно. При невозможности точно определить место замыкания самостоятельно к задаче ОМП привлекается персонал СРЗиА. Специалисты СРЗиА Тюменского РДУ, помимо показаний фиксирующих приборов, получают осциллограммы регистраторов аварийных событий. Анализируя последние, можно получить гораздо более полные, точные и наглядные сведения относительно характера замыкания и значений аварийных величин. Интересным примером ОМП в Тюменской энергосистеме и совместной работы специалистов ОДС и СРЗиА может служить авария от 29.07.2013 г., когда во время грозы отключилась ВЛ 220 кВ «Холмогорская – Вынгапур» с успешным АПВ. Диспетчером были получены следующие данные фиксирующих приборов: ПС 500 кВ «Холмогорская» (3I0 = 1,41 кА, 3U0 = 2,4 кВ), ПС 220 кВ «Вынгапур» (3I0 = 2,77 кА, 3U0 = 50,7 кВ). Диспетчер, смоделировав аварийный режим работы сети и введя полученные данные в программу, получил на экране следующую картину: 4 вероятных

Рис. 1. ОМП по исходным данным

Рис. 2. ОМП по данным осциллограмм

места повреждения, объединенные в общую зону обхода длиной 48,4 км, что, в свою очередь, составляет практически треть линии (рис. 1). Исходя из рекомендаций СРЗиА, из расчета были исключены напряжения 3U0 и получено расчетное место повреждения – 32,7 км от ПС «Вынгапур». Позднее специалистами СРЗиА были получены осциллограммы с обеих сторон и определены характер повреждения (однофазное замыкание фазы B) и более точные значения аварийных величин: ПС 500 кВ «Холмогорская» (3I0 = 1,43 кА, 3U0 = 4,4 кВ), ПС 220 кВ «Вынгапур» (3I0 = 2,37 кА, 3U0 = 57,43 кВ). Введя данные показания в программу, было получено однозначное место повреждения – 38,18 км от ПС «Вынгапур» (рис. 2). В результате осмотра линии были обнаружены следы перекрытия молнии на изолятор грозотроса в 37 км от ПС «Вынгапур». Случаи, когда между собой замыкаются две фазы смежных линий, редки, но имеют место быть. Обычно такое происходит при сильных ве-

научно‑практическое издание

трах на длинных перегонах (переход ВЛ через реку, болота и т.д.) при выполнении ВЛ с использованием двухцепных опор. ОМП тогда чаще всего проводится в модуле «Расчет ТКЗ» по «бегущей точке», то есть путем перемещения места КЗ на линии вплоть до достижения аварийных значений фазных величин. Точная идентификация поврежденного участка в данном случае ставится под сомнение. Для оценки корректности ОМП введено понятие погрешности Δ: , где L расч – расчетное место повреждения, L факт – фактическое место повреждения, L линии – длина линии. На основании опыта расчета места короткого замыкания специалистами Тюменского РДУ можно отметить, что погрешность в подавляющем большинстве расчетов составляет не более 5% для линий на61

История Тема номера: ОМП пряжением 110, 220 кВ и 3% для линий напряжением 500 кВ. Подробная статистика приведена в табл. 1. Такая точность нахождения места повреждения определяется, прежде всего, следующими факторами: 1) корректность составления и ведения математической модели сети в ПК «АРМ СРЗА»; 2) квалификация работников оперативно-диспетчерской службы и службы релейной защиты и автоматики при анализе аварий; 3) оснащенность станций и подстанций Тюменской энергосистемы современными микропроцессорными фиксирующими индикаторами и регистраторами аварийных событий. В то же время иногда не получается определить точное место повреждения. Причин тому может быть несколько: 1) недостоверность полученных показаний фиксирующих приборов (погрешности самих фиксирующих приборов, ТТ, ТН [2]; недостаточная квалификация дежурного персонала на ПС);

02 /Июнь 2014

Табл. 1. Статистика ОМП в Тюменском РДУ Значения погрешности Δ

Процент КЗ, ОМП при которых выполнено с такой погрешностью ВЛ 110, 220 кВ

ВЛ 500 кВ

Δ<3%

54%

78%

3%<Δ<5%

39%

19%

5%<Δ<10%

Δ>10%

<1%

2)  неточное моделирование аварийного режима сети при ОМП; 3)  неточное задание параметров сети в математической модели ввиду неверной или неполной информации по типу опор, трассе линии, марке провода и т.д.; 4) отклонение сопротивлений трансформаторов и линий (а следовательно, и параметров схемы замещения) от номинальных значений в процессе их эксплуатации. В случае получения неудовлетворительного результата ОМП производится проверка математической модели с целью выяснения причины и исправления ошибок, если те имеют место быть.

В завершение, хотелось бы отметить, что ПК «АРМ СРЗА» является достаточно точным инструментом для ОМП при максимальном соответствии реальной и математической моделей сети и учете отклонений от нормальной схемы соединений энергосистемы. Литература 1. Аржанников Е.А., Лукоянов В.Ю., Мисриханов М.Ш. Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи. / Под ред. В.А. Шуина. М.: Энергоатомиздат, 2003. 272 с. 2. Машенков В.М. Особенности ОМП на ВЛ напряжением 110-750 кВ. Учебное пособие. СПб.: Центр подготовки кадров энергетики, 2005. 47 с. 3. Перечень объектов диспетчеризации Филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ с их распределением по способу управления. Сургут, 2014. 460 с.

История Тема номера: ОМП Автор: к.т.н. Кузнецов А.А., ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», г. Санкт-Петербург, Россия.

Кузнецов Антон Алексеевич Дата рождения: 13.09.1973 г. В 1996 году окончил Санкт-Петербургский государственный технический университет, теперь Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (СПбГПУ), кафедра «Электрические системы и сети». Зам. заведующего электротехнической лабораторией ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», разработчик программного модуля «НЕВА-ОМП».

02 /Июнь 2014

Точка зрения

Одностороннее или двустороннее ОМП? Согласно принятому в конце 2013 года стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» под названием «Типовая инструкция по организации работ для определения мест повреждений (ОМП) воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше», основным методом определения места повреждения (ОМП) является двусторонний расчет места повреждения по данным аварийных осциллограмм, получаемых от регистраторов аварийных событий (РАС), с помощью специализированных модулей ОМП. При этом методам одностороннего ОМП отводится роль вспомогательных. При реализации двустороннего метода неизбежно возникают следующие, требующие решения, вопросы: • н еобходимость оперативного получения аварийной осциллограммы с противоположного конца линии, для чего должен быть реализован высококачественный канал связи между двумя регистраторами; •н еобходимость обеспечения высокой точности синхронизации осциллограмм (не менее 10 мкс), полученных от двух различных регистраторов; •ж елательность использования на разных концах защищаемой линии РАС одного производителя, что позволит автоматизировать процесс передачи файлов аварийных осциллограмм и их последующей обработки, исключив необходимость промежуточной конвертации в формат «Comtrade»; • в заимодействие разных собственников подстанций, расположенных на противоположных концах линии, что может существенно усложнить процесс передачи файлов аварийных осциллограмм; •д ля большого количества тупиковых линий установка регистраторов на конечных подстанциях представляется неоправданно дорогим решением.

Видно, что применение двустороннего ОМП принципиально связано с более высокой сложностью реализации и повышенными финансовыми затратами по сравнению с методами одностороннего ОМП по параметрам аварийного режима, и может быть экономически оправдано только для линий сложной конфигурации (например, воздушно-кабельных или с большим количеством отпаек, имеющих трансформаторы с заземленной нейтралью), когда односторонние методы дают недопустимую погрешность. В свою очередь, методы одностороннего ОМП лишены отмеченных выше недостатков и позволяют при относительно невысоких затратах обеспечить приемлемый уровень точности определения места повреждения. Согласно существующим данным, например, при использовании программного модуля «НЕВАОМП», может быть обеспечена точность на уровне, не превышающем (1-2) % от длины линии. При этом одной из основных проблем, существенно влияющей на точность ОМП по параметрам аварийного режима, является точность задания параметров защищаемой линии, а также сопротивлений прямой и нулевой последовательности на шинах подстанции на её дальнем конце. Уточнение параметров защищаемой линии и коррекция файлов данных для повышения точности ОМП должны выполняться разработчиками в ходе анализа результатов работы модулей ОМП и их сопоставления с известными местами возникновения повреждений, что может быть сделано только при постоянном взаимодействии между Заказчиком ОМП и его Поставщиком. Такая коррекция должна выполняться также при изменении конфигурации самой линии или примыкающей к ней электрической сети.

История Тема номера: РАС Авторы: Глезеров С.Н., Ундольский А.А., ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», г. Санкт-Петербург, Россия.

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ РЕГИСТРАТОРОВ АВАРИЙНЫХ СОБЫТИЙ ДЛЯ МОНИТОРИНГА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ НА ОБЪЕКТАХ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПАНИИ Аннотация: описан пример построения системы мониторинга технологических нарушений на энергообъектах Саратовских РС МРСК Волги на базе регистраторов аварийных событий.

Ключевые слова: технологические нарушения, мониторинг, регистрация аварийных событий, программное обеспечение. В 2012 году в Саратовских распределительных сетях МРСК Волги была введена в эксплуатацию система мониторинга технологических нарушений (СМТН), построенная на базе уже имевшихся к тому времени на подстанциях регистраторов аварийных событий (РАС). Работу по разработке и внедрению системы выполнила Научно-производственная фирма «ЭНЕРГОСОЮЗ», имеющая наибольшее число внедрений систем РАС на энергообъектах саратовского региона. МРСК Волги является крупной сетевой компанией, в которой имеется значительное количество внедрений систем РАС «НЕВА». Анализ информации, получаемой от регистраторов аварийных событий, производится, как правило, не на самих объектах, а в центральной службе РЗА сетевого предприятия или в его производственных отделениях. В результате постоянного увеличения количества объектов, оснащённых системами РАС, увеличивается и поток анализируемых данных, специалистам становится сложнее разбираться во всё возрастающем объёме информации. Ситуация осложняется ещё и тем, что регистраторы являются достаточно чувствительными устройствами и срабатывают не только при авариях и нарушениях нормального режима, но и при небольших «клевках», помехах и т.д. Со временем стало ясно, что у специалистов центральных служб существует явная потребность в какой-то автоматизированной информационной системе, которая могла бы помочь им в работе с тем морем информации, которое порождается системами РАС их многочисленных объектов. Возникло и дополнительное соображение о том, что сбор и консолидация в центре управления сетями разрозненных даннаучно‑практическое издание

ных, получаемых от систем РАС подстанций, может пригодиться не только релейщикам для разбора аварий, но и другим службам – для мониторинга технологических нарушений на объектах в целом. Все эти предпосылки и привели к созданию СМТН, разработка которой велась в тесном контакте со специалистами Саратовских распределительных сетей. Было определено, какие службы предприятия заинтересованы в информации, которую может предоставлять система, и в решении каких задач СМТН может оказывать помощь: • С лужба РЗА – получение данных о нарушениях нормального режима, анализ аварий и их причин, оценка правильности работы защит и выключателей. • О перативно-диспетчерская служба – фиксация аварий на ВЛ, определение места и типа повреждения, информация о работавших защитах и успешности АПВ. • П роизводственно-техническая служба – статистический учет нарушений нормального режима. Выявление наиболее проблемных объектов, линий и единиц оборудования. Планирование ресурсов на ремонт и модернизацию. Автоматизация отчетности. При создании системы были учтены и статистические данные о технологических нарушениях в работе различного типа электрооборудования подстанций (рис. 1). Из этих данных следует, что подавляющее число технологических нарушений относится к воздушным ЛЭП и коммутационному оборудованию подстанций (выключателям, разъединителям и т.д.), а вместе с устройствами РЗА оно и вовсе составляет более 90%. 65

История Тема номера: РАС

Рис. 1. Схема распределительного устройства 500 кВ ПС «Итатская»

Рис. 2. Организационная структура сетевой компании

Рис. 3. Структура технических средств СМТН

02 /Июнь 2014

При этом сигналы от указанного оборудования – линий, выключателей, устройств защиты и автоматики, как правило, уже заведены в регистраторы аварийных событий, поэтому для решения задач мониторинга нужно только добавить в имеющиеся системы РАС соответствующее программное обеспечение. СМТН построена с учетом организационной структуры электросетевой компании и ее иерархического распределенного характера. Одна из главных функций СМТН состоит в осуществлении автоматического сбора информации с подстанций и передачи её на более высокие уровни – производственные отделения и центры управления сетями, поэтому структура технических средств системы также является иерархичной. СМТН представляет собой трехуровневую автоматизированную систему с распределенными функциями сбора, обработки, хранения, передачи и отображения данных. Нижний уровень системы (уровень объекта) представлен техническими средствами сбора сигналов с подстанции – РАС и МП РЗА, их предварительной обработки, формирования пакетов информации о зарегистрированных технологических нарушениях и передачи данных на вышележащий уровень. На среднем уровне располагается сервер хранения данных РАС и СМТН производственного отделения. На этом сервере выполняется сбор и хранение информации о технологических нарушениях по объектам, входящим в зону ответственности производственного отделения. На верхнем уровне располагается центральный сервер СМТН, на котором производится окончательная обработка данных о технологических нарушениях, наполнение и управление базой данных СМТН, а также формирование и выдача информации на АРМы пользователей. Основные особенности СМТН: • О сновной источник данных для СМТН – это регистраторы аварий-

История Тема номера: РАС ных событий подстанций. Дополнительно могут быть использованы терминалы МП РЗА. • Сбор и сохранение в централизованной базе данных информации от систем РАС объектов выполняется в автоматическом режиме. • Д ля передачи информации с объектов могут использоваться разнородные каналы связи с различными характеристиками. • Предусмотрены средства ручного ввода данных о технологических нарушениях, а также контроля и дополнения данных, полученных в автоматическом режиме. • Программное обеспечение СМТН уровня объекта является надстройкой над существующим ПО РАС и не влияет на его работу. • Предоставление информации из базы данных СМТН специалистам различных служб – диспетчерам, релейщикам, инженерам ПТО, выполняется дифференцированно, в соответствии со спецификой их работы. В ходе создания и внедрения СМТН в Саратовских РС МРСК Волги приходилось решать разнообразные проблемы – как технические, так и организационные. Возникали и новые задачи, с которыми ранее, при внедрении РАС на объектах, нам сталкиваться не приходилось. В частности, довольно много усилий было приложено для того, чтобы в систему можно было включать объекты, имеющие низкоскоростные каналы связи или не имеющие их вовсе. С этой целью в программное обеспечение уровня объекта была введена гибкая настройка, позволяющая задавать наполнение пакетов информации о технологических нарушениях, которые будут передаваться с подстанции на вышележащий уровень. Например, в минимальном варианте это может быть только экспресс-отчет о событии, а в максимальном – полная детальная информация, включающая осциллограммы и таблицы событий. Другой задачей, которую также пришлось решать, стала необходимость предварительной автоматической филь-

Рис. 4. Вид экрана АРМ СМТН специалиста ЦСРЗА

Рис. 5. Вид экспресс-отчета о событии

трации событий на объекте – для того, чтобы на верхние уровни системы не попадала лишняя информация, например какие-то события, хотя и связанные с работой РАС, но не носящие характер технологического нарушения. Для решения этой задачи в программное обеспечение была введена возможность задания дополнительных критериев – комбинации различных условий, которые позволяют распознать факт технологического нарушения. Среди этих условий может быть работа защит, срабатывание выключателей, сигналы о неисправностях и от-

научно‑практическое издание

казах, дополнительные по отношению к заданным в РАС уставки по сигналам токов и напряжений, результаты ОМП по осциллограмме и другие признаки. С целью повышения достоверности и исключения влияния человеческого фактора возможность какой-либо ручной коррекции автоматически сформированных пакетов данных о технологических нарушениях на объектах не предусматривалась изначально, а вот возможность ручного добавления данных о событиях была обеспечена. Тем не менее практика эксплуатации СМТН показала то, что 67

История Тема номера: РАС

Рис. 6. Вид экрана статистических данных СМТН

возможностью ручного ввода информации практически никто не пользуется, и в настоящее время основной режим наполнения базы данных о технологических нарушениях на объектах – полностью автоматический. Система функционирует следующим образом. Исходные данные о режиме работы энергообъекта собираются устройствами РАС, а также устройствами МП РЗА в виде значений аналоговых и дискретных сигналов присоединений. Далее посредством алгоритмической обработки эти устройства формируют набор информации c данными текущего режима, таблицами событий (переключений) и осциллограммами переходных процессов. Эта информация поступает на серверы РАС и РЗА объекта, где с помощью программного обеспечения «СМТН-объект» выполняются её разбор, систематизация, обработка, анализ по заданным дополнительным критериям, и если определен факт технологического нарушения, то производится формирование соответствующего пакета данных и передача его на вышележащий уровень системы – на сервер данных РАС про68

02 /Июнь 2014

изводственного отделения. С сервера данных РАС производственного отделения данные о технологических нарушениях также автоматически передаются на центральный сервер СМТН, находящийся в ЦУС, где попадают в центральную базу данных СМТН. Центральный сервер СМТН управляет базой данных и обслуживает запросы пользователей с выдачей им различных экранных форм и отчетов. Какую информацию даёт СМТН различным службам? Служба РЗА: • Список событий, технологических нарушений, неисправностей и отказов по всем объектам, включенных в систему. • Полная информация о любом зарегистрированном событии: – объект, производственное отделение; – дата/время события; – список затронутого событием оборудования; – информация о работе РЗА, выключателей, срабатывании сигнализации; – р езультат определения места повреждения линий; – файлы осциллограмм; – с лужебные сообщения, зареги-

стрированные на объекте. • Д анные о работе систем РЗА и РАС на объектах. • О тчеты о нарушениях нормального режима на ВЛ за заданный период. • Статистика событий за указанный период времени по производственным отделениям и объектам. Оперативно -диспетчерская служба: • Список технологических нарушений по объектам с указанием информации о событии: – дата/время; – объект, производственное отделение; –  затронутое событием оборудование объекта; –  информация о работе РЗА, выключателей, срабатывании предупредительной и аварийной сигнализации; –  результат определения места повреждения на ВЛ; – результат работы АПВ. Также диспетчер может одним щелчком мыши вывести на экран сформированный экспресс-отчет по событию. Производственно-техническая служба: • Статистика событий за указанный период времени по производственным отделениям и отдельным объектам. • Статистические отчеты о технологических нарушениях с возможностью различной детализации – по объектам, типам, единицам оборудования и т.д. • Отчеты о нарушениях нормального режима на ВЛ. СМТН Саратовских РС была введена в эксплуатацию в начале 2013 года. На сегодняшний день системой охвачено 20 подстанций, находящихся во всех семи производственных отделениях. Основным источником данных для системы является РАС «НЕВА», дополнительным – МП РЗА «Сириус-2». В производственных отделениях установлены серверы данных РАС, которые также входят в систему. Центральный сервер системы, построенный на базе отказоустойчивого кластера, располагается в ЦУС Саратовских РС. Осуществлено разграничение доступа к данным: специалисты

История Тема номера: РАС

Глезеров Сергей Натанович Дата рождения: 17.02.1950 г. В 1973 окончил Ленинградский политехнический институт, теперь СанктПетербургский государственный политехнический университет (СПбГПУ) по специальности «Автоматизированные системы управления». Генеральный директор ЗАО «НПФ «ЭНЕРГО СОЮЗ».

Ундольский Алексей Александрович Дата рождения: 03.03.1973 г. В 1995 году окончил СанктПетербургский государственный технический университет, теперь СанктПетербургский государственный политехнический университет (СПбГПУ). Факультет технической кибернетики, кафедра «Автоматика и управление в технических системах». Специальность «Инженерсистемотехник». Заведующий лабораторией АСУ ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

производственных отделений имеют доступ к информации только по своим объектам, а специалисты центральных служб – к информации по всем объектам, включенным в систему. Количество пользователей, работающих с СМТН в центральных службах – около десяти. За время работы системы было зарегистрировано около двух тысяч технологических нарушений. Наибольшее их число (около 90%) относится к воздушным линиям, как и предсказывала статистика. Внедренная в Саратовских РС система мониторинга технологических нарушений является новой как для эксплуатирующих её специалистов, так и для нас как её разработчиков, поэтому мы поддерживаем постоянную связь с заказчиком по всем вопросам, касающимся эксплуатации системы, а также принимаем замечания и предложения по её модернизации и развитию. Поддержку и сопровождение системы также в настоящее время осуществляют специалисты НПФ «Энергосоюз». Отслеживается исправность работы технических средств и программного обеспечения всех уровней СМТН, регулярно проверяется поступление информации от всех объектов, охваченных системой. Уточняются и корректируются критерии определения технологических нарушений, вносятся поправки в настройки программных модулей ОМП. По отдельным событиям совместно со специалистами ЦСРЗА детально анализируется информация, поступившая с подстанций. Такой анализ в ряде случаев позволил уточнить и поправить настройки систем РАС некоторых объектов. Одним из результатов внедрения СМТН стало то, что с её помощью можно не только осуществлять мониторинг событий, происходящих на объектах, но и следить за исправностью и надежностью работы самих регистраторов аварийных событий, находящихся в работе на подстанциях. С момента внедрения системы в Саратовских сетях прошло не так много времени, но результаты её применения уже видны. Среди них можно отметить следующие: •П овысилась наблюдаемость объектов, включенных в СМТН. • О перативно-диспетчерский персонал ЦУС получил возможность быстрого получения информации об аварийных событиях на подстанциях. • Центральная служба РЗА получила инструмент для сбора и анализа данных о событиях, научно‑практическое издание

происходящих на объектах, а также о работе устройств РЗА и РАС. • Специалисты производственно-технических служб получили возможность безбумажного учета и статистического анализа данных о технологических нарушениях и повреждениях оборудования на объектах. • В автоматическом режиме идёт накопление опорных данных для обеспечения возможности обслуживания и ремонта оборудования по его состоянию. • И дёт формирование статистики, позволяющей выявлять наиболее проблемные объекты и единицы оборудования, что в перспективе должно уменьшить количество аварийных ситуаций и технологических нарушений на объектах. С получением первых результатов внедрения системы стали понятны и направления её дальнейшего развития: • Совершенствование критериев определения технологических нарушений. • Расширение списка поддерживаемых системой устройств РАС и МП РЗА, являющихся первичным источником данных о событиях. • Автоматизация анализа действия устройств защиты и автоматики. • Автоматизация учёта ресурса оборудования. • Разработка дополнительных отчётных форм. Работы по совершенствованию системы СМТН ведутся в ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» на постоянной основе.

История Тема номера: РАС Автор: Долгих Н.Е., ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», г. Санкт-Петербург, Россия.

Контроль и осциллографирование работы приемопередатчика и состояния высокочастотного тракта регистратором аварийных событий Аннотация: в статье рассмотрено оптимальное решение по контролю состояния ВЧ-канала регистратором аварийных событий.

Ключевые слова: регистрация аварийных событий, преобразователи сигнала, основная защита, ВЧ-защита, контроль ВЧ-канала.

Долгих Николай Егорович Дата рождения: 12.05.1955 г. В 1977 г. окончил Челябинский институт механизации и электрификации сельского хозяйства по специальности «Электрические сети и системы». Технический директор ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

02 /Июнь 2014

В настоящее время основная защита линий высокого напряжения часто выполняется дифференциально-фазной защитой (ДФЗ) или защитой с высокочастотной блокировкой (ВЧБ), с выполнением связи между полукомплектами защиты на разных концах линии высокочастотным каналом связи. Для этого каждый полукомплект защиты оснащается высокочастотным приемопередатчиком сигналов (ВЧ-пост). Высокая готовность ВЧ-канала для надежной работы защиты поддерживается периодическим контролем его состояния. В современных ВЧ-постах обеспечивается автоматический контроль исправности канала связи и наличие запаса по затуханию ВЧ-сигнала. Через интерфейс локальной сети (ЛС) информация о текущем состоянии канала связи и ВЧ-поста сигналов передается в АСУ ТП, но эта функция не отменяет необходимость регистрации работы приемопередатчика и состояния канала физическими сигналами в регистраторах аварийных событий, для точной привязки события к системному времени. Приемопередатчики всех поколений имеют дискретные и аналоговые выходы для подключения систем контроля, в частности, устройств РАС, причем у разных производителей нет единого состава по типу сигналов и их назначению. Внутренние модули приемопередатчика, которые формируют эти физические сигналы, вносят задержку времени от момента формирования ВЧ-сигнала на выходе своего поста или от момента времени приема ВЧ-сигнала передатчика противоположной стороны линии электропередачи. Все это вынуждает в каждом проекте регистратора аварийных событий искать оптимальное решение по контролю состояния ВЧ-канала. В устройстве РАС под эти цели занимается несколько входных аналоговых и дискретных

каналов. А так как устройства автоконтроля ВЧ-постов более сложны, чем собственно сами приемопередатчики, возникает вопрос надежности отображения о состоянии ВЧ-поста его выходными сигналами и точности измерения параметров сигнала в ВЧ-канале. Очевидна необходимость выполнения такого метода контроля состояния и работы ВЧ-канала средствами регистратора аварийных событий, который не зависит от состояния приемопередатчика, требует минимальных затрат на выполнение контроля, обеспечивает высокую достоверность и надежность. Задача была решена разработкой для регистратора аварийных событий специального преобразователя ВЧ-сигнала «ПС-АВЧ» (рис. 1) с прямым подключением к ВЧ-каналу. За основу принята идея двухмасштабной записи, которая применялась релейщиками для контроля ВЧ-канала светолучевыми осциллографами Н-13.

Рис. 1. Преобразователь «ПС-АВЧ»

История Тема номера: РАС В «ПС-АВЧ» доработана принципиальная схема, применена современная элементная база, выход преобразователя адаптирован для применения в составе микропроцессорного устройства РАС. Преобразователь «ПС-АВЧ» подключается к ВЧ-входу приемопередатчика параллельно коксиальному ВЧ-кабелю и устанавливается непосредственно у ВЧ-поста. Входные параметры преобразователя подобраны так, что они не влияют на сигнал, передаваемый своим передатчиком, и сигнал, принимаемый от чужого передатчика с противоположной стороны ВЛ. Питание «ПС-АВЧ» выполняется напряжением 220 вольт переменного или постоянного тока. Предусмотрена версия преобразователя с питанием 24 вольта напряжения постоянного тока. В этом случае напряжение питания подается от устройства РАС кабелем, которым «ПС-АВЧ» подключается к регистратору. Для подключения преобразователя ВЧ-сигнала в устройстве РАС задействуется один аналоговый вход нормированного сигнала. Разработанный и выпускаемый серийно преобразователь ВЧ-сигнала в режиме автоконтроля и в режиме срабатывания защиты обеспечивает селективные измерения уровня сигналов в полосе фильтра релейной защиты (РЗ), отображение уровня сигнала ВЧ-передатчика в именованных единицах (вольт), уровня принимаемого сигнала с противоположного конца ВЛ в именованных единицах (вольт), уровня шумов в именованных единицах (вольт), контроль исправности канала связи и наличие запаса по затуханию ВЧ-сигнала. На рис. 2 показана осциллограмма записи процесса автоконтроля ВЧ-канала с ВЧБ. На осциллограмме хорошо видно, как свой ВЧ-пост предупредил смежный пост о начале автоконтроля посылкой 14 импульсов в течение 220 мс. С паузой 80 мс пост запустился на 80 мс и сразу получил ответ длительностью 80 мс. Величина своего сигнала 56 В, величина сигнала с противоположной стороны 14 В с учетом затухания в линии.

Рис. 2. Осциллограмма записи процесса автоконтроля ВЧ-канала с ВЧБ

Рис. 3. Фрагмент осциллограммы записи процесса автоконтроля ВЧ-канала защиты типа ДФЗ

В окне дискретных сигналов экрана осциллограммы показан пуск своего ВЧ-поста. Других сигналов в РАС, включая аналоговые, этот пост не выдает. Не отражается и пуск ВЧ-поста противоположной стороны ВЛ. На рис. 3 показан фрагмент осциллограммы записи процесса автоконтроля ВЧ-канала защиты типа ДФЗ. На следующем рисунке (рис. 4) приводится фрагмент осциллограммы записи однофазного замыкания на землю ВЛ-110 кВ, основная защита выполнена с ВЧБ.

научно‑практическое издание

На осциллограмме хорошо видно, что ВЧ-посты полукомплектов защиты на своей и противоположной стороне ВЛ «К-1» остановились. Блокирующий сигнал (5: Uвч К-1) в ВЧ-тракте канала линии электропередачи отсутствует. Приемопередатчики других линий на этой системе шин запустились, так как замыкание было не в зоне действия этих защит, действие защит блокировано. Применение преобразователя сигналов «ПС-АВЧ» в регистраторе аварийных событий позволяет простым способом выполнить достоверный контроль состояния всего ВЧ-канала 71

История Тема номера: РАС

Рис. 4. Фрагмент осциллограммы записи однофазного замыкания на землю ВЛ-110 кВ

основной защиты линии и ВЧ-канала противоаварийной автоматики. Один аналоговый вход РАС позволяет достоверно отобразить на осциллограмме момент пуска ВЧ-поста, независимо от типа приемопередатчика защиты, и в дополнение к имеющимся сигналам расширяет объем и качество информации для анализа работы высокочастотного канала защиты. При дефиците свободных каналов РАС один аналоговый сигнал от «ПС-АВЧ» дает минимально необходимый объем информации по работе ВЧ-постов при аварии, состоянии ВЧ-канала и исправности систем автоконтроля приемопередатчиков.

Точка зрения

Автор: Савельев А.Л., ЗАО «НПФ «ЭНЕРГО-

СИНХРОННЫЕ ВЕКТОРНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ КАК ФУНКЦИЯ РАС

СОЮЗ», г. Санкт-Петербург, Россия.

Савельев Андрей Леонидович Дата рождения 15.09.1972 г. В 1995 году окончил СПбГПУ по специальности «Вычислительные машины, комплексы, системы и сети». Коммерческий директор ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

02 /Июнь 2014

Существует мнение об экономической целесообразности реализации функции синхронных векторных измерений (СВИ) в регистраторах аварийных событий (РАС). Это было бы актуально, если бы РАС и устройство СВИ (УСВИ) имели одинаковые входные сигналы, общий канал передачи данных, а контроллеры РАС выполняли параллельно функции УСВИ без ущерба для основной функции. Однако регистраторы подключаются к релейным обмоткам ТТ, а устройства векторных измерений – к измерительным. В результате в устройстве РАС потребуется почти в 2 раза больше токовых входов и клемм в шкафу. А в случаях, когда для подключения токовых цепей устанавливаются испытательные блоки (БИ), может возникнуть дефицит свободного места в шкафу. Экономия за счет использования общего вычислителя для векторных измерений и РАС –

небольшая, т.к. цена устройств СВИ составляет несущественную долю в стоимости внедрения системы мониторинга переходных режимов (СМПР), в состав которой они входят. Система РАС и СМПР, в которой применяются устройства СВИ – независимые с точки зрения эксплуатации системы, которые имеют разные показатели и назначения, могут внедряться в разное время, иметь разные требования к каналам передачи данных, интервалам обслуживания и поверки, к эксплуатирующему персоналу и т.д. На наш взгляд, функции РАС и УСВИ должны быть реализованы конструктивно и функционально в разных устройствах. В качестве УСВИ хорошо зарекомендовали себя, например, «МИП-02» производства ЗАО «РТСофт» или «ЭНИП-3» производства ЗАО «ИЦ «Энергосервис». Идея объединения функций УСВИ и РАС в одном устройстве представляется нецелесообразной.

История Тема номера: РАС Автор: Траулько В.Е., ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», г. Санкт-Петербург, Россия.

Траулько Виталий Евгеньевич Дата рождения: 14.07.1975 г. В 1998 году окончил СанктПетербургский государственный технологический институт (технический университет), кафедра «САПР и У» по специальности инженер-системотехник. Менеджер по маркетингу и рекламе ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

НОВЫЙ КОНСТРУКТИВ РЕГИСТРАТОРОВ АВАРИЙНЫХ СОБЫТИЙ «НЕВА-РАС» Особенностью регистратора аварийных событий «НЕВА-РАС» является наличие выносных устройств (измерительных преобразователей – ИП) для сопряжения с вторичными цепями измерительных трансформаторов тока и напряжения. Размещение преобразователей вблизи источников сигналов тока и напряжения в панелях и шкафах РЗА позволяет сокращать длину кабелей и снижать сопротивление нагрузки на измерительные ТТ и ТН. Такое решение оказалось особенно удобным при модернизации старых систем РАС, а также при добавлении регистраторов к существующим системам РЗА. В последнее время в связи с внедрением микропроцессорной аппаратуры РЗА шкафов РЗА становится меньше, расположение шкафов в помещениях становится более компактным, и актуальность вынесения измерительных преобразователей за пределы шкафов РАС снижается. Это подтверждается большим количеством заказов шкафов, где требуется установить ИП внутри шкафа. В связи с этим в НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» разработана новая конструкция устройств РАС, в которой модули сопряжения находятся в одном корпусе с устройством РАС и обеспечивают «прямой ввод» токов и напряжений. Набор модулей сопряжения произвольный, так же как в варианте с внешними измерительными преобразователями. Сохранена возможность применения существующих выносных преобразователей с установкой их в панелях РЗА и другом электротехническом оборудовании. Новая конструкция позволяет устанавливать устройства в шкафы шириной 600 мм (стандарт 19”), обеспечивая при этом удобство монтажа кабелей и доступа для ремонта отдельных узлов РАС без демонтажа и отключения входных цепей.

научно‑практическое издание

Электропитание нового устройства осуществляется напряжением 24 В постоянного тока, получаемого от отдельного источника гарантированного питания, имеющего два входа напряжения 220 В постоянного или переменного тока. Источник имеет встроенную сигнализацию наличия питания и неисправности и может быть установлен в шкаф исполнения 19”. НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» предлагает новый конструктив и модуль электропитания производителям систем РЗА и АСУ для самостоятельной установки в их собственные шкафы. Цена «НЕВА-РАС» в таком случае минимальна.

ЗАО «Научно-производственная фирма «ЭНЕРГОСОЮЗ» 194354, Россия, г. Санкт-Петербург, ул. Есенина, д. 5 «Б» Тел./факс: (812) 320-00-99, 591-62-45 E-mail: mail@energosoyuz.spb.ru www.energosoyuz.spb.ru

ПРАКТИКА

СОПТ

Авторы: к.т.н. Алимов Ю.Н., Быков К.В., к.т.н. Галкин И.А., Малышев А.Б.,

ОСОБЕННОСТИ КОНТРОЛЯ И ИЗМЕРЕНИЯ ИЗОЛЯЦИИ В СЕТИ ОПЕРАТИВНОГО ПОСТОЯННОГО ТОКА НАПРЯЖЕНИЕМ 220 В

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

Аннотация: в статье рассматриваются вопросы, связанные с контролем и измерением сопротивления изоляции в сети оперативного постоянного тока подстанций и электростанций, предлагается схема контроля и измерения, позволяющая решить возникающие при работе проблемы.

Ключевые слова: сеть оперативного постоянного тока, РЗА, РН51/32, РКИЭ. Для контроля сопротивления изоляции в сети оперативного постоянного тока напряжением 220 В широкое применение нашла схема [1], основанная на мостовом соединении резисторов R1 и R 2 и обмотки реле РН51/32. Резисторы соединены последовательно и подсоединены к полюсам сети, а обмотка реле РН51/32 включена между общей точкой резисторов и «землей» (рис. 1). Имеется несколько вариантов этой схемы с различными значениями величин резисторов и способов соединения обмоток реле. Так, например, в одном варианте резисторы имеют величины 1 кОм, а обмотки реле РН51/32 соединены параллельно. Во втором варианте резисторы имеют величины 2,2 кОм, при этом обмотки реле соединены последовательно. В первом случае эквивалентное сопротивление обмоток составляет примерно 3,9 кОм, а во втором случае 15,6 кОм. Отметим, что приведенная схема контролирует сопротивление изоляции всей сети оперативного постоянного тока лишь в случае несимметричного ухудшения сопротивления изоляции на одном из полюсов сети до величины примерно 20 кОм. Для измерения эквивалентного сопротивления сети оперативного тока оперативный персонал подстанций или электростанций в начале и конце смены с помощью переключателя SN и потенциометра R3 производит настройку моста в ручном режиме, а затем вычисление эквивалентного сопротивления изоляции всей сети, что достаточно утомительно. Отметим, что в положениях 1 и 2 переключателя SN обмотка реле РН51/32 отсоединена от «земли». При этом вольтметр, сопротивление которого составляет примерно 50 кОм, подсоединен между полюсом сети и «землей». При таком способе измерения изоляции сети напряжение на полюсе сети, к которому подсоединен вольтметр, снижается до величины 20…60 В, в зависимости от ве74

02 /Июнь 2014

личины сопротивлений изоляции полюсов сети оперативного постоянного тока, при этом напряжение на другом полюсе сети соответственно увеличивается до значений 160…200 В. Такое увеличение напряжения на полюсах сети может привести к ложной работе устройств РЗА [2]. Одной из причин ложной работы устройств РЗА является металлическое замыкание входа платы дискретных сигналов РЗА или реле-повторителя, например, газовой защиты на «землю». При этом сопротивление изоляции сети оперативного постоянного тока снижается до величины примерно 50 кОм [3]. Такое снижение сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока не может быть проконтролировано в автоматическом режиме традиционной схемой контроля изоляции. Таким образом, для снижения вероятности ложной работы устройств РЗА в сетях оперативного постоянного тока подстанций и электростанций необходимо:

Рис. 1. Традиционная схема контроля и измерения сопротивления изоляции в сети оперативного постоянного тока

ПРАКТИКА

СОПТ

Алимов Юрий Николаевич Дата рождения: 22.08.1938 г. В 1960 г. окончил Новочеркасский политехнический институт (НПИ). В 1975 г. там же защитил диссертацию на соискание звания кандидата технических наук. Заместитель технического директора по РЗА ООО НПП «ЭКРА».

Рис. 2. Предлагаемая схема контроля и измерения сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока

Быков Константин Владимирович Дата рождения: 20.07.1976 г. В 1999 г. окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова. Заместитель заведующего отдела НКУ ООО НПП «ЭКРА».

• п овысить величину контролируемого сопротивления изоляции сети до величины примерно 50 кОм; • у меньшить величину перекоса напряжений на полюсах сети в случае измерения сопротивления изоляции сети; • у простить процедуру измерения сопротивления изоляции сети переводом ее в автоматический режим; • п овысить надежность устройств контроля и измерения сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока. Для решения поставленных задач предлагается схема, основанная на применении реле контроля уровня сопротивлений изоляции полюсов сетей оперативного постоянного тока РКИЭ и реле РН 51/6,4 (рис. 2). Данная схема позволяет не только контролировать сопротивление изоляции сети оперативного постоянного тока в автоматическом режиме, но и в случае необходимости провести измерение сопротивленаучно‑практическое издание

ния изоляции в ручном режиме. Требование повысить надежность устройств контроля и измерения сопротивления изоляции сети в данной схеме обеспечено применением дублирующего устройства контроля и измерения сопротивления изоляции. Данная схема работает следующим образом: 1. В случае положения переключателя SN2 в положение 1 к сети оперативного тока подсоединены резисторы R 1, R 2 и R 3 , а также реле РКИЭ. Резисторы имеют такие же значения, как и в традиционной схеме контроля изоляции. Между клеммами КЕ и РЕ сопротивление равно нулю, поэтому напряжение на полюсах сети делится примерно поровну. Реле РКИЭ контролирует сопротивление изоляции в автоматическом режиме. Диапазон контролирования эквивалентного сопротивления изоляции сети реле РКИЭ составляет 0…200 кОм, что удовлетворяет 75

ПРАКТИКА

Галкин Игорь Александрович Дата рождения: 23.06.1952 г. В 1974 г. окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова. В 1988 г. в Омском политехническом институте защитил диссертацию на соискание звания кандидата технических наук по теме «Разработка индукторных систем для магнитноимпульсной обработки металлов». Руководитель группы отдела НКУ ООО НПП «ЭКРА».

Малышев Андрей Борисович

СОПТ требованиям. При работе реле РКИЭ происходит смещение напряжения нейтрали на величину примерно 15 В, при этом напряжение на полюсах сети относительно «земли» возрастает до значений 125...135 В. Такое увеличение напряжения не вызывает ложную работу устройств РЗА. 2. В случае положения переключателя SN2 в положении 2 к сети оперативного постоянного тока подсоединены резисторы R 1, R 2 и обмотка реле РН51/6,4. Резистор R4 и схема 1 служат для ограничения напряжения на обмотке реле РН51/6,4 в случае короткого замыкания полюса сети оперативного тока на «землю». Для контроля снижения сопротивления изоляции одного из полюсов сети в автоматическом режиме до величины примерно 40…50 кОм служит реле РН51/6,4. Для измерения эквивалентного сопротивления изоляции сети в этой схеме служит вольтметр рV и миллиамперметр рА. Вольтметр рV магнитоэлектрической системы имеет сопротивление обмотки примерно 50 кОм. Для выполнения измерения необходимо последовательно установить переключатель SN2 сначала в положение 1, измерить напряжение на положительном полюсе сети U+ и ток через миллиамперметр I+. Затем установить переключатель SN2 в положение 2 – измерить напряжение на отрицательном полюсе сети U – и ток через миллиамперметр I – . Эквивалентное сопротивление изоляции всей сети оперативного постоянного тока вычисляется по формуле [4]

Год рождения: 1987. В 2011 году окончил кафедру «Промышленная электро ника» Чувашского государственного университета им. И. Н. Ульянова (ЧГУ). Инженер отдела НКУ ООО НПП «ЭКРА».

02 /Июнь 2014

, где UАБ – напряжение между полюсами аккумуляторной батареи, определяется вольтметром рV в положении 0 переключателя SN2. При таком способе измерения сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока резистор R4 и обмотка реле РН51/6,4 не отсоединяются от «земли», что не приводит к нарушению симметрии напряжений на полюсах сети оперативного тока. Отметим, что сопротивление обмотки реле РН51/6,4 составляет 2,2 кОм, что примерно в 1,5 раза меньше сопротивления обмотки реле РН51/32. Одной из причин, при-

водящей к ложной работе устройств РЗА, является замыкание одного из полюсов сети оперативного тока на «землю». При этом напряжение на другом полюсе возрастает с постоянной времени, определяемой емкостью сети и величинами сопротивлений резисторов R 1, R 2 и R 3 . Чем меньше по времени переходной процесс изменения напряжения на полюсе, тем меньше вероятность ложной работы устройств РЗА. Так как сопротивление обмотки реле РН51/6,4 меньше, чем у реле РН51/32, переходный процесс перезарядки емкости сети будет происходить в 1,5 раза быстрее, что также снизит вероятность ложной работы устройств РЗА. В ООО НПП «ЭКРА» проведена проверка предложенной схемы контроля и измерения сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока, которая показала ее работоспособность. На этапе, когда на многих существующих электростанциях и подстанциях не проведена реконструкция сети оперативного тока с установкой системы контроля изоляции для автоматического поиска фидеров с поврежденной изоляцией, предложенная схема контроля и измерения сопротивления изоляции может повысить надежность сети оперативного постоянного тока, упростить процедуру измерения сопротивления изоляции, снизить вероятность ложной работы устройств РЗА. Выводы Предложено устройство контроля и измерения сопротивления изоляции сети оперативного постоянного тока 220 В, позволяющее автоматически контролировать сопротивление изоляции, а также выполнять контроль и измерение сопротивления изоляции в ручном режиме, не вызывая ложной работы устройств РЗА. Литература 1. Электротехнический справочник. В 4 т. Т 3. Производство, передача и распределение электрической энергии, 8-е изд., исп. и доп. – М.: Изд. МЭИ, 2002, 964 с. 2. Алимов Ю.Н., Быков К.В., Галкин И.А., Шаварин Н.И. Контроль изоляции в цепях оперативного постоянного тока электрических станций и подстанций // Релейная защита и автоматизация. – 2013. – №03. – С. 38-45. 3. СТО 56947007-29.240.041-2010 Системы оперативного постоянного тока подстанций. Технические требования. 4. Галкин И.А., Шаварин Н.И., Иванов А.Б. Реле контроля уровня сопротивлений изоляции полюсов сетей оперативного постоянного тока ООО НПП «ЭКРА» типа РКИЭ // Релейная защита и автоматизация. – 2010. – №01. – С. 26-28.

ПРАКТИКА

научно‑практическое издание

История

К 100-летию со дня рождения

ТАЛАНТЛИВОМУ УЧЕНОМУ, КОНСТРУКТОРУ И ПЕДАГОГУ В ОБЛАСТИ ЭЛЕКТРОАППАРАТОСТРОЕНИЯ КОБЛЕНЦУ М.Г. – 100 ЛЕТ

17 апреля 2014 года исполнилось 100 лет со дня рождения первого заведующего кафедрой «Электрические и электронные аппараты» Чувашского государственного университета имени И.Н. Ульянова (ЧГУ), главного конструктора по электроаппаратостроению Чебоксарского электроаппаратного завода (ЧЭАЗ) Марка Германовича Кобленца. М.Г. Кобленц хорошо известен в России и за рубежом как ученый, талантливый конструктор низковольтных электрических аппаратов или, как говорят его соратники – конструктор «от бога». Являясь создателем ведущей в нашей стране конструкторской школы по электроаппаратостроению, М.Г. Кобленц внес значительный вклад в дело развития электротехнической отрасли в России. Он является одним из организаторов электротехнического производства в Чувашской Республике. И сегодня город Чебоксары по праву считается головным центром низковольтного электроаппаратостроения. Интересен его жизненный путь. Он характерен для молодежи, жившей во время становления промышленной индустрии в нашей стране в период первых пятилеток. Уроженец г. Харькова, он в 1929 году окончил школу-семилетку, трудился слесарем на тер78

02 /Июнь 2014

мометровой фабрике, слесарем-электромехаником на заводе ХЭМЗ (Харьковский электромеханический завод). В 1935 году окончил рабфак и поступил в Харьковский электротехнический институт (ХЭТИ) на электромеханический факультет по специальности «Электрические аппараты». По окончании ХЭТИ в 1941 году его как одного из лучших выпускников, имеющего при этом и производственный опыт, оставили в институте в качестве научного сотрудника. В связи с началом войны в июне 1941 года многих сотрудников института, в том числе и М.Г. Кобленца, перевели на ХЭМЗ для выполнения срочных оборонных заказов. В середине сентября 1941 года с приближением фронта к городу Харькову по решению Государственного Комитета обороны (ГКО) была проведена эвакуация ряда цехов ХЭМЗа в город Чебоксары. Вместе с ХЭМЗом и эвакуированным в 1942 году Ленинградским заводом «Электрик» в Чебоксары прибыли квалифицированные рабочие и сотрудники конструкторских и технологических отделов и лабораторий. Благодаря героическому труду, в отсутствие приспособленных производственных помещений, в условиях суровой зимы (некоторые участки цехов работали под открытым небом), при тяжелейших бытовых условиях уже в декабре была поставлена первая продукция предприятия для нужд фронта. Молодой инженер М.Г. Кобленц активно включился в производственную деятельность. Под его руководством конструкторская группа в сжатые сроки разрабатывала новые образцы специальной аппаратуры. Небывалыми темпами наращивался объем выпуска продукции. Подлинный талант ученого, конструктора, технолога и воспитателя инженерных кадров раскрылся у него в послевоенные годы. Его первые научные работы появились в отраслевых и научных журналах уже в 1946 году. Например, в отраслевом журнале «Вестник электропромышленности», №3 вышла обобщенная, имеющая практическое значение

История

К 100-летию со дня рождения

статья «О новой серии силовых контакторов постоянного тока». Работая на заводе, он по совместительству с 1945 года занимался преподавательской работой сначала в Чебоксарском электромеханическом техникуме, а затем во Всесоюзном заочном политехническом институте и Волжском филиале Московского энергетического институте (МЭИ). В 1963 году решением ВАК СССР ему было присвоено ученое звание доцента кафедры электрических аппаратов, а в 1966 году – ученая степень кандидата технических наук. В 1963 году он возглавил кафедру «Электрические аппараты» Волжского филиала МЭИ, продолжая работать главным конструктором по электроаппаратостроению ЧЭАЗа. За время работы заведующим кафедрой до 1968 года он внес огромный вклад в дело оснащения лабораторий, организации научно-исследовательских работ и воспитания преподавательских и научных кадров. Его учениками являются профессора Ю.В. Софронов, А.А. Стеценко и Е.Г. Егоров, а также многие сотрудники кафедры «Электрические и электронные аппараты» ЧГУ. По инициативе М.Г. Кобленца на этой кафедре для студентов-электроаппаратчиков впервые в СССР был введен курс «Аппараты релейной защиты», к чтению которого он привлек известного специалиста в области релейной защиты Владимира Ильича Гринштейна. На электроаппаратном заводе он также воспитал целую плеяду известных в электротехнической отрасли специалистов: К.Я. Яковлева и Г.В. Бритвина (в разное время возглавлявших завод), А.К. Шешнева (гл. конструктор специального производства ЧЭАЗ – выпускник кафедры), Г.А. Бугаева (зав. лабораторией ВНИИР, к.т.н.), Г.Т. Глухенького (первый заместитель М.Г. Кобленца, зам. главного инженера завода), А.В. Таврина (зам. директора ВНИИР), Н.Н. Абрамова (начальник аппаратного отдела ВНИИР), Ю.Б. Михайлова, В.В. Смольникова, В.Ф. Кычкина (главные конструкторы ЧЭАЗа

по НВА в разные годы), Краденова С.А. (заместитель директора фирмы «Инженер») и многих других. В 1958 году под его научным руководством на ЧЭАЗ длительное время стажировалась группа специалистов из КНР, которые впоследствии организовали в Китае собственное электроаппаратное и релейное производство. В разное время М.Г. Кобленц был членом постоянной комиссии по низковольтной аппаратуре при Совете Министров СССР, входил в состав секции по низковольтной аппаратуре Научного Совета по энергетике и электротехнике ГК Совета Министров СССР, работал в составе рабочей группы подкомитета «Электрические аппараты» МЭК, членом рабочей группы по низковольтному электроаппаратостроению Совета экономической взаимопомощи (СЭВ). В 1962 году, в составе делегации СССР, он участвовал в Польше в совещании стран СЭВ по рассмотрению технических заданий на разработку единых серий контакторов и автоматических выключателей. На этом совещании М.Г. Кобленц был избран Председателем секции контакторов постоянного тока. В 1968 году он возвращается в Харьков, где до 1989 года работает в головном электротехническом институте Министерства электротехнической промышленности страны «ВНИИЭЛЕКТРОАППАРАТ». Активно занимаясь научной и творческой деятельностью, получает патент на малогабаритные герметизированные контакторы (КМГ), выпуск которых был освоен на заводе в городе Белая Церковь. За время работы на ЧЭАЗ до 1968 года и в Харьковском институте «ВНИИЭЛЕКТРОАППАРАТ» М.Г. Кобленц стал автором 78 изобретений и опубликовал более 100 научных работ. Работая в Харькове, он поддерживал тесные связи с кафедрой электрических и электронных аппаратов ЧГУ, ЧЭАЗом и своими многочисленными учениками. В связи с тяжелым экономиче-

научно‑практическое издание

ским положением на Украине (его семья из 4-х пенсионеров испытывала значительные материальные трудности) он вместе с семьей в 1996 году был вынужден переехать в Германию, где и скончался в 2004 году в городе Кобленц. На кафедре «Электрические и электронные аппараты» ЧГУ было проведено заседание, посвященное 100-летию со дня рождения его первого заведующего М.Г. Кобленца, а на 48-ой научной студенческой конференции был представлен доклад на тему «Марк Германович Кобленц – ученый и конструктор в области электроаппаратостроения». Разработанные под руководством и при непосредственном участии М.Г. Кобленца в 50-60-е годы XX века контакторы постоянного тока серии КПВ 600 и переменного тока КТПВ 600, реле управления серии РЭВ 800, РЭВ 880, РЭВ 312, РЭМ 20, РЭМ 65, РЭМ 200, РЭМ 651 до сих пор востребованы на электротехническом рынке страны и входят в номенклатуру низковольтных аппаратов управления, выпускаемых ЧЭАЗом. Многие поколения электроаппаратчиков нашей страны с глубокой благодарностью вспоминают и чтят талантливого ученого, конструктора и педагога М.Г. Кобленца. Память о нем навсегда останется в наших сердцах. Ветераны ЧЭАЗ (Глухенький Г.Т., Краденов С.А., Крамаренко В.М.) и ЧГУ (к.т.н., проф. Егоров Е.Г., к.т.н., проф. Софронов Ю.В., доцент Максимов В.М.)

вНИМАНИЕ

Требования к оформлению статей

УДК

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

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

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

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

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

Список литературы: • не более 15 литературных источников, содержащих материал, использованный автором при написании статьи. Ссылки в тексте даются в квадратных скобках, н-р [1]. Ссылки на неопубликованные работы не допускаются. • оформление согласно ГОСТ 7.1-2003 «Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила оформления». • сокращения отдельных слов и словосочетаний приводятся в соответствии с ГОСТ 7-12-93 «Библиографическая запись. Сокращение слов на русском языке. Общие требования и правила». Сведения об авторе (с фотографией): Фамилия, Имя, Отчество; ученая степень; почетные звания; должность и место работы; дата рождения; год окончания вуза с указанием названий вуза и кафедры; год и место защиты и тема диссертации; контактный тел. и e-mail. К направляемым в редакцию статьям прилагаются: • заявление от автора на имя главного редактора; • две внешние рецензии;

• акт экспертизы; • ходатайство научного руководителя.

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

Требования к формулам:

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

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

Таблицы могут быть с заголовками и без.

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

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

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

• чертежи: в строгом соответствии с ЕСКД.

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

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

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

Microsoft Word.

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

• шрифт подрисуночных подписей: 9 пт.

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

• иллюстрации присылать отдельными файлами в форматах:

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

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

ние химических элементов (например, 1оg1 = 0; Ре; Bio) – прямым шрифтом. • формулы располагать по центру страницы. Нумерованные формулы размещать в красной строке, номер формулы ставится у правого края. Нумеруются лишь те формулы, на которые имеются ссылки. В математических и химических формулах и символах следует избегать громоздких обозначений. • единицы физических величин: по международной системе единиц СИ.

Возвращение рукописи автору на доработку не означает, что статья принята к печати. После получения исправленного автором текста рукопись вновь рассматривается редколлегией. Исправленный текст автор должен вернуть вместе с первоначальным экземпляром статьи, а также ответами на все замечания. Датой поступления статьи в журнал считается день получения редакцией окончательного варианта статьи. Записи, помеченные ОРАНЖЕВЫМ цветом, относятся только к оформлению статей в рубрику «Наука», ЧЕРНЫМ цветом в рубрики «Наука» и «Практика».

СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. OMICRON electronics GmbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 35 2. Аналитик-ТС, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 53 3. БЕНДЕР РУССЛАНД, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 5 4. Бреслер, ИЦ, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 63 5. Бреслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

02 /Июнь 2014

6. Д инамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки 7. КомплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 19 8. УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки 9. Электрические сети, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 77 10. ЭКРА, ООО, НПП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки 11. Энергосервис, ИЦ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 62