Журнал «релейная защита и автоматизация» №1 (10) 2013 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

«Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. №01 (10), 2013 год, март. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 4000 экз. Дата выхода в свет: 20.03.2013 год. Подписной индекс: 43141 (Объединенный каталог «ПРЕССА РОССИИ»). Цена: по каталогу. печать: ООО «ПК «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д Машиностроителей, д. 1с. 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 Редакция: Главный редактор: Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ», тел.: (495) 627-10-57, добавочный 231, e-mail: info@srzau-np.ru Выпускающий редактор: Иванова Наталия Анатольевна, тел.: (8352) 226-394, 226‑395, e-mail: ina@srzau-ric.ru Учредители издательства: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Константинович.

Состав редакционной коллегии: Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., МЭИ (Технический университет); Дорохин Евгений Георгиевич, филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович, ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович, 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., ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Любарский Дмитрий Романович, д.т.н., ОАО «Институт «Энергосетьпроект»; Маргулян Александр Михайлович, ЗАО «НОВИНТЕХ»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор, Южно-Российский государственный технический университет; Орлов Юрий Николаевич, ОАО «Фирма ОРГРЭС»; Петров Сергей Яковлевич, ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович, ОАО «ФСК ЕЭС»; Тюделеков Павел Георгиевич, ОАО «ФСК ЕЭС»; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ, Чувашский государственный университет; Шуин Владимир Александрович, д.т.н., профессор, Ивановский государственный энергетический университет. 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, выданное Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор).

научно‑практическое издание

Уважаемые читатели журнала! Представляю Вам юбилейный выпуск журнала. В связи с этим событием мы публикуем ответы на вопросы, заданные учредителям издательства РИЦ «СРЗАУ». Пожалуй, этот номер журнала отличается от других разнообразием тем публикаций. Из публикаций в рубрике СОБЫТИЯ можно выделить создание инновационного электротехнического кластера Чувашской Республики. В рубрике НАУКА хочу отметить статью специалистов ЭНИН о преимуществах применения волновых методов в устройствах РЗА и ОМП. Рубрику ПРАКТИКА открывает статья «Фирмы ОРГРЭС» о рекомендациях по модернизации и замене элекромеханических устройств РЗА. В продолжение этой важной темы мы планируем в следующем номере журнала опубликовать статью ЗАО «ЧЭАЗ» о возможностях реализации рекомендаций ОРГРЭС. Известные специалисты НПП «ЭКРА» в своей статье о выборе способа повышения чувствительности токовых направленных защит нулевой последовательности дают ответ на вопрос, часто возникающий у молодого поколения релейщиков. Представляет интерес публикация НПП «ЭКРА» о концепции сервисного обслуживания, т.к. требования об организации сервисных служб содержатся в проекте стандарта ФСК по аттестационным требованиям к РЗА. Тема практического применения стандарта МЭК 61850 представлена в статьях компаний «РТСофт» и «Динамика». Публикация исторической рубрики посвящена известному электротехнику, ученому, педагогу, автору широко известных учебников для вузов Григорию Иосифовичу Атабекову. Уважаемые читатели! Ждем от Вас откликов и публикаций на волнующие Вас темы. С уважением и надеждой на плодотворное сотрудничество, Главный редактор Алексей Белотелов. 1

Cодержание:

стр.

1. События:

Наши интервью • Учредители о журнале . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 Выставки и конференции • Международная конференция инженеров-электриков «Electricity 2012» в Израиле. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 • Электросетевому комплексу – инновационные технологии. Краткий экскурс по выставке «Электрические сети России-2012» . . . . . . 10 Электротехнический кластер Чувашии • Первые шаги инновационного электротехнического кластера Чувашской Республики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 • В Чувашском электротехническом кластере талантливая молодежь . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2. Наука:

Релейная защита: • Лачугин В.Ф., Сидорук С.В. Преимущества применения волновых методов в релейной защите и при определении места повреждения на линиях электропередачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Автоматика: • Фролов О.В., Чемборисова Н.Ш., Прачев О.М. Обобщенные показатели схемы сети мегаполиса в задачах ограничения токов короткого замыкания и регулирования напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 ЭМС: • Ильин В.Ф., Ильин Н.В. Заземление в шкафах микропроцессорных защит . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3. Практика:

Релейная защита: • Буртаков В.С., Захаренков А.Ю. , Кузьмичев В.А. Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем . . . . . . . . . . . . . . 32 • Лейман Р.Э., Ермаков С.В. Использование телеотключения вместо телеускорения в защитах ВЛ 110-750 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

научно‑практическое издание

Cодержание:

стр.

• Катайцев А.А. Из опыта реконструкции устройств РЗА гидроагрегатов и трансформаторов Саяно-Шушенской ГЭС имени П.С. Непорожнего . . . . . 40 • Малый А.П., Шурупов А.А., Дони Н.А. «Смещение в зону» разрешающего органа направления мощности токовой защиты нулевой последовательности . . . . . . . . . . . . . 44 Противоаварийная автоматика: • Горшкова Н.А., Гуревич Ю.Е., Илюшин П.В. Перспективные направления в автоматизации объектов распределенной генерации при их интеграции в распределительные сети . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Системы мониторинга оборудования: • Глезеров С.Н., Ундольский А.А., Юров В.В. Применение регистраторов аварийных событий для мониторинга повреждаемости оборудования станций и подстанций . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 МЭК 61850: • Орлов Л.Л., Сергеев К.А. Инжиниринг систем автоматизации в соответствии со стандартом МЭК 61850 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 • Александров Н.М. Некоторые аспекты реализации стандарта МЭК 61850 в проверочном оборудовании . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 Испытания: • Мочалов Д.О., Законьшек Я.В., Шамис М.А. Комплексы моделирования в реальном времени для современных энергосистем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 Сервис: • Алексеев М.Г. Концепция сервисного обслуживания НПП «ЭКРА» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

4. История:

• Григорий Иосифович Атабеков. К 105-летию со дня рождения . . . . . . 78

01 / Март 2013

События

Наши интервью

УЧРЕДИТЕЛИ О ЖУРНАЛЕ Номер журнала, который Вы сейчас держите в руках, хоть и с некоторой натяжкой, но можно назвать юбилейным – это 10-ый номер с начала выпуска в 2010 году. В преддверии этого маленького юбилея редакция журнала задала ряд вопросов руководителям компанийучредителей издательства. Ответы на них очень важны для редакции, так как помогут определить дальнейшее направление нашего развития. Иванова Н.А.: Если углубиться в историю, то надо вспомнить, что одним из первых решений Общего собрания членов НП «СРЗАУ» было создание собственного печатного органа – «рупора» тех принципов и видов деятельности, которые были записаны в Уставе НП. Поскольку НП было зарегистрировано в г. Москва, да и опыта работы в этой области не было, вначале было решено не регистрировать собственный журнал, а начать его выпуск в г. Москва на базе ЗАО «Издательский дом «Вся электротехника». Однако начавшееся поначалу плодотворное сотрудничество по выпуску успешно стартовавшего журнала «Релейщик» потом закончилась отстранением НП «СРЗАУ» и председателя редакционной коллегии Белотелова А.К. от подготовки и издания журнала, успевшего за два года завоевать популярность у специалистов-релейщиков. Поэтому в мае 2010 г., по инициативе управляющего комитета НП «СРЗАУ» и ряда чебоксарских предприятий, входящих в состав Партнерства, получила «путевку в жизнь» идея о регистрации и организации выпуска нового научно-практического журнала «Релейная защита и автоматизация» в г. Чебоксары – городе, где сосредоточено большинство российских предприятий по выпуску устройств РЗА. В результате в Чебоксарах была создана компания ООО «Рекламно-издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»), призванная реализовать на практике идею о выпуске научно-практического журнала с новым названием «Релейная защита и автоматизация». Итак, вот эти вопросы: Предложение об учреждении компании для выпуска специализированного журнала по РЗА было адресовано всем членам НП «СРЗАУ». Какие побудительные мотивы 6

01 / Март 2013

стали определяющими при принятии Вашего решения? В какой степени оправдались Ваши ожидания? Фурашов В.С. (ООО НПП «ЭКРА»): На НПП «ЭКРА» единогласно поддержали эту идею об издании специализированного журнала в Чебоксарах. Мы все когда-то начинали заниматься релейной защитой во Всесоюзном научно-исследовательском институте релестроения (ВНИИР). С участием сотрудников ВНИИР в 60-80-е годы прошлого века делались новые разработки РЗА и ПА для их внедрения в серийное производство. Проводились Межведомственные комиссии, которые всегда собирались на базе ВНИИР, и к нам съезжались специалисты из многих научных и исследовательских центров СССР, а также представители эксплуатации. Многие хорошо помнят о той ведущей роли, которую играл ВНИИР, как, впрочем, и ЧЭАЗ. Конечно, были сомнения в том, что журнал станет широко читаемым специалистами за короткий срок в 2-3 года, но мы верили в ту команду, которая, по нашему мнению, этот проект сегодня неплохо реализует. Димитриев В.Н. (ООО «НПП «Динамика»): Основателями нашей компании была группа специалистов, которые начинали свою трудовую деятельность в стенах ВНИИР. Мы всегда считали перспективным развитие РЗА в Чебоксарах и, выйдя из стен ВНИИР, стараемся нести по жизни впитанные там традиции, тем самым поддерживая славу города как центра развития релестроения. Вся наша деятельность, связанная с разработкой диагностического оборудования, является тому доказательством. Мы занимаемся также и исследовательскими задачами, и у нас есть потребность делиться своими мыслями с коллегами, а журнал в этом смысле дает хорошую площадку для их выражения. За этот малый еще жизненный срок журнала труд-

но говорить о его широкой популярности. Но мы активно занимаемся его распространением и видим, с каким удовлетворением специалисты энергопредприятий отмечают сам факт существования такого специализированного издания. Ефимов Н.С. (ООО «НПП Бреслер»): Наше предприятие родилось в стенах Чувашского госуниверситета, и научно-исследовательская деятельность является для нас приоритетной. Главный конструктор В.Н. Козлов не раз высказывался за то, что в Чебоксарах – отечественном центре релестроения, должно быть подобное издательство. Поэтому мы сразу поддержали идею специализированного научного журнала по релейной защите. Мы ратовали за издание журнала именно в научном формате для его представления в ВАК с включением в Перечень ведущих рецензируемых изданий. Можно сказать, что наши ожидания оправдываются: в журнале публикуются бесплатно научно-технические статьи без ограничения объема. Глускин А.И. (ЗАО «ОРЗАУМ»): ЗАО «ОРЗАУМ» – наследник и продолжатель лучших традиций отдела релейной защиты, автоматики, управления и моделирования института «Энергосетьпроект», сотрудники которого долгие годы плодотворно сотрудничали с чебоксарскими специалистами. Чебоксарская школа релейной защиты высоко ценилась еще в советское время, а специалисты ОРЗАУМ всегда являлись продуктивными оппонентами разработчиков и изготовителей. Наше правило «быть всегда в курсе событий» и предопределило решение войти в состав учредителей. Наши ожидания оправдались. Журнал живой, интересный, идущий, в техническом смысле, «в ногу со временем». Белотелов А.К. (НП «СРЗАУ): Побудительным мотивом стать учредителем из-

События

Наши интервью

дательства именно в Чебоксарах явилось желание иметь надежного партнера в таком ответственном деле, как выпуск профессионального журнала. Мое сотрудничество с Чебоксарами в течение 45 лет давало мне основание на это надеяться. Немаловажную роль в этом решении сыграл «тяжелый» для меня случай: отлучение от моего детища – журнала «Релейщик». Мои ожидания оправдались на все 100%. На рынке специализированных СМИ, особенно ориентированных на энергетику, довольно высокая конкуренция. Чем, поВашему, отличается наш журнал от других СМИ и в чем пока не дорабатывает его редакция? Фурашов В.С. (ООО НПП «ЭКРА»): Действительно, сегодня очень много издается журналов по энергетической тематике, и практически еженедельно на стол мне ложатся по 1-3 журнала, но каждый из них имеет, можно сказать, свое «лицо». Отличительной чертой нашего журнала я считаю рубрику «Представляем партнеров», которой нет в других технических изданиях: здесь достаточно кратко, но емко и, главное, структурированно дается информация о компаниях. А поэтому есть возможность сравнивать, анализировать. Мне понравился Фотоконкурс, который проводился в первый год издания ко Дню энергетика – в каждой работе случаются свои курьезы, и есть люди с хорошим чувством юмора. Среди пожеланий – публиковать чаще интервью с ключевыми руководителями различных энергокомпаний, таких как ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК» и генерирующих компаний, о ситуации в их компаниях, проблемах и планах по модернизации электрооборудования, а также полезно узнать мнение известных специалистов при обсуждении актуальных тем в рамках Круглых столов. По возможности, публиковать больше статей сотрудников эксплуатирующих предприятий о результатах применения в их компаниях продукции членов НП «СРЗАУ». Димитриев В.Н. (ООО «НПП «Динамика»): Конечно же, каждый журнал имеет свое «лицо». Хотелось бы отметить его четкую структуру представления тематических статей. Интересен и очень познавателен раздел «История», статьи о выдающихся личностях, рубрика «старая фотография».

На наш взгляд, хотелось бы чаще видеть на его страницах мнения наших заказчиков по вопросам, представляющим интерес как для них, так и для нас, производителей, а также высказывания руководителей энергопредприятий, анализирующих текущую ситуацию в энергетике и дальнейшие перспективы развития. Глускин А.И. (ЗАО «ОРЗАУМ»): Отличительной особенностью нашего журнала считаю возможность выступить как авторитетным специалистам отрасли, так и молодым начинающим. Очень важны статьи об истории становления релейной защиты и автоматизации энергосистемы. Научная направленность журнала. Баланс практических решений инновационного характера и изучения научных проблем отрасли. Как проектировщик хотел отметить нехватку анализа проектных решений от эксплуатирующих организаций. Белотелов А.К. (НП «СРЗАУ»): Вопервых, хочу отметить, что наш журнал – это единственное и уникальное издание в Российской Федерации, освещающее взаимосвязанные темы современной электроэнергетики: релейная защита и автоматизация. Во-вторых, в журнале хорошо сочетаются публикации научного и практического характера. Если заняться самокритикой, конечно, еще много есть недоработок, но мы постараемся в последующей работе учесть эти недоработки и свести их к минимуму. Насколько сегодня, по Вашим личным наблюдениям или проводимым Вашей компанией маркетинговым исследованиям, широко читаем наш журнал? Можете ли Вы привести конкретные примеры из Вашего делового общения, когда потребители Вашей продукции ссылались устно или письменно на статьи из нашего журнала? Фурашов В.С. (ООО НПП «ЭКРА»): Мы регулярно проводим различные маркетинговые исследования, в том числе анкетирование наших постоянных и потенциальных заказчиков в ходе выездных корпоративных мероприятий. По результатам проведенных в 2011-2012 гг. опросам (анкетирование) участников выездных семинаров о журнале «Релейная защита и автоматизация» видим, что его читает все более расширяющийся круг специалистов. Отве-

научно‑практическое издание

чая на вопрос о технических СМИ на одной из последних выездных презентаций, отчет о проведении которой мне недавно принесли, на наш журнал указали, например, заместитель начальника ЭЦ по РЗА Павлов А.В. и мастер СРЗА Музафаров А.В. Ставропольской ГРЭС, начальник сектора службы РЗА «Кубаньэнерго» Шевченко Е.Л., начальник группы ООО «Ростовгипрошахт» Елизарова В.В. Т.е. видно, что его читают релейщики из разнопрофильных организаций и энергокомпаний. Как рассказывают наши менеджеры, они частенько слышат упоминания о тех или иных статьях в ходе переговоров со своими клиентами: к примеру, от начальника РЗА ЦУС ОАО «МРСК Центра и Приволжья» – «Кировэнерго» Захарова А.Д., заместителя главного инженера «Тулаэнерго» Родионова И.А., начальника РЗА ЦУС «Рязаньэнерго» Коротенкова А.О., начальника РЗА Ульяновских электрических сетей Севостьянова В.С., начальников РЗА: Тюменских распределительных сетей Стебекова А.В., Урайских ЭС Карабейникова В.Н., Северных ЭС Кислова П.Е., Сургутских ЭС Кротова А.В. из «Тюменьэнерго», начальника СРЗА Няганьского предприятия «Энергокомплекс» Сабанова С.Г. и других. В методическом кабинете НОЦ «ЭКРА» в свободном доступе находятся последние номера журнала, и слушатели могут взять с собой на родное предприятие любое количество экземпляров. Почти на всех региональных выставках можно увидеть журнал на наших стендах: из последних он был на выставках в Казани (декабрь 2012 г.) и Самаре (февраль 2013 года), где за 1-2 дня посетители стенда взяли почти 100 экз. журнала. Димитриев В.Н. (ООО «НПП «Динамика»): Ежегодно наши сотрудники посещают десятки предприятий для обучения персонала работе с оборудованием серии РЕТОМ, и традиционно они берут с собой тираж журналов для передачи заказчикам. Активно распространяем их и на выставках, в которых принимаем участие. Кроме этого на нашем предприятии есть учебный класс, в котором ежегодно обучаются не менее 200 специалистов из различных компаний. Мы также знакомим их с журналом и предоставляем возможность увезти с собой экземпляры последних номеров. Поэтому мы практически в каждом 7

События

Наши интервью

выпуске журнала стараемся публиковать статьи своих сотрудников на актуальные для наших заказчиков темы. Ефимов Н.С. (ООО «НПП Бреслер»): Мы также всячески способствуем распространению журнала среди наших заказчиков и партнеров. Видим, что наш журнал читают специалисты эксплуатации, поэтому и был нами подготовлен в 2012 году, с участием давних и хороших партнеров, впервые тематический номер журнала, посвященный режимам заземления нейтрали в сетях 6–35 кВ. После публикации статей наших специалистов им уже гораздо легче общаться с эксплуатацией, так как предмет разговора стал более понятен обеим сторонам. Глускин А.И. (ЗАО «ОРЗАУМ»): Считаю, что настоящий журнал – это не только лицо участников Партнерства, но и отражение ситуации в отрасли в целом. В офисах нашей компании также лежат номера журнала, и я лично всегда беру с собой в командировки несколько экземпляров. Белотелов А.К. (НП «СРЗАУ»): Я уже отмечал, что за два года журнал приобрел популярность. Но помимо этого наш журнал, по отзывам читателей, характеризуется как авторитетное издание. Им интересуются специалисты стран СНГ и Израиля. Какие материалы или темы, поднятые на страницах журнала, были особенно интересны специалистам Вашей компании и почему? Фурашов В.С. (ООО НПП «ЭКРА»): С интересом прочитал аналитическую статью по испытательным блокам со сравнительными характеристиками, поскольку наше предприятие устанавливает их в больших количествах в шкафах РЗА. Проблемы электромагнитной совместимости, вопросы применения стандарта МЭК 61850 – эти темы актуальны для всех компаний-разработчиков устройств РЗА. Статьи о проведении научно-практических конференций производителями устройств РЗА, из которых можно узнать о их новых разработках, заставляют глубже анализировать свою работу и иногда дают стимул для появления новых идей. Отмечу интервью с зам. гл. инженера ОАО «ФСК ЕЭС» Тюделековым П.Г., где он осветил некоторые вопросы применения отечественных устройств РЗА, интересен как 8

01 / Март 2013

взгляд «изнутри» одного из наших основных потребителей. Димитриев В.Н. (ООО «НПП «Динамика»): Как и многим специалистам, работающим в области РЗА, наибольший интерес в настоящее время для нас представляют темы, посвященные различным аспектам применения стандарта МЭК 61850 и построения цифровой подстанции, так как это направление является одним из активно развивающихся в России и мире. В этой связи были интересны статьи «Интеграция и взаимосвязь комплексов ПА с УРЗА и АСУ ТП подстанции современных протоков» (№7), «Оптимизация структуры и технико-экономических характеристик цифровых подстанций» (№7). Поскольку наше предприятие занимается разработкой проверочных устройств и для первичного оборудования, познавательна была статья «Стратегия и технические решения по обеспечению цифровыми ТТ и ТН метрологии и надежности систем РЗА и учета электроэнергии на подстанциях 110-220 кВ» (№8). Всегда большой интерес представляют статьи о релейной защите из рубрики «Наука», такие как «Алгоритмические модели в релейной защите» (№ 6), «Расчет защитных трансформаторов тока и их вторичных цепей» (№7), «Анализ работы микропроцессорной дистанционной защиты» (№9). Подобные статьи нам полезны с целью дальнейшего развития диагностического оборудования. Глускин А.И. (ЗАО «ОРЗАУМ»): В силу специфики проектной работы мы обязаны отслеживать все новейшие решения и тенденции в развитии систем релейной защиты и автоматизации. Наша задача – всегда находить наилучшее решение для каждого конкретного объекта, используя новейшие достижения отечественных и зарубежных производителей. Нашим специалистам интересны все публикации научного и практического характера, поскольку направленность журнала полностью отражает направления деятельности компании в области проектирования и научно-исследовательских работ. Благодарим за содержательный рассказ и всестороннюю поддержку «РИЦ «СРЗАУ» в выпуске журнала. Возможно, у Вас есть пожелания или слова

напутствия редакции журнала? Фурашов В.С. (ООО НПП «ЭКРА»): Одно из пожеланий касается фотографий на обложке журнала: как вариант, на обложке помещать фото устройств РЗА производителей – партнеров НП «СРЗАУ». Сделать традицией выпуск тематических номеров, например, по теме Системы оперативного постоянного тока и работе устройств РЗА, связанных с этой проблемой. В заключение хочу пожелать всем сотрудникам редакции журнала и его редакционной коллегии больше позитива в их работе, вдохновения и свежих идей! Димитриев В.Н. (ООО «НПП «Динамика»): В заключение хочу пожелать редколлегии журнала воплощения прозвучавших идей, не терять оптимистичного настроя и уверенности в том, что они делают действительно полезное и нужное дело. Ефимов Н.С. (ООО «НПП Бреслер»): Журнал достаточно молодой, и объяснимо, что еще не полностью воплощены первоначальные задумки. Например, намерения о «ВАКовском» статусе издания. Думаю, что если журнал сегодня является удобной площадкой для членов НП «СРЗАУ», актуально более широкое представление наших коллег, в том числе и зарубежных. Уверен, что заинтересованность с их стороны будет. Глускин А.И. (ЗАО «ОРЗАУМ»): Так держать и в последующих выпусках сохранить позитивный настрой, присущий этому журналу. Белотелов А.К. (НП «СРЗАУ»): Мне как главному редактору хотелось бы высказать пожелания специалистам в области релейной защиты и автоматизации электроэнергетических объектов более активно использовать возможности нашего журнала делиться опытом, участвовать в дискуссиях по проблемным вопросам, возникающим в процессе вашей профессиональной деятельности. Мы придаем большое значение публикациям раздела «История», обеспечивающим связь поколений специалистов. Обращаюсь ко всем работникам электроэнергетической отрасли: если у вас есть материал об интересных людях и событиях, присылайте его нам для публикации.

События

Выставки и конференции

Международная конференция инженеров-электриков «Electricity 2012» в Израиле 14-17 ноября 2012 г.

В результате достигнутой договоренности между Некоммерческим партнерством «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (НП «СРЗАУ») и Ассоциацией инженеровэлектриков и электронщиков Израиля (SEEEI), делегация специалистов, представляющих ряд российских компаний, работающих в области релейной защиты и автоматизации электроэнергетических систем, приняла участие в Международной конференции инженеров-электриков «Electricity 2012». Конференция инженеров-электриков и выставка «Electricity 2012» традиционно каждый год проводится в г. Эйлат и является главным событием в профессиональной жизни инженеров-электриков и электронщиков Израиля. В работе конференции и выставки приняли участие свыше 1200 инженеров, ученых и специалистов из Израиля, европейских стран, США, Англии, Латинской Америки, Африки и, впервые, России. Пленарные заседания Конференции были посвящены темам инженерного образования, проектам в области энергетики, в том числе внедрению

возобновляемых источников энергии, Smart Grid и энергоэффективности. На секции «Электрические подстанции» российскими специалистами были сделаны доклады на английском языке по тематике цифровых подстанций. В рамках конференции в формате круглого стола состоялся форум по вопросам перспективы российско-израильского сотрудничества в области энергетики по следующим темам: Цифровая подстанция: МЭК 61850; системы связи и передачи информации в энергетике; актуальные вопросы эксплуатации релейной защиты, систем автоматизации и управления; подготовка инженерных кадров; совместные бизнес-проекты. Модератором круглого стола был первый вице-президент Израильской энергетической компании Яков Хаин. На форуме было решено организовать рабочие группы по 3-м направлениям: 1. Техника и технологии создания интеллектуальной энергосистемы (Цифровые подстанции, РЗА, ПА, АСУ ТП, АСКУЭ и т.д.). 2. Подготовка специалистов-элек-

научно‑практическое издание

тротехников (инженерное образование, обмен опытом и студентами, участие в конференциях и выставках). 3. Развитие бизнеса (совместные предприятия, продвижение продукции на рынки 3-х стран). Сопредседателями оргкомитета по российско-израильскому сотрудничеству являются Алексей Белотелов (Россия) и Мирон Гивельберг (Израиль). В настоящее время завершается формирование рабочих групп по вышеуказанным направлениям и согласовываются кандидатуры председателей этих групп. Во время работы форума израильским специалистам был представлен наш журнал «Релейная защита и автоматизация», №3, 2012 г. Журнал вызвал большой интерес особенно среди русскоязычных специалистов, которые интересовались возможностями подписки на наш журнал. Первое заседание рабочих групп по российско-израильскому сотрудничеству намечается провести в июне 2013 года в Иерусалиме в рамках международной конференции по бизнес-сотрудничеству в электроэнергетике. 9

События

Выставки и конференции

ЭЛЕКТРОСЕТЕВОМУ КОМПЛЕКСУ – ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ. Краткий экскурс по выставке «Электрические сети России-2012» В Москве в период с 27 по 30 ноября 2012 года в выставочном павильоне ВВЦ №69 прошла юбилейная 15 международная выставка «Электрические сети России-2012». В этом году выставка проводилась при поддержке Министерства энергетики РФ и Торгово-промышленной палаты РФ. В официальной церемонии открытия выставки принял участие Председатель комитета по энергетике Государственной думы РФ И.Д. Грачев. Прошедшая юбилейная выставка прошла, как всегда, с большим аншлагом. Ее участниками стали более 400 организаций электротехнической отрасли, и за три дня выставку посетили более 25 тысяч специалистов. По заведенной традиции, в рамках выставки прошли деловые форумы и конференции, конкурсы на лучшие экспонаты. НП «СРЗАУ» традиционно приняло самое активное участие в выставке и в деловой части программы: на выставочных стендах демонстрировали свои достижения 16 организаций – членов Партнерства. Совместно с журналом «Релейная защита и автоматизация» была организована научнопрактическая конференция «Релейная защита и автоматизация электрических сетей», в которой приняли участие около 200 специали-

01 / Март 2013

стов, представляющих компании-разработчики и производители, проектные и инжиниринговые организации и, конечно, эксплуатационные предприятия. В течение двух дней было заслушано около 35 докладов. Программа первого дня конференции была посвящена новым решениям и разработкам, а программа второго дня – проблемам и решениям в части эксплуатации релейной защиты и автоматизации технологических процессов. Члены Партнерства приняли самое активное участие в конференции и выступили в общей сложности с 14 докладами. Доклады, вызвавшие наибольший интерес участников конференции, будут опубликованы в виде статей в журнале «Релейная защита и автоматизация» в течение 2013 года. Экспозиция, относящаяся к разделу «Релейная защита и автоматизация электрических сетей», традиционно составила значительную часть выставки (свыше 100 экспонентов) и явилась отражением современного развития техники и технологий при создании систем релейной защиты и управления – базы (мозгового центра) интеллектуальных электрических сетей. По этому разделу оргкомитетом выставки была сформирована экспертная группа по определению лучших разработок в номинациях: «Релейная защита и автоматика электрических сетей» и «Автоматизация электрических сетей». В состав экспертной группы вошли следующие независимые эксперты: Белотелов А.К. (НП «СРЗАУ», журнал «Релейная защита и автоматизация»); Егоров А.А. (журнал «Автоматизация и IT в энергетике»); Силаев Ю.М. (НП «СРЗАУ»); Левиуш А.И. (НП «СРЗАУ»); Орлов Ю.Н. (ОАО «Фирма ОРГРЭС») и Рожкова А.В. (ЗАО «ОРЗАУМ»). Перед экспертной группой была поставлена непростая задача: из всего разнообразия представленных разработок выбрать лучшие в номинациях «Релейная защита и автоматика» и «Автоматизация».

События

Выставки и конференции

Общее впечатление о представленных разработках – хорошее. Если в прошлые годы ориентирами были в основном зарубежные фирмы, то в этом году замечен прогресс именно у отечественных разработчиков. В ходе знакомства с экспонатами выставки было выявлено около 12 претендентов на звание «Лучшая разработка». В итоге после тщательного рассмотрения и анализа выявленных лучших разработок экспертная группа присудила: В номинации «Релейная защита и автоматика электрических сетей»: I место – ООО «НПП «Динамика» за разработку и внедрение программно-технического измерительного комплекса РЕТОМ 61850. Помимо этого НПП «Динамика» на своем стенде представляло новинки 2012 года: испытательный комплекс для РЗА РЕТОМ-61 (36 А), комплекс проверки ВЧ-аппаратуры РЕТОМ-ВЧ. II место – ООО «Механотроника РА» за разработку и внедрение новой централизованной системы управления и блокировки разъединителей СУБР-Ц подстанций 6-220 кВ. Трудно переоценить значение этой разработки для обеспечения безопасной работы оперативного персонала на подстанциях. III место – ООО «РЗА СИСТЕМЗ» за разработку и внедрение микропроцессорных терминалов РЗА серии РС 83-2, выполненные в новом конструктивном исполнении. Они вызывали неизменный интерес у посетителей выставки. В номинации «Автоматизация электрических сетей»: I место – ООО «ЭнергопромАвтома-

тизация» за разработку и внедрение новых технологий Цифровой подстанции. На стенде компании были представлены: программно-технические средства для комплексной автоматизации энергообъектов, система автоматизированного проектирования и конфигурирования подстанций нового поколения на базе стандарта Цифровой подстанции согласно стандарту МЭК 61850 – SCADA Studio, а также демонстрационный стенд с линейкой многофункциональных контроллеров серии NPT собственной разработки. II место – ООО «Прософт-Системы» за разработку и внедрение комплекса программно-технических средств автоматизации подстанций на базе ПТК «ARIS». На стенде компании были также представлены новые интересные разработки, среди которых: микропроцессорное устройство частотной автоматики ТПА-01 и приемопередатчик сигналов команд РЗ и ПА «АВАНТ К400». III место – ООО НПП «ЭКРА» за разработку контроллера присоединения серии ЭКРА 240 с поддержкой стандарта МЭК 61850. Традиционно стенд НПП «ЭКРА» отличался большим разнообразием представленных разработок. Была показана совместная работа защит подстанционного оборудования, представленного шкафом дифференциальной защиты линии ШЭ 2710 591, системы оперативного постоянного тока ШОТЭ, противоаварийной автоматики и контроллера присоединения производства ООО НПП «ЭКРА» под управлением системы «EKRASCADA» через терминальный интерфейс и вебинтерфейс по протоколам МЭК 61850-9-2

научно‑практическое издание

(MMS, GOOSE), МЭК 60870-5-104, SPA-Bus. Кроме этого на стенде была представлена новинка: терминал серии «ЭКРА 217». Терминал анонсировался не только как устройство, полностью закрывающее все нужды РЗА 6-35 кВ, но и наглядно демонстрировалась возможность интеграции терминала в системы АСУ ТП, основанной на применении современных протоколов интеграции. Посредством протокола МЭК 61850 терминал «ЭКРА 217» был интегрирован в систему «EKRASCADA», куда передавалась информация о состоянии светодиодной сигнализации терминала. Была сконфигурирована функция управления выключателем командами, передаваемыми с помощью MMS-сообщений. На стенде были также представлены: шкаф центральной сигнализации и проверочное оборудование для РЗА фирмы «Omicron». Среди претендентов на лучшие разработки можно было бы отметить и следующие компании: •О ОО «НПП «Бреслер»: во-первых за комплексное решение по заземлению нейтрали и защите сетей 6-35 кВ от замыканий на землю и во-вторых – за разработку и внедрение универсального микропроцессорного устройства определения места повреждения ВЛ. Особенностью этого устройства является то, что в нем реализованы два различных метода ОМП. Эта разработка не была обойдена вниманием и заняла первое место в номинации «Системы мониторинга». • ЗАО «ЧЭАЗ» представило свою новую разработку из серии микропроцессорных защит ШМ – шкаф защиты шин и ошиновки ШМЗШ. • ИЦ «Бреслер» представил свои новые 11

События

Выставки и конференции

разработки: шкаф микропроцессорной защиты шин 35-750 кВ «Бреслер ШШ 2310.12», реле контроля тока утечки РКТУ-01, комплекс автоматики управления выключателем 110-220 кВ типа «Бреслер ШЛ 2606.162», контроллер частотной разгрузки ТОР 200-КЧР, счетчик электрической энергии ВМ3001. ООО МНПП «АНТАРАКС» представило очень интересную разработку индикаторов короткого замыкания ИКЗ для системы мониторинга ВЛ 6-35 кВ. НТЦ «ГОСАН» представил фактически универсальный комплекс автоматизации электрических сетей 6-35 кВ, включая релейную защиту, на основе базового информационного модуля БИМ. ЗАО «РТСофт» представило комплексные решения по релейной защите, автоматике и системам управления для энергообъектов ЕЭС России. На стенде НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» у членов экспертной комиссии вызвали интерес шкаф автоматизированной системы контроля и диагностики трансформаторного оборудования «НЕВА-АСКДТ» и шкаф управления разъединителями «НЕВА-ШУР». Новые интересные разработки ВЧаппаратуры передачи сигналов релейной защиты и противоаварийной автоматики нового поколения (аппаратура «ТриТон») представила компания ООО «Уралэнергосервис». Новый член НП «СРЗАУ» и дебютант выставки ЗАО «ЭТЗ «Электра» представил свои последние разработки: выпрямители зарядно-подзарядные серии ВЗПС и шкафы ввода и распределения серии ШВР и ШВР-КИ 12

01 / Март 2013

(с пофидерным контролем изоляции). Несмотря на высокую конкуренцию в сфере производства устройств РЗА и ПА, на этом рынке активно о себе заявляют и сравнительно молодые компании, среди которых и организованное в 2009 году ЗАО «Юнител Инжиниринг». Как отметил в своем докладе на конференции начальник отдела оборудования этой компании, к.т.н. В.А. Харламов: «Принципом функционирования компании является расширенное понимание терминов «инновация» и «импортозамещение». Импортозамещение – не просто замена оборудования, а формирование технической политики, наиболее приемлемой для российской электроэнергетики. А инновации – это улучшение качества функционирования систем и получение экономического эффекта. Предметами деятельности компании являются новые эксплуатационные свойства оборудования и системных решений, снижение их стоимости, удобство при использовании, повышение устойчивости к внешним воздействиям и несанкционированному доступу при строгом соблюдении российских стандартов». При построении систем технологической связи компания использует аппаратуру ведущих мировых производителей, но ее основу составляет линейка оборудования, разработанного и производимого компанией в России. Компания «Микроника» демонстрировала посетителям действующую модель Цифровой подстанции, созданную на основе международных стан-

дартов серии МЭК 61850. На стенде также были представлены разработанные компанией решения и оборудование, используемое для реализации коммерческого контракта на создание четырех Цифровых подстанций и центра управления группы подстанций активно-адаптивной сети (ЦУГП). Особенностью прошедшей выставки явилось то, что практически все ее участники по разделу «Релейная защита и автоматизация электрических сетей» представили свои решения и концепции Цифровой подстанции, являющейся важной составляющей интеллектуальных энергосистем. Каждый из участников выставки демонстрировал свои достижения в области развития, проектирования, внедрения, диагностики и эксплуатации цифровых систем релейной защиты, противоаварийной автоматики и интегрированных систем управления. Как и на предыдущей выставке, основное внимание было уделено реализации стандарта МЭК 61850 в системах РЗ, ПА и АСУ ТП. Отмечена высокая посещаемость стендов наших Партнеров, а из 6-и номинантов на лучшие разработки 5 компаний являются членами НП «СРЗАУ». Прошедшая выставка «Электрические сети России-2012» и организованная нашим журналом конференция показали, что отечественная электротехника обладает значительным научно-техническим потенциалом для развития российской электроэнергетики, и они сообща способны решить задачи внедрения инновационных технологий в электросетевом комплексе страны.

События

Электротехнический кластер Чувашии

ПЕРВЫЕ ШАГИ ИННОВАЦИОННОГО ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО КЛАСТЕРА ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ Кластерная политика стала одним из наиболее распространенных удачных механизмов реализации государственной экономической политики в мире. Основной целью реализации этой политики является увеличение темпов экономического роста и диверсификации экономики за счет повышения конкурентоспособности предприятий, поставщиков оборудования, комплектующих, специализированных производственных и сервисных услуг, научно-исследовательских и образовательных организаций, образующих территориальнопроизводственные кластеры. В России с 2010 года реализуются меры государственной поддержки центров кластерного развития. В 2012 году Правительство России сформировало Перечень инновационных территориальных кластеров, которым будет предоставлена государственная поддержка. Вступление России в ВТО также активизировало кластерные инициативы в различных регионах России. Целью инициатив является стремление обеспечить свою стратегическую устойчивость и повысить конкурентоспособность посредством получения синергетических эффектов от определенной координации юридически самостоятельной деятельности и интеграции части ресурсных и инфраструктурных возможностей. Как отмечают эксперты Российской академии государственной службы (РАГС), при радикальном отличии в организации кластерных инициатив в России и за рубежом, цели, задачи и ожидаемые результаты во многом совпадают. Анализ международного опыта использования кластерного подхода и кластерной политики демонстрирует их применимость в российских условиях, при определенной адаптации, значительной части этого опыта. В Российской Федерации элементы кластерной политики заложены в Концепции долгосрочного соци-

ально-экономического развития до 2020 года, в которой развитие территориальных производственных кластеров в России считается одним из условий повышения конкурентоспособности отечественной экономики и интенсификации механизмов частно-государственного партнерства. За формирование и реализацию кластерной политики Российской Федерации, координацию органов исполнительной власти в этом вопросе, формирование мер государственной поддержки отвечает Министерство экономического развития РФ. Осуществляемая этим Министерством кластерная политика привела к бурному росту кластерных инициатив в регионах. Не стала исключением и Чувашия, где за 70 лет исторически сложился электротехнический кластер с доминированием производства низковольтных комплектных устройств, включая РЗА всех поколений. Все указанные выше общемировые тренды только послужили толчком к юридическому оформлению уже сложившегося в Чувашской Республике территориального электротехнического кластера. В ходе прошедших консультаций со всеми потенциальными участниками была определена форма некоммерческого партнерства. 27 декабря 2012 года было получено Свидетель-

научно‑практическое издание

ство о государственной регистрации Некоммерческого партнерства «Управляющая компания «Инновационный территориальный электротехнический кластер Чувашской Республики» (далее – НП «Кластер»). Учредителями НП «Кластер» выступили такие известные в России предприятия, как ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП «Бреслер» и «ИЦ «Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ЧЭАЗ», ОАО «ВНИИР» наряду с Министерством экономического развития, промышленности и торговли Чувашской Республики, такими структурами частно-государственного партнерства, как ОАО «Корпорация развития Чувашской Республики» и «Агентство по поддержке малого бизнеса в Чувашской Республике». Среди учредителей и Чебоксарский электромеханический колледж – бюджетное образовательное учреждение Чувашской Республики в области среднего профессионального образования. На Общем собрании учредителей Председателем Правления был единогласно избран советник Генерального директора ООО НПП «ЭКРА» Саевич Олег Леонидович. В Уставе НП «Кластер» обозначены следующие цели деятельности Партнерства: • организация взаимодействия членов Партнерства для обеспечения кон13

События

Электротехнический кластер Чувашии

курентоспособности выпускаемого и создаваемого российского электротехнического оборудования на отечественных и зарубежных рынках; • представление интересов членов Партнерства в законодательных и исполнительных органах власти Российской Федерации и зарубежных стран, а также в ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МРСК Волги», ОАО «РусГидро», Госкорпорации «Росатом» и других стратегически значимых компаниях и реализация совместных с ними научных проектов; • оказание помощи членам Партнерства в вопросах привлечения инвестиций, обмена опытом в сфере производства электротехнической продукции, соответствия ее требованиям международных нормативнотехнических документов и стандартов качества; • взаимодействие Партнерства с органами государственной власти РФ и Чувашской Республики по вопросам развития электротехнической отрасли промышленности России и Чувашии для формирования благоприятных экономических и социальных условий развития региона присутствия Партнерства; • реализация совместных научных проектов и активное участие в Международной электротехнической комиссии, а также в иных российских и международных организациях по стандартизации в области электрических, электронных и смежных технологий. В соответствии с поставленными целями Партнерство: • представляет интересы членов Партнерства в их отношениях с органами государственной власти Российской Федерации, органами государственной власти субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления; • представляет интересы членов Партнерства в их отношениях со стратегическими организациями; • проводит совместные научно-технические разработки и активно участвует в Международной электротехнической комиссии, а также в иных российских и международных органи14

01 / Март 2013

зациях по стандартизации в области электрических, электронных и смежных технологий; • осуществляет информационную деятельность и предоставляет информацию заинтересованным организациям и членам Партнерства в соответствии с действующим законодательством; • о существляет научную и методическую помощь субъектам предпринимательской деятельности в сфере производства и реализации электротехнической продукции; • о существляет сотрудничество с образовательными учреждениями по формированию стратегии подготовки кадров для электротехнической отрасли промышленности; • о существляет выпуск тематических печатных материалов; • организует проведение конкурсов, выставок, семинаров, конгрессов, международных, всероссийских и межрегиональных конференций и круглых столов, иных мероприятий по проблемам субъектов предпринимательской деятельности в сфере производства и реализации электротехнической продукции. Следует отметить, что НП «Кластер» решило не ограничивать круг своих Партнеров только компаниями Чувашской Республики – по результатам переговоров в число Партнеров могут быть приняты и другие предприятия и организации, деятельность которых созвучна целям НП «Кластер». Кстати, такие предложения уже начали поступать, и активный диалог планируется провести в дни работы «РЕЛАВЭКСПО-2013». Первым очень значимым проектом НП «Кластер» станет организация отвечающего всем мировым стандартам в этой области испытательно-сертификационного центра (ИСЦ) электротехнической продукции в г. Чебоксары. Кабинет Министров Чувашской Республики получил в ответ на это предложение положительное решение от Министерства энергетики РФ, которое в своем письме выразило надежду, что «образование (такого) Центра будет способствовать

развитию в Чувашской Республике и сопредельных регионах эффективной базы для проведения испытаний и качественной оценке соответствия российской и зарубежной продукции требованиям действующих стандартов и других нормативно-технических документов, признанных в мировой практике». В конце письма говорится, что «Минэнерго России поддерживает предложение… о создании на базе филиала ФГБУ «Российское Энергетическое Агентство» Минэнерго России в Чувашии испытательно-сертификационного центра». Для реализации столь грандиозного для Чувашии и России в целом проекта первым «кирпичиком в фундамент» ИСЦ может стать подписание Соглашения о сотрудничестве между Правительством Чувашской Республики, ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «МРСК Волги», в проект которого по инициативе НП «Кластер» включен пункт об «оказании содействия Чувашской Республике в создании и становлении Федерального независимого испытательного сертификационно-аттестационного центра вторичного оборудования станций и подстанций». Другим шагом в этом направлении может стать консолидированный ответ участников НП «Кластер» на предложение Исполнительного директора ОАО «Холдинг МРСК» А. Мурова о реализации на территории Чувашской Республики пилотного проекта по внедрению SMART Grid. Члены НП «Кластер» дали согласие на реализацию такого проекта на двух, в настоящее время реконструируемых, подстанциях напряжением 110/35/10 Кв «Катраси» и 220 кВ «Канашская». Для реализации этих проектов у чебоксарских предприятий есть предложения по новым техническим решениям для «Цифровой подстанции» и в номенклатуре – необходимое оборудование для их воплощения. Иванова Н.А.

События

Электротехнический кластер Чувашии

В ЧУВАШСКОМ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМ КЛАСТЕРЕ ТАЛАНТЛИВАЯ МОЛОДЕЖЬ 8 февраля 2013 года Чувашскую Республику с визитом посетили: директор Департамента инновационного развития Министерства экономического развития РФ Шадрин Артем Евгеньевич и исполнительный директор Ассоциации инновационных регионов России, председатель наблюдательного совета Федерального государственного бюджетного учреждения «Фонд содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере» (далее – Фонд) Бортник Иван Михайлович. Фонд – государственная некоммерческая организация в форме федерального государственного бюджетного учреждения, образованная в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации № 65 от 3 февраля 1994 г. Он широко известен как Фонд Бортника. Гости посетили некоторые предприятия города Чебоксары и технопарк «Интеграл» в г. Новочебоксарск, на базе которого реализуется проект «Центры научнотехнического творчества молодежи в Чувашской Республике». В конференц-зале одного из ведущих электротехнических предприятий г. Чебоксары – НПП «ЭКРА» – для Шадрина А.Е. и Бортника И.М. были проведены Презентации электротехни-

ческого кластера Чувашской Республики и испытательно-сертификационного центра электротехнической продукции. Министр экономического развития, промышленности и торговли Чувашской Республики А.П. Табаков рассказал об исторической составляющей появления на территории республики ряда новых электротехнических предприятий. Он проинформировал гостей о регистрации в конце 2012 года Некоммерческого партнерства «Управляющая компания «Инновационный территориальный электротехнический кластер Чувашской Республики» (НП «Кластер»), а также о целях его создания и задачах. Затем гости ознакомились с производственными цехами НПП «ЭКРА» и посетили научно-образовательный центр предприятия – «НОЦ «ЭКРА». Годом ранее, в феврале 2012 года, этот Центр, в рамках своего визита в Чувашию, посещал и Д.А. Медведев. И.М. Бортник и сопровождающие его лица посетили Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова (ЧГУ), где их ознакомили c инновационными проектами и провели «круглый стол» с руководителями малых инновационных предприятий, созданных при университете, а также с обладателями грантов программы «Участник молодежного научноинновационного конкурса» («УМНИК»). Основная цель Программы «УМНИК» – выявление молодых учёных, стремящихся к самореализации через инновационную деятельность, и стимулирование массового участия молодежи в научно-технической и инновационной деятельности путем организационной и финансовой поддержки инновационных про-

научно‑практическое издание

ектов. Фонд финансирует выполнение проектов, направленных на проведение исследований в области научно-исследовательских и опытно-конструкторских разработок (НИОКР) победителей программы. На чебоксарских предприятиях работают немало участников и победителей Программы «УМНИК». Например, только на НПП «ЭКРА» сегодня, как рассказал заместитель технического директора по науке этого предприятия В.М. Шевцов, здесь трудятся два таких сотрудника – грантополучателя Фонда. Один из них – Пашковский Сергей Николаевич, который в настоящее время является заместителем заведующего отделом защит низкого напряжения. Будучи аспирантом Томского политехнического университета, в 2010 году на конкурсе, проходившем в этот год на базе Новосибирского государственного технического университета, он вошел в число победителей с проектом «Защита от замыканий на землю распределительных кабельных сетей 6-10 кВ», над которым трудился с 2006 года. Другой сотрудник НПП «ЭКРА» – инженер 2 категории отдела РЗА станционного оборудования Фомин Алексей Иванович. Он выпускник ЧГУ 2010 года и еще в 2008 году начал работать над проектом «Комплекс программ для разработки математических моделей систем электроснабжения». В 2011 году Алексей выиграл конкурс с присуждением ему первого места. Работа над проектом продолжается. В беседе с проректором по науке ЧГУ В.В. Афанасьевым было подчеркнуто, что «высшие учебные заведения призваны играть ведущую роль в формировании современных профессиональных кадров, эффективном развитии научнотехнического потенциала студенческой молодежи». Руководствуясь этой целью, ЧГУ также вошел в состав НП «Кластер» Чувашской Республики. Иванова Н.А. 15

НАУКА

Релейная защита

Авторы: Лачугин В.Ф., Сидорук С.В.,

ПРЕИМУЩЕСТВА ПРИМЕНЕНИЯ ВОЛНОВЫХ МЕТОДОВ В РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ И ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

ОАО «ЭНИН», г. Москва, Россия.

The wave methods application advantages for relay protection and fault location in the power transmission lines Аннотация: представлены результаты функционирования устройства волновой релейной защиты ВЛ СВН на ЛЭП 500 кВ и устройства определения места повреждения методом двухсторонних измерений на ЛЭП 110 кВ. Описывается эффективность действия этих устройств (с учетом данных регистраторов) при коротких замыканиях. Ключевые слова: волновые методы, релейная защита, короткие замыкания, регистрация срабатывания, определение места повреждения. Abstract: The traveling wave protection and fault location devices operation results in the high - voltage power transmission lines are shown. The devices operation effectiveness in short- circuits are described. Keywords: wave methods, relay protection, short-circuit, fault recording, fault location.

01 / Март 2013

Выполнение релейной защиты на основе контроля волновых переходных процессов, сопровождающих короткие замыкания (КЗ) [1], является одним из актуальных направлений современных исследований. На основании использования волновых переходных процессов при повреждении создан ряд устройств волновой направленной релейной защиты, в частности, сверхбыстродействующая направленная высокочастотная (ВЧ) защита линии электропередачи (ЛЭП) [2]. Измерительные органы этой защиты фиксируют по концам линии информацию о соотношении знаков аварийных напряжений U ак и токов i ак , т.е. о знаках мгновенной мощности волн, распространяющихся от места повреждения. Указанная информация при повреждении на защищаемой линии совпадает по ее концам. При внешних повреждениях информация различается, и по высокочастотному каналу ЛЭП передаются сигналы для блокировки действия защиты. Защита предусматривается в качестве основной быстродействующей защиты воздушных линий электропередачи СВН от всех видов КЗ. В устройстве защиты использованы два органа направления с контролем волновых составляющих крайняя фаза – крайняя и средняя фаза – две крайние, что обеспечивает действие защиты при всех видах КЗ.

ЭНИН и ЭСП был разработан образец защиты, полукомплекты которого устанавливались по концам ВЛ 500 кВ «Киндери – Заинская ГРЭС». С целью детальной проверки принципов функционирования защиты на подстанциях использовались регистраторы срабатывания защит, дискретно фиксирующих состояние выходных цепей измерительных и логических органов защиты и положение контактов выключателей присоединений с точностью до десяти миллисекунд. Исследованиям и сопоставлениям подвергнуто несколько тысяч данных, полученных от регистраторов, в том числе при КЗ на защищаемой линии, а также при внешних КЗ. Преимущества волновой защиты ВЛ ВН и СВН по сравнению с традиционными защитами, действующими на этих линиях, подтверждены данными автоматических регистраторов, указывающими, что время срабатывания волновой защиты на отключение на 20-40 мс меньше, чем время срабатывания быстродействующей защиты (дифференциально-фазной), установленной на этой же ВЛ и использующей для своего функционирования токи и напряжения промышленной частоты (см. табл.). Возможность сопоставления даты и времени срабатывания ОНМ защиты с данными повреждений и оперативных переключений ВЛ позволила определить диапазон

НАУКА

Релейная защита

Таблица Сопоставление быстродействия срабатывания измерительных органов волновой защиты и измерительных органов ДФЗ на ВЛ 500 кВ «Киндери-Заинская ГРЭС» при внутренних и внешних КЗ

Расс тояние от ПС «Киндери» до места КЗ, км

Вид повреждения

Работа ОНМ вол новой защиты

Работа измерительных органов ДФЗ

Опережение по времени, срабатывания ОНМ по сравнению с измерительными органами ДФЗ, мс

570

Повреждение фазы вблизи шин ГЭС

да

215

Повреждение фазы вблизи подстанции

да

440

Низовой пожар

да

470

Дуговое перекрытие фазы на линии низшего напряжения

да

300

Дуговое перекрытие

да

250

Дуговое перекрытие двух фаз на землю

да

208

Повреждение фазы вблизи шин электростанции

да

580

Металлическое замыкание фазы на шинах подстанции

да

208

Замыкание фазы на шинах электростанции

да

208

Замыкание фазы на шинах электростанции

да

500

Дуговое замыкание фазы

да

570

Повреждение фазы на шинах ГЭС

да

нет

580

Обрыв фазы с замыканием на землю на шинах подстанции

да

208

Повреждение фазы на шинах электростанции

да

260

Повреждение фазы на шинах ГЭС с неуспешным АПВ

да

260

Неуспешное включение

да

260

Перекрытие фазы на шинах ГЭС

да

370

КЗ у шин подстанции

да

490

Дуговое замыкание во время грозы вблизи шин подстанции

да

490

Неуспешное АПВ

да

410

Неуспешное АПВ

да

305

Дуговое замыкание на линии

да

310

Дуговое замыкание линии на землю через упавшее дерево

да

260

Дуговое замыкание на линии

да

250

Дуговое замыкание на линии

да

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита

ПС Пугачевская

ТН

ПС Акбулакская ВЛ 110 кВ Пугачи -Акбулак

Регистратор №1

ТТ

Регистратор №4

МКП -110

ТН

ТТ

ПС Чашканская Регистратор №3

МКП -110 ПС Маякская

В 1

ПС Донгузская »

Регист ратор №2

ТН – измерительный трансформатор напряжения. ТТ – измерительный трансформатор тока. МКП -110– масляный выключатель на ПС Пугачевская, осуществляющий коммутацию ВЛ 110 кВ Пугачи -Акбулак. МКП -110– масляный выключатель на ПС Акбулакская.

Рис. 1. Схема подключения Регистраторов при проведении опытно-промышленной эксплуатации на ВЛ 110 кВ «Пугачи-Акбулак»

Рис. 2. Напряжение в фазе А (ПИН) при КЗ фаз А и В ВЛ. 1 – Регистратор № 2 ПС «Акбулакская» (красный), 2 – Регистратор № 3 ПС «Пугачевская» (синий)

дальности ее действия в смежных сетях, содержащих ВЛ напряжением 110-750 кВ. Так, при пороговых уровнях срабатывания ОНМ (на блокировку 5% и на отключение 10% от номинального напряжения) удалось зафиксировать действие ОНМ в защищаемом направлении при ряде КЗ, в зоне до 1000 км от защищаемой ВЛ. При этом ОНМ волновой защиты селективно действовали при этих по18

01 / Март 2013

вреждениях на линиях. Выполненное сопоставление данных регистратора с оперативными записями показывает, что ни один измерительный орган других защит защищаемой линии не имел такой же высокой чувствительности. Тем самым характеризуется преимущество измерительных органов ОНМ волновой защиты ВЛ не только по уровню быстродействия, но и по чувствительности.

На ВЛ 110 кВ «Пугачи-Акбулак» филиала ОАО «МРСК Волги» - «Оренбургэнерго» в опытной эксплуатации находились устройства регистрации 8 (Регистраторы) токов и напряжений в электрических сетях, разработанные при научном руководстве ОАО «ЭНИН» и обладающие следующими функциональными особенностями: - синхронизация измерений токов и напряжений в электрических сетях; - а втоматическое отображение и передача данных этих параметров режима с частотой преобразования аналоговой информации в цифровую с частотой оцифровки 0,1100 МГц; - у ниверсальность подключения входных цепей устройства к измерительным трансформаторам тока (ТТ) и трансформаторам напряжения (ТН); - д лительность записи аварийного события в автоматическом режиме: • п редыстория – 60 мс; • и нтервал, следующий за аварийным событием – 600 мс. На двух подстанциях (ПС) «Пугачевская» и «Акбулакская», связанных ВЛ 110 кВ «Пугачи-Акбулак»,

НАУКА

Релейная защита хронизацией измерений параметров режима сети с помощью глобальной системы позиционирования. Определение места повреждения на ВЛ волновым методом двусторонних измерений проводится по известным [4] расчетным выражениям: (1)

Рис. 3. Напряжение в фазе А (ПИН) при аварийном отключении ВЛ. 1 – Регистратор № 2 ПС «Акбулакская» (красный), 2 – Регистратор № 3 ПС «Пугачевская» (синий)

Рис. 4. Регистратор № 1 и Регистратор № 4. Напряжение в фазе С (ТН) при однофазном КЗ. 1 – Регистратор 1 ПС «Акбулакская» (красный), 2 – Регистратор № 3 ПС «Пугачевская» (желтый).

где L1 – расстояние от шин одной из ПС до места повреждения линии, м; L 2 – расстояние от шин другой из ПС до места повреждения линии, м; V – скорость распространения фронта электромагнитной волны, м/с; Т – время распространения фронта волны по всей длине линии, с; ∆t=T1 –T2 – разница во времени прихода фронтов волн на одну и на другую ПС, с. Разница во времени ∆t прихода волн к ПС «Пугачевская» и к ПС «Акбулакская», зафиксированная Регистраторами при КЗ, произошедшем на ВЛ «Пугачи-Акбулак» и вызванном замыканием двух фаз ВЛ веткой дерева (рис. 2), составляет 242 мкс. Время T продвижения фронта волны по длине ВЛ от ПС «Пугачевская» до ПС «Акбулакская» определяется по данным регистратора при отключении этой же ВЛ (рис. 3) и составляет 438 мкс. Принимая скорость распространения начала фронта волны, близкой к скорости света [4], получим из (1) расстояния до места повреждения:

были установлены Регистраторы в соответствии с рис. 1. На ПС «Пугачевская» Регистратор был подключен к ТТ ВЛ и ТН системы шин 110 кВ этой ПС. Измерялись фазные токи ВЛ и фазные напряжения на шинах ПС, а также ток и напряжение нулевой последовательности. На ПС «Акбулакская» Регистратор подключен к ТТ ВЛ и ТН секции шин 110 кВ этой ПС для измерения фазных токов и напряжений [3].

Точность функционирующих в РФ средств ОМП, в основном, реагирующих на параметры промышленной частоты, составляет 5-7% [4, 5]. Погрешность ОМП ВЛ может быть существенно снижена в результате применения Регистраторов синхронизированных измерений, с помощью которых возможно реализовать весьма эффективный волновой метод двусторонних измерений [4] с указанной полосой частотной фильтрации и син-

научно‑практическое издание

от ПС «Пугачевская» и

от ПС «Акбулакская». Разница во времени ∆t прихода волн к ПС «Пугачевская» и к ПС «Акбулакская» при однофазном КЗ на землю, зафиксированная Регистраторами (рис. 4), составляет 350 мкс. Как и в случае междуфазового КЗ, время Т продвижения фронта волны по всей ВЛ также составило 438 мкс. 19

НАУКА

Релейная защита

Таблица 1

Расстояние от ПС «Пугачевская» до места повреждения линии, км Дата

Лачугин

Примечание АУРА

Регистраторы

23.08.2009

16,87

29,30

Однофазное КЗ на землю

25.10.2009

28,34

29,30

Междуфазное КЗ, вызванное веткой дерева

1.11.2009

105,30

117,81

Однофазное КЗ на землю

14.11.2009

106,00

117,81

Однофазное КЗ на землю

3.12.2009

69,65

114,52

Однофазное КЗ на землю

Владимир Федорович Дата рождения: 9.06.1948 г. В 1972 году окончил Московский энергетический институт по специальности «Электрические сети и системы». В 1981 году защитил в Энергетическом институте им. Г.М. Кржижановского кандидатскую диссертацию на тему: «Анализ переходных процессов в линиях сверхвысокого напряжения для целей построения

Подставив полученные данные в (1), с учетом указанных допущений, получим расстояния до места повреждения:

релейной волновой защиты». Заведующий лабораторией информацион-

от ПС «Пугачевская» и

но-измерительных и управляющих систем в электроэнергетике ОАО «ЭНИН».

Сидорук Сергей Владимирович Дата рождения: 20.06.1970 г. В 1993 году окончил Московский авиационный институт им. С. Орджоникидзе по специальности «Электрооборудование ракет и других летательных аппаратов» Заместитель Генерального директора ОАО «ЭНИН».

01 / Март 2013

от ПС «Акбулакская». В табл. 1 приведены результаты ОМП при КЗ на ВЛ 110 кВ «Пугачи-Акбулак», полученные по данным срабатывания устройства АУРА, установленного на этой ВЛ со стороны ПС «Пугачевская», и волновым методом двусторонних измерений по выражению (1). Устройство АУРА, реагирующее на параметры аварийного режима промышленной частоты, и Регистраторы синхронизированных измерений, использующие волновой метод двусторонних измерений, указали практически одно и то же место повреждения на ВЛ только при междуфазном КЗ, а при однофазных КЗ показания устройства АУРА и данные Регистраторов существенно отличались. Представляется, что ОМП с помощью разработанных Регистраторов, обладающих способностью регистрировать токи и напряжения переходного процесса на его ранних стадиях (единицы микросекунд), по точности будут превосходить устройства ОМП, реагирующие на электрические составляющие промышленной частоты (десятки миллисекунд).

Выводы 1. Разработанное устройство релейной защиты ВЛ, основанное на контроле направления распространения волн переходного процесса при повреждениях, позволяет более полно удовлетворить требованиям, предъявляемым к релейной защите по быстродействию и чувствительности по сравнению с устройствами защиты, выполненными на основе контроля электрических величин промышленной частоты. 2. Положительные результаты определения места повреждения ВЛ волновым методом двусторонних измерений, полученные с помощью разработанных Регистраторов аварийных событий с синхронизацией информации по концам линий, могут позволить эффективно использовать эти методы на ВЛ. Литература 1. Попов И.Н., Лачугин В.Ф., Соколова Г.В. Релейная защита, основанная на контроле переходных процессов. М.: Энергоатомиздат, 1986. 2. Лачугин В.Ф. Опыт эксплуатации волновой быстродействующей направленной релейной защиты ВЛ СВН.- Электрические станции, 2010, №9. 3. Краснышов С.В., Манжелий М.И., Лачугин В.Ф., Сидорук С.В., Джангиров В.А., Бояркин И.Е. Опыт применения регистраторов синхронизированных измерений токов и напряжений на ВЛ 110 кВ. – Электрические станции, 2010, №9. 4. Шалыт Г.М. Определение мест повреждения в электрических сетях. М.: Энергоиздат,1982. 5. Аржанников Е.А., Чухин А.М. Методы и приборы определения мест повреждения на линиях электропередачи. – М.: НТФ «Энергопрогресс», 1998.

ПРАКТИКА НАУКА

Автоматика

Авторы: Фролов О.В.,

Обобщенные показатели схемы сети мегаполиса в задачах ограничения токов короткого замыкания и регулирования напряжения

ОАО «НТЦ ЕЭС», г. Санкт-Петербург,

Чемборисова Н.Ш., «НИУ «МЭИ», г. Москва,

Прачев О.М., ЗАО «МИН», г. Санкт-Петербург.

УДК 621.311.016

The generalized indexes of the megapolises electrical network scheme for problems of decreasing the short-circuit currents and voltage control Аннотация: предварительный анализ конфигурации сети на основе ранжированного списка узлов позволяет значительно снизить объем расчетов, необходимых для выбора лучшей схемы для надежной работы, управления напряжением и снижения токов короткого замыкания. Ключевые слова: электрическая сеть, ранжированный список узлов, ток короткого замыкания, управление напряжением, надежная работа.

Oleg V. Frolov, JSC «STC UPS», St. Petersburg, Nailya Sh. Chemborisova, «NRU «MPEI», Moscow, Oleg M. Prachev, CSC «MIN», St. Petersburg.

Abstract: The preliminary analysis of the electrical network configurations on the basis of a ranked list of nodes makes it possible to considerably reduce the amount of calculations required for choosing the best scheme for achieving reliable operating of the electrical network, voltage control and decreasing the short-circuit currents. Keywords: electric network, ranked list of nodes, short-circuit current, voltage control, reliable operating.

01 / Март 2013

К общим чертам, определяющим проблемы энергоснабжения крупных городов, относятся концентрация нагрузок, усиление электрических сетей и повышение их связности, возрастание токов коротких замыканий (ТКЗ). В таких условиях особенно важным становится обеспечение надежности электроснабжения потребителей, живучести электрической системы (ЭС), показателей качества электроэнергии. Для решения задач координированного управления нормальными, аварийными и послеаварийными режимами ЭЭС, минимизации потерь активной мощности, повышения качества электроэнергии целесообразно организовывать управление в наиболее восприимчивых к этому воздействию точках сети – сенсорных (чувствительных) или жестких элементах. Жестким полагают узел, уровень напряжения которого слабо зависит от изменения нагрузки в этом узле, а узел с противоположным свойством является сенсорным [1]. При решении поставленных задач желателен показатель, который должен отвечать таким требованиям, как универсальность, доступность, возможность получения на базе информации о схеме ЭЭС, а также имел бы физический смысл и соответствовал сложившейся практике режимных расчетов. Кроме того, значения показателя должны позволять осуществлять сопоставление схем и выбор, наиболее приемлемый по каким-либо критериям

или свойствам. Формализовать выбор можно было бы при использовании ранжированного по степени жесткости списка узлов [2], сформированного на основе мнимой части разности собственной и суммы взаимных проводимостей каждого узла [3]. Для наглядности можно рассмотреть предлагаемые подходы на нескольких примерах. Один из них – выбор варианта схемы с меньшими значениями тока короткого замыкания. Конфигурация вариантов 1 и 2 фрагмента общей схемы приведена на рисунках 1 и 2.

Рис. 1. Схема варианта 1

Рис. 2. Схема варианта 2

Отличие в вариантах состоит в конфигурации и параметрах отдельных связей (наличии двухцепных связей между узлами в варианте 1). Наиболее жестким узлом в варианте 1 (рис. 1) является узел 7, в варианте 2 (рис. 2) – узел 6. ТКЗ в наиболее жестком узле 7 (вариант 1) оказался в 1,32 больше, чем в наиболее жестком узле 6 (ва-

ПРАКТИКА НАУКА

Автоматика

риант 2). Степень жесткости узла 7 (рис. 1) в 1,4 раза больше, чем узла 6 (рис. 2). Сравнение ТКЗ и степени жесткости наиболее жесткого узла в разных вариантах показало, что чем более жестким является узел, тем большее значение ТКЗ будет в нем получено. Тогда можно рассматривать степень жесткости узлов как параметр, позволяющий сделать выбор варианта схемы с наименьшими значениями ТКЗ до расчета ТКЗ. В рассматриваемом случае более привлекательным будет второй вариант. Для Московской энергосистемы рассматривалось влияние изменения жесткости сразу нескольких узлов, связанных электрически и входящих в один контур. Для примера рассматривались три узла, обозначенные как 10, 11 и 12, имеющие разную степень жесткости и расположенные по степени её убывания. ТКЗ в наиболее жестком узле 10 в варианте с включенным секционным выключателем, то есть без секционирования сети (СС), был принят за условную единицу, по отношению к которой в относительных единицах рассматривались полученные токи. Включение реактора последовательно с секционным выключателем (СВ) снижает жесткость узлов, поэтому за рекомендуемое мероприятие (РМ) принималось такое включение одинаковых реакторов в узлах 10, 11 и 12. Последний вариант соответствовал секционированию сети (СС) во всех узлах. Результаты сопоставления

Табл. Сравнение ТКЗ в узлах с разной жесткостью Наименование

Узел 10

Узел 11

Узел 12

ТКЗ без СС

0.7

0.62

ТКЗ без СС с РМ

0.77 (23%)

0.53 (24%)

0.4 (35%)

ТКЗ с СС

0.56 (44%)

0.33 (53%)

0.27 (56%)

представлены в табл., где в скобках приведена величина ограничения ТКЗ по отношению к режиму без СС в %. Сравнение значений ТКЗ в узлах показывает, что в соответствии с уменьшением жесткости узлов снижается и ТКЗ. При секционировании получено более значительное ограничение ТКЗ, чем при РМ, но надежность при этом снижена. Для примера рассматривались ТКЗ в варианте без секционирования сети, с РМ – включением реакторов последовательно с выключателями в две отходящие от узла 10 линии, с секционированием посредством отключения линий электропередачи. Значения ТКЗ в этих случаях по отношению к первому варианту составили соответственно 1, 0,51, 0,45. Сравнение ТКЗ позволяет сделать вывод о большей эффективности для ограничения ТКЗ секционирования, но отключение линий электропередачи или СВ с размыканием соответствующих контуров не только снижает надежность электроснабжения потребителей, но и может увеличить потери напряжения и активной мощности в сети, сделав режим менее экономичным.

Аналогичные результаты были получены и для Ленинградской энергосистемы. Могут также рассматриваться варианты схем с улучшенными возможностями по поддержанию напряжения, потому что изменение напряжения в жестких узлах при изменении их нагрузки менее значительно, чем в сенсорных. В узлах, электрически связанных с жестким узлом, напряжение также поддерживается лучше, чем в узлах, связанных с сенсорным. Тогда для сопоставления вариантов схем по способности поддерживать напряжение до расчетов установившихся режимов следует анализировать наиболее сенсорные узлы. Чем меньше степень жесткости самого чувствительного (сенсорного) узла, тем хуже будет поддерживаться напряжение у него и в его ближайшем окружении, то есть жесткость является показателем схемы. Для примера рассматривалась схема электроснабжения другого мегаполиса – Ленинградская энергосистема, в сети 330 кВ которой также выявлены жесткие и сенсорные узлы. На рисунках 3 и 4 показаны зависимости максимального и минимального изменения на-

Рис. 3. Изменения максимального и минимального отклонения

Рис. 4. Изменения максимального и минимального отклонения

напряжения для узлов, электрически связанных с сенсорным узлом

напряжения для узлов, электрически связанных с жестким узлом

научно‑практическое издание

НАУКА

Фролов Олег Валерьевич Дата рождения: 29.071972 г. В 1995 году окончил Ленинградский политехнический институт им. М.И. Калинина по специальности «Электроэнергетические системы и сети». В 2007 году присвоена ученая степень кандидата технических наук по специальности 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы. Тема диссертации: «Оптимизация режимов энергосистемы Северо-Запада на основе применения фазорегулирующих устройств». Место работы и должность: г. Санкт-Петербург, открытое акционерное общество «Научно-технический центр Единой энергетической системы» (ОАО «НТЦ ЕЭС»). Генеральный директор.

Прачев Олег Михайлович Дата рождения: 15. 04.1985 г. В 2009 году окончил Амурский государственный университет по специальности «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем». Место работы и должность: г. Санкт-Петербург, монтажноналадочное управление ЗАО «МИН», инженер.

01 / Март 2013

Автоматика пряжения в узлах, непосредственно связанных с рассматриваемыми, при изменении в последних значения реактивной мощности на величину ∆Q. Сопоставления графиков на рис. 3 и 4 позволяет сделать вывод, что жесткий и сенсорный узлы достаточно сильно влияют на изменение напряжения в их ближайшем окружении. Тогда до расчета установившегося режима по ранжированному списку узлов можно сравнивать возможности схем по поддержанию напряжения в наиболее чувствительных узлах, выбирая наиболее надежные варианты схемы по степени жесткости узлов. Наиболее привлекательными будут схемы с наименее чувствительными узлами, для повышения режимной надежности в которых следует понизить их чувствительность, то есть изменить конфигурацию схемы, включить устройства компенсации реактивной мощности (УКРМ) и т.п. Следует отметить, что изменение реактивной мощности (использование УКРМ) на жесткость узлов можно оценить, пересчитывая мощность в проводимость шунта, который учитывается в значении собственной проводимости узла. Пример совместного анализа свойств сети рассматривается для Московской энергосистемы. Для ограничения ТКЗ, при котором отпадает необходимость в секционировании сети, в наиболее жестком узле последовательно с секционным выключателем включался реактор, что снижало жесткость этого узла. В результате снижение ТКЗ было менее значимым (в 1,37 раза), чем при секционировании (в 1,49 раза), сам ТКЗ – допустимым, но сохранялась кольцевая схема и не снижалась надежность электроснабжения, на 1.9 МВт снижались потери активной мощности, на 1.2% – отклонение напряжения от номинального значения даже в самом чувствительном узле. Включение реактора с большим на 30% сопротивлением позволило еще больше снизить жесткость узла и ограничить ТКЗ уже в 1,42 раза. Тогда можно формализованно сопоставлять и возможности некоторых средств по ограничению ТКЗ. Чем менее жестким становится узел, тем меньший ток короткого замыкания будет получен, но и напряжение в этом узле будет поддерживаться хуже. Таким образом, при необходимости оценки возможностей схемы по ограничению ТКЗ и регулированию (поддержанию) напряжения также может быть использован ранжированный по жесткости список узлов.

Ещё одним требованием к режиму является соответствие нормативам показателей качества электроэнергии (ПКЭ), один из которых – отклонение напряжения от номинального значения ∆U [4]. Для фрагмента схемы, в составе которого имеются сенсорные и жесткие узлы, нелинейные нагрузки, рассматривались отклонения напряжения от номинального значения при изменении нагрузки в узлах на одинаковую величину. Результаты расчетов для отдельных узлов, приведенные на рис. 5, подтверждают определение жестких и сенсорных узлов. Самыми жесткими будут узлы 24 и 33, сенсорными – узлы 21 и 23. Такой же результат получен и при построении ранжированного по степени жесткости списка узлов с использованием матрицы узловых проводимостей до расчетов установившегося режима.

Рис. 5. Ранжирование узлов по жесткости

Ещё одним показателем качества электроэнергии является несинусоидальность напряжения. При моделировании распространения высших гармоник тока по сети для эквивалентирования внешней системы величина реактивной составляющей эквивалентного шунта Хс обратно пропорциональна току короткого замыкания I к.з. в точке его присоединения [5]: , где U, Uф – междуфазное и фазное напряжения, S к.з. и -I к.з. – мощность и ток трехфазного короткого замыкания на шинах при номинальном напряжении. Отсюда следует, что при больших токах короткого замыкания сопротивление системы в этой точке мало, и, следовательно, амплитуда гармоники напряжения меньше в жестком

НАУКА

Чемборисова Наиля Шавкатовна Дата рождения: 12.11.1952 г. В 1974 году окончила Ташкентский политехнический институт им. А.Р. Беруни по специальности «Электроэнергетические системы и сети». В 2004 году защитила докторскую диссертацию на тему «Обобщенные показатели в задачах управления установившимися режимами электроэнергетических систем» в ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск), присвоена ученая степень по специальности 05.14.02 – Электростанции и электроэнергетические системы. В 2006 году присвоено ученое звание профессора. Место работы и должность: г. Москва, ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ», кафедра «Электроэнергетические системы», профессор.

Автоматика узле. В более чувствительных узлах амплитуда напряжения гармоник будет выше [6]. Например, при расположении источника несинусоидальности в сенсорном узле 21 амплитуда пятой гармоники принята за 1. Наиболее жесткий узел 33 при этом испытывает меньшее искажающее влияние, то есть для него амплитуда пятой гармоники ниже в 3,3 раза, чем в узле 21, а в сенсорном узле 23 в 2,5 раза ниже, чем в узле 21. При расположении такой же нелинейной нагрузки в жестком узле 33 (амплитуда пятой гармоники меньше в 2,7 раза), а амплитуда в узле 23 меньше в 6,6 раза, то есть существует свойство жестких узлов снижать амплитуды напряжения генерируемых в них гармоник. Тогда степень жесткости узлов может служить и показателем, позволяющим сравнивать отдельные схемы по части ПКЭ. По полученным результатам можно сделать следующие выводы. В качестве обобщенного показателя схемы, отвечающего выставленным ранее требованиям, предлагается степень жесткости наиболее характерных узлов [1-3], располагающихся в начале или в конце ранжированного по степени жесткости списка узлов. Формализованное сравнение схем электроснабжения мегаполиса напряжением 110 кВ и выше по значениям токов короткого замыкания и способности поддерживать напряжение и уменьшать его несинусоидальность возможно до расчетов установившихся режимов, ТКЗ, ПКЭ с помощью этого показателя и ранжированного списка узлов. Сопоставление проводится в этом случае для самых жестких или самых сенсорных узлов. Это позволяет существенно упростить выбор наиболее приемлемых вариантов схем электроснабжения с наименьшими значениями ТКЗ, хорошей возможностью поддерживать напряжение, соответствующее нормативам ПКЭ, или формирование сети с заданными характеристиками за счет повышения или снижения степени жесткости отдельных узлов, изменения конфигурации сети. Формирование ремонтных схем также может проводиться с использованием этого показателя, позволяя выбирать наиболее подходящие варианты. Так как управление режимом работы сети может организовываться за счет изменения её конфигурации, параметров или рационального использования устройств управления, изменяющих жесткость отдельных узлов, то научно‑практическое издание

целесообразна предварительная оценочная проверка свойств полученной схемы на основе ранжированного списка узлов. Следует отметить, что при необходимости оценки влияния заданной мощностями нагрузки или генерации в узлах на степень жесткости можно пересчитать заданные мощности в шунты с последующим их учетом в значении собственной проводимости узлов. Литература 1. Фролов О.В., Чемборисова Н.Ш. Предварительный анализ параметров сети для ограничения токов короткого замыкания в сетях мегаполисов //Электричество, 2012, №8. 2. Лопатин О.А., Чемборисова Н.Ш. Использование параметров сети и обобщенных показателей режима для расстановки компенсирующих устройств //Электричество, 2011, №3. 3. Фролов О.В., Чемборисова Н.Ш., Мулиц Н.С. Формализованная расстановка устройств управления режимами в сетях мегаполисов// Электричество. 2012, №5. 4. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. 5. Управление качеством электроэнергии/ И.И. Карташев, В.Н. Тульский, Р.Г. Шамонов и др.; под ред. Ю.В. Шарова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 320 с. 6. Баранов И.Л., Чемборисова Н.Ш. Несинусоидальность напряжения сенсорных узлов Белгородской ЭЭС //Труды Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: состояние, проблемы, перспективы». – Оренбург: ООО ИПК «Университет», 2012.

НАУКА

ЭМС

Авторы: к.т.н. Ильин В.Ф., Ильин Н.В.,

ЗАЗЕМЛЕНИЕ В ШКАФАХ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ЗАЩИТ

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

THE GROUNDING IN THE MICROPROCESSOR PROTECTION CABINETS Аннотация: рассмотрены вопросы организации системы заземления в шкафах микропроцессорных защит, предложена методика экспериментального определения эффективности заземления с использованием оборудования для ЭМС-тестирования.

Ключевые слова: заземление, импульсная характеристика, микропроцессорная защита, ЭМС-тестирование. Abstract: The paper deals with the organization of the grounding in the microprocessor protection cabinets and the technique of the experimental determination of the grounding, using equipment for EMC testing. Keywords: grounding, impulse response, microprocessor protection, EMS- testing.

01 / Март 2013

Введение Заземление в шкафах с электронным оборудованием, несомненно, является одним из самых сложных вопросов проектирования. Хотя базовая концепция заземления сравнительно проста, с практической ее реализацией дела обстоят сложнее. В этой области не существует единого подхода, который гарантировал бы только положительные результаты, но есть ряд моментов, которые необходимо учитывать при решении задач обеспечения ЭМС. В статье приведены теоретическое и экспериментальное положения по организации заземления в шкафах релейной защиты и автоматики (РЗА). Система заземления в шкафах РЗА Суть заземления состоит в гальваническом соединении электрических компонентов и элементов конструкции шкафа с заземляющим устройством, чтобы обеспечить путь с низким сопротивлением для протекающих по земле возвратных токов [1, 2]. В зависимости от целей, преследуемых системой заземления, могут быть использованы определенные типы электрических соединений и конструктивных исполнений, которые нельзя заменить другими. Параметры цепи заземления в шкафах РЗА должны соответствовать нормам защитного заземления. Защитное заземление служит исключительно для обеспечения безопасности персонала в случаях повреждения оборудования. Оно призвано понизить напряжение прикосновения и термическую нагрузку, защита от поражения электрическим током, как правило, обеспечивается заземлением с автоматическим отключением от сети. Защитное заземление не требует высокой технологии и доступно проверке на всех этапах производства и эксплуатации. Критерием эффективности является величина омического сопротивления цепи заземления, которая управляется простым подбором сечения в соответствии с длиной за-

земляющего проводника. Контактные соединения выполняются обычно болтами, в последнее время практикуются саморезы. При наличии на контактной поверхности следов покраски применяются царапающие шайбы, призванные обеспечить гальваническое соединение. В шкафах с микропроцессорным оборудованием может применяться более сложная технология зонального одноточечного заземления с использованием главной шины заземления (ГШЗ) с развитой поверхностью для выравнивания потенциала в условиях высокочастотных помех (рис. 1). Указанные исполнения предполагают частичное использование принципов экранирования и зонирования, практикуемых при построении систем функционального заземления и заземления для обеспечения ЭМС [2]. Функциональное заземление выполняется для того, чтобы электронное оборудование нормально работало в составе другого оборудования. Оно предусматривает средства, создающие точку или плоскость опорного потенциала для сигнальных цепей, где доминирующую роль играет полное сопротивление цепи заземления (рис. 2). Шкафы с терминальным оборудованием имеют дело с информационным массивом, поступающим по разнесенным кабелям в виде гальванически развязанных аналоговых, дискретных и цифровых сигналов. Обычно источники сигналов изолированы от земли и могут иметь произвольные (плавающие) потенциалы, вызывающие возвращаемые по заземляющим проводникам помеховые токи. Для импульсных и высокочастотных помех заметную роль играет индуктивность проводников, создающая негативные условия для взаимовлияния сигналов, искажения их формы и нарушения временных соотношений. Эти факторы могут быть причинами нарушений нормальной

НАУКА

ЭМС

а)

Рис. 2. Вариант исполнения зонального

б)

Рис. 1. Варианты исполнения зонального одноточечного заземления по системе

многоточечного заземления

«звезда» (а) и «шина» (б)

с эквипотенциальной плоскостью

работы терминального оборудования. Функциональное заземление выполняется по многоточечной схеме с использованием эквипотенциальных плоскостей и коротких заземляющих проводников с низкой индуктивностью. В шкафах, насыщенных терминальным оборудованием и имеющих дело с большими информационными потоками, система функционального заземления должна проектироваться наиболее тщательно. Очевидно, что эффективность системы функционального заземления невозможно определить традиционными методами проверки. Необходимость и достаточность принятых решений для ее реализации должны обосновываться инженерными выкладками. Авторами работы [2] сформулировано еще одно определение – система заземления для обеспечения ЭМС. В дополнение к предыдущей эта система определяет необходимость увязывать цепи заземления со средствами экранирования и зонирования, учитывать скрытые в конструкции распределенные емкости и индуктивности, которые могут ослаблять или усиливать помехи на резонансных частотах, контролировать контактные соединения, способные генерировать шумы. Технологические приемы, исполь-

зуемые при проектировании заземления для обеспечения ЭМС, не столь однозначны и очевидны. На сегодня среди специалистов нет определенности по частотным параметрам заземления, технологическим разбросам и эксплуатационным изменениям. Отсюда субъективный подход в оценке необходимости и достаточности использованных средств. Объективным критерием эффективности заземления для обеспечения ЭМС могут быть результаты целевых испытаний. Параметры цепи заземления Негативное поведение цепи заземления в условиях воздействия импульсных и высокочастотных помех обусловлено в основном ее индуктивностью. Требования стандартов по ЭМС предусматривают проверку устойчивости шкафов РЗА на воздействие импульсных помех: микросекундных – с амплитудой до ±4 кВ при соотношении длительностей фронта и импульса 1/50 мкс (1,2/50 мкс) и наносекундных – ±4 кВ, 5/50 нс. Частота высшей гармоники в спектре импульса определяется соотношением: , где tф – длительность фронта импульса помехи. Для микросекундных импульсов

научно‑практическое издание

частота высшей гармоники составляет 250 кГц, для наносекундных – 50 МГц. Для определения индуктивности заземляющих цепей можно воспользоваться известными формулами для прямолинейных проводов [3, 4]: - для проводника круглого сечения ; - для плоского проводника из тонкой ленты , где: µ0=4π 10 -7, Гн/м – магнитная постоянная; µr – относительная магнитная проницаемость материала проводника; l – длина проводника, r – радиус поперечного сечения линейного проводника; w – ширина плоского проводника. Согласно приведенным формулам, индуктивность длинных проводников практически не зависит от профиля сечения. О явном преимуществе плоского проводника можно говорить лишь при соотношении l/w≤3…5. В инженерной практике часто пользуются приближенным значением удельной индуктивности прямолинейного провода: 1 мкГн/м, а для расчета индуктивности плоского проводника используют приближенный поправочный коэффициент: 0,4≤k≤1. Таким образом, заземляющий про27

НАУКА

ЭМС

водник сечением 2,5 мм2 и длиной 1 м ведет себя на промышленной частоте как активное сопротивление R≈0,02 Ом, а на высокой частоте – как индуктивность L≈1 мкГн. В результате, на частоте 250 кГц (спектр микросекундной помехи) его полное сопротивление составляет около 1,5 Ома, что почти на два порядка выше величины активного сопротивления. На частоте 50 МГц (спектр наносекундной помехи) его полное сопротивление возрастает еще на два порядка и составляет 300 Ом. Схема испытательной установки и расчетная модель Эффективность того или иного участка заземления можно определить по его реакции на воздействия короткого импульса. На рис. 3 приведена схема испытательной установки, где генератор микросекундных импульсов подключается непосредственно к зажиму заземления микропроцессорного терминала. Испытания проводятся при снятом напряжении оперативного питания. Поверхность земли моделируется металлическим листом, в центре которого устанавливается на изолирующей подставке испытуемый шкаф. Все испытательное оборудование заземляется на опорный металлический лист. С помощью цифро-

вого осциллографа контролируются одновременно переходные напряжения в точках К1 на зажиме заземления терминала и К2 на ГШЗ и переходной ток в возвратном проводе генератора. Измерения напряжений ведутся относительно опорного листа заземления. В качестве генератора импульсов используется имитатор микросекундных помех большой энергии, внутренняя схема которого соответствует приведенной в базовом стандарте по ЭМС [5]. В нагрузочном контуре генератора импульсов можно выделить характерные участки цепи заземления, которые размещены внутри и вне шкафа. Характеристика внешней цепи заземления определяется параметрами короткого проводника, соединяющего ГШЗ с опорным листом. В эксперименте был использован входящий в комплект поставки типового шкафа РЗА плоский проводник типа АМГ сечением 16 мм2 и длиной l=0,8 м. Для заземления микропроцессорного терминала, размещаемого в отделении шкафа с целью удобства пользования интерфейсом человекмашина на высоте 1…1,5 м, требуется при одноточечном исполнении длинный проводник: l=2 м. Руководствуясь удельным параметром линейного провода, можно предположить, что приблизительно в

такой же пропорции будут соотноситься индуктивности указанных участков заземления. Заземление по многоточечной схеме предполагает использование эквипотенциальной плоскости, в качестве которой могут выступать цельнометаллические конструктивные элементы шкафа. На рис. 3 приведен второй вариант исполнения заземления терминала с использованием металлической монтажной плиты, входящей в состав шкафа. Плита гальванически соединена короткими проводниками с корпусом терминала и ГШЗ. В этом случае входящий в цепь заземления участок плиты может рассматриваться как плоский проводник, призванный ослабить индуктивную реакцию цепи. На рис. 4 приведена эквивалентная электрическая схема обобщенной цепи заземления шкафа. Текущее падение напряжения на участках эквивалентной схемы связано с током следующими соотношениями: ; ; ,

Рис. 3. Схема испытательной установки для определения импульсной характеристики цепи заземления

Рис. 4. Эквивалентная электрическая схема цепи заземления терминала (Rзт, L зт) и шкафа (Rзш, L зш)

01 / Март 2013

НАУКА

ЭМС

где u1(t) – суммарное падение напряжения на последовательно включенных участках заземления терминала и шкафа; u2(t) – падение напряжения на участке заземления шкафа; u12(t) – падение напряжения на участке заземления терминала, i(t) – ток в цепи заземления. Приведенные на рис. 5 временные диаграммы характеризуют переходные процессы, вызванные в результате воздействия микросекундного импульса. В начальный момент времени t1, когда крутизна нарастания тока соответствует максимальному значению, на участках цепи устанавливаются максимальные уровни напряжения: u1(t1)=Uм1 и u1(t2)=Uм2 . В это время мгновенное значение тока еще мало и доминируют индуктивные составляющие напряжения. Следовательно, применительно к моменту t1 можно пользоваться приближенными соотношениями:

Табл. 1. Результаты измерения амплитуды переходных напряжений Схема заземления терминала

Одноточечная Многоточечная

Тип и параметры заземляющего проводника

Амплитуда переходного напряжения

Относительное соотношение

Uм1, В

Uм2, В

Uм12, В

Uм12/Uм2

Номер рисунка

ПВ-3, l=2 м, S=6 мм2

249

186

1,9-

Рис. 6, а

АМГ, l=2 м, S=8 мм2

239

179

2,0

Рис. 6, б

ПВ-3, l=0,5 м, S=2,5 мм2

178

106

1,38

Рис. 7, а

ПВ-3, l=0,25 м, S=6 мм2

133

0,73

Рис. 7, б

; ; Рис. 5. Временные диаграммы, характеризующие реакцию в результате воздействия

. Экспериментальные результаты Представленные на рис. 6 и 7 осциллограммы иллюстрируют реальные электромагнитные процессы, возникающие в схеме в результате подачи микросекундного импульса на корпус терминала в контрольную точку К1. Генератор микросекундных импульсов был настроен на режим работы по схеме L-PE, Uг =2 кВ; 1,2/50 мкс. Напряжения u1 и u2 контролировались относительно опорной плоскости заземления, для получения разностного сигнала u12 использовалась математическая опция осциллографа. В табл. 1 приведены данные выборок из рабочих осциллограмм. По данным табл. 1, одноточечный вариант заземления по схеме «звезда» является менее эффективным. Согласно экспериментальным осциллограммам, переходное напряжение достигает амплитудного значения в момент времени, когда крутизна нарастания тока максимальна. Амплитуда напряжения

микросекундного импульса

а)

б)

Рис. 6. Рабочие осциллограммы тока и напряжений для варианта одноточечного заземления терминала проводником длиной l=2 м: а – ПВ-З, S=6 мм2 и б – АМГ, S=8 мм2; параметры настройки генератора: схема L-PE; Uг=2 кВ; 1/50 мкс

а)

б)

Рис. 7. Рабочие осциллограммы тока и напряжений для варианта многоточечного заземления терминала, связанного с плитой проводником: а – ПВ-3, S=2,5 мм2, l=0,5 м и б – ПВ-3, S=6 мм2, l=0,25 м; параметры настройки генератора: схема L-PE; Uг=2 кВ; 1/50 мкс

научно‑практическое издание

НАУКА

Ильин Владимир Федорович Дата рождения: 09.09.1946 г. Окончил СПбГЭТУ («ЛЭТИ») в 1970 г., кафедру промышленной электроники. В 1983 г. защитил диссертацию в СПб ГУ ТМО на тему «Исследование тиристорных преобразователей постоянного напряжения для вторичных источников питания с высокочастотным преобразованием параметров электроэнергии». К.т.н., доцент, главный специалист ООО НПП «ЭКРА».

Ильин Никита Владимирович Дата рождения: 24.09.1970 г. Окончил ФГБОУ ВПО «Чувашский государственный университет» в 1994 г., кафедра: промышленная электроника. Инженер ООО НПП «ЭКРА».

01 / Март 2013

ЭМС на участках заземления терминала и шкафа составляют соответственно 186 В и 98 В, крутизна тока – около 100 А/мкс. Соотношение амплитудных величин соизмеримо с отношением длин проводников, заземляющих терминал (l=2 м) и шкаф (l=0,8 м), и их расчетных индуктивностей. Незначительное расхождение экспериментальных данных для случаев исполнения заземления плоским и круглым проводниками можно отнести к погрешности измерения. Результаты испытаний показывают, что многоточечный вариант заземления с использованием цельнометаллических элементов конструкции шкафа может иметь заведомо меньшую индуктивность, чем исполнение по одноточечной схеме. Во время воздействия на цепь заземления, исполненного по многоточечной схеме, точно такого же импульса тока, что и для одноточечного исполнения, в точке заземления терминала имеет место ослабленная реакция. В частности, когда терминал соединен с монтажной плитой коротким проводником l=0,25 м, амплитуда переходного напряжения составляет 58 В против 179 В для одноточечного варианта с проводником l=2 м. Эксперименты с вариацией длины проводников, связывающих терминал с плитой, призваны дать представление о механизме регулирования параметров многоточечного заземления. Выводы В шкафах микропроцессорных защит должно проектироваться заземление для обеспечения ЭМС, предусматривающее меры и средства зонирования, экранирования и выравнивания потенциалов с использованием эквипотенциальных плоскостей. Заземление для обеспечения ЭМС не исключает функции защиты, но может быть реализовано независимо от защитного заземления. Согласно результатам экспериментальных исследований, проведенных с использованием специализированного имитатора помех, и методики, практикуемой при тестировании в области ЭМС, многоточечный вариант заземления с использованием цельнометаллических элементов конструкции шкафа может обеспечить снижение индуктивности цепи заземления и существенно ослабить негативную реакцию на импульсные помехи.

Литература 1. Денисенко В.В. Заземление в системах промышленной автоматизации // Современные технологии и автоматизации. 2006. № 2. С. 94-99; № 3. С. 76-92. 2. Кечиев Л.Н., Акбашев Б.Б., Степанов П.В. Экранирование технических средств и экранирующие системы.- М.: ООО «Группа ИТД», 2010. 470 с. 3. Агафонов А.М., Воршевский А.А. Заземление технических средств при наносекундных и микросекундных импульсных помехах // Технология ЭМС. 2010. №4 (35). С. 44-54. 4. Калантаров П.Л., Цейтлин Л.А. Расчет индуктивностей. – М.: Энергия, 1970. 380 с. 5. ГОСТ Р 51317.4.5-99. Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний.

ПРАКТИКА

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Релейная защита

Авторы: Буртаков В.С., Захаренков А.Ю., Кузьмичев В.А.,

Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем

ОАО «Фирма ОРГРЭС», г. Москва, Россия.

Аннотация: в статье поднимаются вопросы необходимости сохранения в работоспособном состоянии устройств РЗА на электромеханической базе, которые в ближайшие 10-15 лет по общему количеству по-прежнему будут составлять основную долю эксплуатируемых устройств РЗА. Приводятся рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем. Ключевые слова: устройства РЗА на электромеханической базе, сроки службы, сроки эксплуатации, модернизация, реконструкция, замена, критерии, мероприятия. В настоящее время в ЕНЭС России эксплуатируется около 310 000 основных устройств и около 275 000 дополнительных устройств (прочей электроавтоматики) РЗА. Подавляющую часть этих устройств составляют электромеханические устройства (ЭМ). Около 35 лет назад началось внедрение в эксплуатацию микроэлектронных (МЭ) и около 25 лет назад – микропроцессорных устройств РЗА (МП РЗА). Доля МП РЗА постоянно растет и составляла на начало 2012 г. около 13% от всего количества эксплуатируемых устройств, а 4,5% – доля микроэлектронных устройств. Динамика изменения количества устройств РЗА в ЕНЭС по виду исполнения в 2005-2011 гг. представлена в табл. 1, а графическая интерпретация данного показателя – на рис. 1, 2. Так, за 6 лет количество эксплуатируемых на подстанциях МП РЗА возросло приблизительно в 7 раз. Без сомнения, в настоящее время электромеханические устройства РЗА морально и физически устарели, и в некоторых случаях (хотя далеко не всегда) требуют замены на микропроцессорные устройства, обладающие бớльшими и всё расТабл. 1. Статистические

ширяющимися возможностями. Электромеханические устройства РЗА сохраняют определённые преимущества, из которых немаловажным является их значительно меньшая стоимость при весьма высокой надёжности и помехозащищенности. Существенным фактором является также слабая пока подготовленность низового эксплуатационного персонала в области цифровой техники. Поэтому электромеханические устройства РЗА останутся еще неопределенно длительное время в практической эксплуатации на подавляющем большинстве энергопредприятий. Положительным эксплуатационным свойством электромеханических защит является возможность выборочной замены отдельных физически износившихся релейных элементов комплексов электромеханических РЗА без замены этих комплексов в целом. Такая выборочная замена с учетом возможности получения аналогичных реле, блоков, панелей, шкафов и запасных частей дает возможность продлевать сроки эксплуатации электромеханических комплексов РЗА на сроки, значительно превышающие регламентные. Чебоксарский электроаппаратный завод (ЗАО

Исполнение/год

2005

2007

2008

2009

2010

2011

ЭМ

172 579

231 360

229 053

223 524

231481

255355

МЭ

6 958

7 412

11 150

12 327

12678

13452

МП

5 927

6 871

14 581

17 404

26070

41096

данные по изменению количества устройств РЗА по виду исполнения в 2005-2011 гг.

01 / Март 2013

ПРАКТИКА

Релейная защита

Рис. 1. Динамика изменения количества устройств РЗА по виду исполнения в 2005-2011 гг.

«ЧЭАЗ») сохранил и продолжает производство релейной аппаратуры во всей прежней номенклатуре по заказам энергопредприятий. Это позволяет нам рекомендовать энергопредприятиям производить полную замену комплексов электромеханических РЗА на микропроцессорные РЗА только вместе с планируемой заменой силового оборудования, которое защищается этими комплексами. При этом должна производиться замена всех элементов устройств РЗА этого оборудования, включая кабели вторичных цепей. При реконструкции и техническом перевооружении подстанций следует применять микропроцессорные устройства РЗА тех фирм, которые обеспечивают минимум трудозатрат при техническом обслуживании (ТО). Элементы, имеющие «истирающиеся» части, как то реле времени часового типа, минимальные реле напряжения и т.п., должны планово заменяться на энергообъектах. Мы считаем, что даже ввод АСУ ТП не требует одновременного ввода на энергопредприятии микропроцессорных защит. Информация о срабатывании устройств РЗА вполне может поступать в АСУ ТП от свободных контактов выходных

реле или их релеповторителей. В среднем в настоящее время в энергосистемах в эксплуатации находится более 35% электромеханических устройств, которые эксплуатируются не менее 35 лет, превысив более чем в три раза средний срок службы 12 лет, установленный техническими условиями на электромеханические устройства и релейную аппаратуру. При этом значительно превышены и установленные действующими стандартами средние сроки службы контрольных и радиочастотных (ВЧ) кабелей: 20 лет – для контрольных кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией, проложенных на улице, и 25 лет – в помещении (ГОСТ 1508-78); для ВЧ-кабелей – 13-15 лет в зависимости от марки кабеля (ГОСТ 11326.0-78). Значительное превышение фактического срока службы электромеханических устройств над установленными техническими условиями (ТУ) может быть объяснено двумя основными причинами. Во-первых, средний срок службы устанавливается изготовителем с учетом срока службы комплектующих изделий и возможной работы устройства при оговоренных в ТУ предельных значениях климатических и механических внешних воздействий. Устройства РЗА в большин-

научно‑практическое издание

стве своем обычно эксплуатируются в более легких условиях. Во-вторых, принятая система ТО дает возможность при проведении периодических проверок в ходе профилактического восстановления (ПВ) выявлять и устранять путем регулировки, ремонта или замены отдельных электромеханических, полупроводниковых или электронных элементов возникшие к моменту проведения проверки отказы устройства, предотвращая переход их в отказы функционирования при возникновении требования к срабатыванию. Реально физический износ устройств РЗА определяется четырьмя основными физическими процессами: а) Механический износ движущихся частей аппаратуры – осей (и подпятников) вибрирующих реле минимального напряжения, часовых механизмов механических реле времени и т.п. Этот процесс может компенсироваться регулярной заменой таких реле на новые. б) Старение органической изоляции реле, проводов и кабелей. Как показывает опыт, срок износа по этой причине определяется десятилетиями, во всяком случае, он не меньше, чем 40-50 лет. в) Электрическая коррозия контактов реле, которая может быть сведена к нулю правильным подбором искрогасительных цепочек. г) Химическая коррозия металлических частей аппаратуры, которая для закрытых отапливаемых релейных залов станций и подстанций реально отсутствует, для неотапливаемых действующих распредустройств – явление крайне редкое, как и для КРУ наружной установки, имеющих подогрев релейных отсеков. По статистической отчетности, процент случаев неправильной работы устройств РЗА остается из года в год практически на одном уровне (около 1%). Реально, конечно, поддержание в работоспособном состоянии электромеханических устройств, проработавших 25 лет и более, обеспечивается за счет некоторого повышения затрат на их техническое обслуживание. Однако пока это не требует сокращения интервалов профилактического обслуживания. По мере появления возможностей производится замена выработавших ре33

ПРАКТИКА

Буртаков Виктор Саввич Закончил кафедру «РЗА» МЭИ. За 50 лет работы в энергетике участвовал в проведении ПНР более чем на 30 электростанциях и энергообъектах в России и за рубежом. Работал в составе комиссий по расследованию повреждений и обследованию состояния электрооборудования электростанций. Бригадный инженер Центра инжиниринга электрооборудования ОАО «Фирма ОРГРЭС».

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

01 / Март 2013

Релейная защита сурс и устаревших элементов устройств РЗА, аппаратуры ВЧ-каналов, контрольных кабелей. Замена устройств РЗА и их элементов происходит в энергосистемах в настоящее время в недостаточном объеме. Вопрос замены устройств РЗА, выработавших срок службы, будет обостряться с каждым годом, если уже сейчас не начать их планомерную замену или реконструкцию. Тем более что наблюдается рост доли случаев неправильной работы устройств из-за старения в общем количестве случаев неправильной работы, не связанных с действиями или ошибками эксплуатационного персонала, персонала проектных или наладочных организаций и с любыми внешними воздействиями. Так, если доля этих случаев в 1993-1998 гг. составляла в среднем 9,7%, в 1999 г. – 11%, а в 2011 г. возросла до 47,5% (в том числе по организационным причинам). Можно сформулировать следующие основные критерии, определяющие необходимость замены электромеханических устройств РЗА: • Техническое перевооружение энергообъекта или его части – замена защищаемого основного оборудования (генератора, трансформатора, выключателей и др.). • Несоответствие технических характеристик или функциональных возможностей устройства требованиям к селективности, быстродействию, чувствительности, резервированию при действующих или предусматриваемых в ближайшей перспективе схемах или режимах работы энергообъекта или прилегающей сети. Реально это возможно при изменении условий в окружающем регионе энергосистемы. • Фактический износ значительной части аппаратов электромеханического устройства до состояния, требующего их замены; значительное превышение большей частью аппаратов количества срабатываний, нормируемых НД. Реально это возможно только по причине недопустимого старения и разрушения изоляции, например, большинства контрольных кабелей. Возможно также разрушение устройства целиком вследствие, например, заливания жидкостью или вследствие пожара. • Рост относительного числа отказов функционирования (процента неправильной работы устройства). • Прекращение выпуска устройств и запасных частей к ним. Безусловно, в перспективе все электромеханические устройства РЗА будут рано или

поздно заменены более прогрессивными микропроцессорными устройствами. Однако нельзя считать прогрессом любую такую замену. В результате замены должно каждый раз появляться какое-то новое качество, и желательно не одно. В частности, от микропроцессорных защит релейщики-эксплуатационники вправе ожидать: а) Снижения трудозатрат на ТО, и снижения существенного, выражающегося в появлении мощной и всеобъемлющей диагностики, а также в увеличении интервалов профилактического обслуживания. б) Снижения процента отказов и неправильных действий ввиду непрерывного повышения уровня надёжности комплектующих в мире, а также прогресса в технологиях заводского монтажа. в) Расширения возможностей и появления новых функций микропроцессорных РЗА ввиду очевидного прогресса компьютерной отрасли в области программирования и быстродействия. г) Наконец, эксплуатация вправе ожидать снижения цены на микропроцессорные устройства аналогично тому, как это происходит в бытовых ответвлениях компьютерной отрасли. Подчёркиваем, что снижение цен там происходит, несмотря на имеющееся там же постоянное усложнение продукции. Возможно, что с целью снижения средней цены релестроителям следует предусматривать более дешёвые модификации продукции для более простых объектов. Опыт внедрения зарубежных МП РЗА показывает, что отличие в технической идеологии этих устройств от принятой в России, невысокое качество перевода технической документации, ошибки в тексте и схемах функций вызывают определенные трудности при их внедрении и требуют в ряде случаев внесения изменений в их конфигурацию. В последнее время производители МП РЗА перешли на более прогрессивную практику выпуска микропроцессорных устройств РЗА более общего конструктивного исполнения, что позволяет заводам сократить номенклатуру продукции. Но при этом совершенно необходимо создать новую систему организации проектирования конкретных устройств, обеспечивающую проведение на релестроительных заводах полной конфигурации выпускаемых устройств под конкретные условия каждого заказчика. Сделать это можно, если релестроительные заводы будут работать по заданиям заводу от проектирующих фирм так же, как это делают щитостроительные заводы при выпуске шкафов КРУ.

ПРАКТИКА

Релейная защита

Кузьмичев Владимир Александрович В 2001 г. окончил кафедру электромеханики ГОУВПО «МЭИ (ТУ)» – магистр техники и технологий по направлению «Электротехника,

Рис. 2.

электромеханика и электротехнологии». В 2004 г. окончил аспирантуру ГОУВПО «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».

Внедрение МП РЗА не должно требовать специальной квалификации релейного персонала на местах, несмотря на явное усложнение устройств РЗА. В противном случае исчезнет эффект выигрыша от снижения объёма трудозатрат на ТО, да и просто невозможно обеспечить такое количество квалифицированного персонала на местах. Ведь появление миллионов персональных компьютеров не вызвало появления миллионов компьютерщиков и программистов. Программисты появились в умеренном количестве, а проблема решена организационными способами. Так же должно происходить и в энергетике. За счёт высокой надёжности микропроцессорной аппаратуры и её высокой заменяемости следует обойтись специализированными центрами, а лучше силами самих заводов-изготовителей для организации удовлетворяющей всех системы сервисного обслуживания микропроцессорных устройств РЗА. Кстати, эту систему, ввиду единства микропроцессорной базы, возможно, удастся объединить с системой сервисного обслуживания устройств АСУ ТП. Весьма важно оснащение служб РЗА современными устройствами для ТО устройств РЗА, особенно автоматизированными и даже полностью автоматическими. Это также будет способствовать снятию излишней интеллектуальной нагрузки с персонала на местах и убережёт этот персонал от случайных ошибок. Следует приветствовать усилия НПП «Динамика», НПП «ЭКРА» и других компаний в создании всё более автоматизированных проверочных устройств для МП-устройств. Затраты на эти устройства при правильном конструировании окупаются безаварийной эксплуатацией с помощью менее квалифицированного персонала. Совершенно необходимо, чтобы разработчики рассчитывали свои конструкции именно на малоквалифицированный персонал. научно‑практическое издание

Внедрению микропроцессорных устройств должны предшествовать специальные испытания для оценки электромагнитной обстановки (ЭМО) на энергообъекте и проведения, при необходимости, мероприятий, обеспечивающих ее совместимость с уровнем помехозащищенности устройств. Необходимость таких испытаний вызывается тем, что до последнего времени при проектировании энергообъектов, в частности, их заземляющих устройств вопросы электромагнитной совместимости (ЭМС) не учитывались. Одновременно следует повышать требования к помехозащищённости самих микропроцессорных устройств, что становится более реальным по мере роста миниатюризации микропроцессорных устройств и внедрения в их конструкцию устойчивых к электромагнитным помехам элементов типа, например, световодов или, тем более, оптических процессоров. Выводы 1. В течение ближайших 15-20 лет преобладающая доля электромеханических устройств и элементов РЗА на большинстве ПС 35-110-220 кВ сохранится, что требует проведения плановой работы по поддержанию этих устройств РЗА в работоспособном состоянии. 2. Плановую замену устройств и элементов электромеханических устройств рекомендуется выполнять путем своевременной простой замены на их аналоги, выпуск которых сохраняется на заводах-изготовителях. 3. В процессе эксплуатации следует во время проведения ПВ производить оценку состояния вторичных кабелей и вторичной коммутации с целью принятия своевременного решения по их замене. 4. Замену электромеханических и микроэлементных устройств РЗА на МП РЗА рекомендуется производить при реконструкции старых ПС с заменой основного электрооборудования при соблюдении всех необходимых требований по выполнению мероприятий по ЭМС в соответствии с действующими нормативными документами. 5. Микроэлектронные устройства, при их физическом износе, подлежат замене на микропроцессорные. 6. Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем приведены в руководящем документе РД 153-34.0-35.648-01 (СПО ОРГРЭС), применение которого сохраняется актуальным и в настоящее время. 35

ПРАКТИКА

Релейная защита

Авторы: Лейман Р.Э., Ермаков С.В.,

Использование телеотключения вместо телеускорения в защитах ВЛ 110-750 кВ

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ, г. Рязань, Россия.

Аннотация: дается описание нового способа выполнения защиты ВЛ, при котором телеускорение (ТУ) резервных защит заменяется телеотключением (ТО). Ключевые слова: линии электропередачи, релейная защита, телеускорение, телеотключение, ВЧ-приемопередатчик.

Лейман Рихард Эмильянович Дата рождения: 14.08.1949 г. В 1982 г. окончил Новосибирский электротехнический институт (НЭТИ). С 2013 г. работает ведущим экспертом отдела РЗА и ПА Рязанского РДУ.

01 / Март 2013

Для ВЛ 110-220 кВ без ОАПВ В настоящее время ТУ, используемое в защитах, выполнено по следующему принципу: ступени дистанционной защиты и защиты от КЗ на землю, охватывающие всю ВЛ, при получении команды о срабатывании аналогичных защит на противоположном конце ускоряются до Т=0 с. Причем для защиты от КЗ на землю использовались ступени токовой направленной защиты нулевой последовательности (ТНЗНП). Ток в данных защитах зависит от режима сети, и невозможно иметь перекрываемые с двух концов ступени, не выходящие за пределы ВЛ с каждой стороны. Сейчас появились защиты от КЗ на землю на дистанционном принципе, не зависящие от режима сети и не имеющие недостатков, описанных выше, но никаких изменений схема ТУ не претерпела. Для передачи команд в обе стороны требуется два канала связи шириной по 4 кГц. Изза недостатка средств или дефицита частот эту схему применяли редко. Предлагается новый метод использования команд. Вместо взаимного телеускорения резервных защит предлагается производить телеотключение противоположного конца от выходных реле КСЗ (ДЗЛ+КСЗ или ДФЗ+КСЗ), воздействуя непосредственно на ЭО выключателя без контроля команды ТО защитами. Главным и очень важным преимуществом такого ТО является отключение выключателя противоположного конца при полном отказе защит, например, при исчезновении цепей напряжения. Эта схема работает вместо дальнего резервирования. При этом на 85 процентах длины ВЛ защита работает с Т=0 с и на 15 процентах с временем ступеней, берущих всю линию, опережая защиты, которые в этом случае должны были бы работать по дальнему резер-

вированию. При использовании такого принципа дальнее резервирование потребуется только при полной потере оперативного тока на ПС, когда выключатель не может отключиться от ТО. Такие случаи бывают очень редко, в связи с чем к дальнему резервированию можно предъявлять менее жесткие требования. Возможно сокращение времени работы дальнего резервирования и допущение неселективности его работы в ремонтных режимах. При использовании ТО от КСЗ видно, что любая защита, работающая с временем, кроме нуля, требуется только для дальнего резервирования. Своя же линия имеет теперь три (или более) защиты – ДЗЛ или ДФЗ (ДЗЛ и ДФЗ), КСЗ и защита противоположного конца, отключающая выключатель данной стороны ВЛ. За счет взаимного ТО получается работа КСЗ с Т=0 с при взаимном перекрытии первых ступеней ДЗ и ДЗ от КЗ на землю. Сохраняется отключение выключателей с двух сторон с Т=0 с при отказе или выводе ДФЗ или ДЗЛ. Раньше не было ступеней ТНЗНП, перекрывающих друг друга с двух сторон ВЛ и не выходящих за пределы линии, в связи с чем и требовалось ТУ. Появившиеся 1 ст защит от КЗ на землю на дистанционном принципе охватывают 0,85 длины ВЛ так же, как и 1 ст ДЗ от междуфазных КЗ. Используя полигональные характеристики и выставляя для 1 ст требуемые уставки R с учетом переходного сопротивления, можно обеспечить работу защит при КЗ на землю в любой точке ВЛ. И только на коротких ВЛ, когда невозможно выставить 1 ст с Т=0 с или не обеспечивается работа защит с большим переходным сопротивлением, требуется взаимное ТУ. Но и в этих случаях следует производить ТО. Имея на ВЛ две защиты с Т=0 с, можно выполнять АПВ с малым временем (1 с), не от-

ПРАКТИКА

Релейная защита

страивая время АПВ от времени резервных защит противоположного конца, берущих всю линию. Для ВЛ 110-220 кВ ТО может быть выполнено следующим образом. От выходных реле защит посылается команда ТО, разрешающая АПВ с противоположного конца. От УРОВ и ЗНФР посылается та же команда. От УРОВ и ЗНФР, а также при неуспешном АПВ, посылается команда «запрет АПВ». Команда «запрет АПВ» при неуспешном АПВ может формироваться запоминанием сигнала АПВ на время, большее времени последних ступеней защит. Если за это время приходит сигнал работы защит, формируется команда «запрет АПВ». Данная команда позволяет производить АПВ только с одной стороны ВЛ без установки ШОН на ВЛ. АПВ на обоих концах ВЛ производится без контроля. Выключатель, включившийся первым, при неуспешном АПВ запрещает АПВ противоположного конца. Для ВЛ с ОАПВ Команда №1. ТО с запретом АПВ от УРОВ и ЗНФР (остается прежняя). Команда №2. ТО от выходных реле защит при трехфазном отключении. Воздействует непосредственно на выключатель с разрешением АПВ (без контролей, чем обеспечивается резервирование при отказе всех защит). Команда №3. Формируется при работе 1 ст ДЗ при КЗ на землю. Отключает поврежденную фазу противоположного конца через ОАПВ (без контролей), не требует ни блокировок при реверсе мощности, ни блокировки в цикле АПВ. Возможна передача команды с запоминанием и расширением ее на приемном конце до 100 мс. 1 ст ДЗ при КЗ на землю отключает также поврежденную фазу через ОАПВ и со своей стороны. При таком подходе должна быть обеспечена работа с одной из сторон ВЛ 1 ст ДЗ «на землю» при КЗ через максимальное переходное сопротивление с учетом увеличения этого со-

противления от подпитки с противоположной стороны. При правильно выбранной уставке по оси R с учетом дуги и переходного сопротивления (Rп=20 Ом) обеспечивается работа защиты с Т=0 с на всей длине ВЛ. Следовательно, необходимость 3 ст ТЗНП с блокировкой от реверса мощности, блокируемой в цикле ОАПВ, сохраняется только на коротких ВЛ, когда нельзя выбрать 1 ст с Т=0 с. Кроме названных выше, можно отметить следующие преимущества ТО по сравнению с ТУ. Взаимное ТУ требует блокировки от реверса мощности. При переходе КЗ с одной ВЛ на другую (на параллельных линиях) ТУ может отказать из-за данной блокировки. ТУ при работе по ВЧ-каналу требует передачи команды на время существования сработанного состояния ступени, в связи с чем требуется объединять ТУ ДЗ и ТУ ТЗНП. На ВЛ 500 кВ и выше можно не устанавливать два ТН на линию, так как при повреждении цепей ТН отключение произойдет от защит противоположного конца. При выводе в ремонт ТН для схем с двумя СШ можно не принимать никаких мер, связанных с отключением СВ. Отключение поврежденной ВЛ при переведенных защитах на ТН другой СШ и отключенном СВ произойдет по ТО. Еще раз можно подчеркнуть, что ТО является очень сильным элементом дальнего резервирования. Для ВЛ 330-750 кВ, безусловно, следует передавать сигналы ДФЗ и ТО по разным каналам. Новая аппаратура для передачи команд ТО Недавно появился ВЧприемопередатчик АВАНТ РЗСК, позволяющий передавать и принимать сигналы ВЧ-защит ДФЗ и НВЧЗ и независимо от них по 4 команды в двух направлениях [1]. При этом общая полоса частот канала, требуемая для передачи всех сигналов, составляет 4 кГц.

научно‑практическое издание

Сравнивая параметры данного приемопередатчика с его предшественниками, можно говорить о резком снижении вероятности вывода из работы ВЧ-канала. Вывод ДФЗ со старыми приемопередатчиками зачастую происходил не по вине самого ВЧ-канала, а в основном по причине выхода из строя элементов самого приемопередатчика или при действии автоконтроля. В существующих приемопередатчиках сигналы защиты и автоконтроля передаются способом амплитудной манипуляции («есть сигнал – нет сигнала»). В момент отсутствия сигнала приемник мог принимать помеху от повышенной короны в условиях плохой погоды (мокрый снег, дождь, изморось). По этой причине ВЧ-каналы выводились из работы. В связи с этим у эксплуатации сложилось мнение о том, что ВЧ-канал не очень надежен. На самом же деле элементы ВЧ-канала не так уж часто повреждаются, особенно новые, выполненные с учетом современных требований (например, вместо разрядников используются ОПН). Приемопередатчик АВАНТ РЗСК выполнен на современных комплектующих, и вероятность выхода из строя его элементов по сравнению со старыми приемопередатчиками намного ниже. В АВАНТ РЗСК передача всех сигналов производится методом частотной манипуляции, при котором в канале сигнал присутствует постоянно. В то время, когда раньше передатчик был остановлен, сейчас передается сигнал соответствующей частоты, в связи с чем резко повышена устойчивость при помехах в канале. Автоконтроль у него не периодический, а постоянно действующий, выполняется путем передачи двух контрольных сигналов с разных концов канала. Учитывая вышеизложенное, можно на ВЛ 110-220 кВ допустить работу ВЧ-защит и передачи команд ТО в одном ВЧ-канале. При отказе защит по разным причинам (выход из строя МП-терминала, неисправность цепей напряжения, за37

ПРАКТИКА

Ермаков Сергей Васильевич Дата рождения: 08.10.1972 г. В 1995 году окончил Рязанскую радиотехническую академию. Должность: заместитель начальника службы – начальник отдела релейной защиты и противоаварийной автоматики службы релейной защиты и автоматики. Организация: Филиал ОАО «СО ЕЭС» Рязанское РДУ.

быт ввод цепи отключения в выходных цепях или обрыв данной цепи) сохраняется ТО. Происходит отключение от защит противоположного конца с временем 0 с на 85% длины ВЛ и с временем 2-3 с на 15% длины ВЛ. И только при выходе из строя самого АВАНТ РЗСК или ВЧ-канала или при выводе их в проверку теряется и ВЧ-защита, и ТО. В данном случае будут работать резервные защиты. На ВЛ 110-220 кВ такой режим работы можно допустить, если не нарушается устойчивость энергосистемы. При потере устойчивости при выводе ВЧ-защит и ТО можно вводить оперативное ускорение КСЗ, что ныне и практикуется. С помощью данного приемопередатчика получается недорогое решение ТО для ВЛ 110-220 кВ. Имея ДФЗ с таким приемопередатчиком и комплект ступенчатых защит, можно передавать ТО без дополнительных каналов. Особенно хорошее решение получается на параллельных ВЛ. Здесь команды ТО и «запрет АПВ» можно передавать по своему и соседнему каналам [2]. АВАНТ РЗСК может применяться также при использовании ДФЗ на радиальных линиях при питании от них двух и более транс-

форматоров. В этом случае при КЗ на ВЛ АВАНТ РЗСК посылает команду на противоположный тупиковый конец ВЛ, снабженный дополнительной логикой, для останова ВЧ-поста [3]. АВАНТ РЗСК может применяться для ВЧ-блокировок, для которых иногда требуется команда дистанционного пуска. Вывод Применение ТО вместо ТУ, наряду с сохранением отключения КЗ с временем Т=0 с, повышает надежность отключения КЗ при отказах защит, сокращая время дальнего резервирования, и упрощает логику отключения. Применение приемопередатчика АВАНТ РЗСК обеспечивает надежную передачу отключающих сигналов. Литература 1. Скитальцев В.С., Кузьмина Т.П., Чирков А.Г., Чирков Ю.Г Новый высокочастотный приемопередатчик сигналов и команд релейной защиты АВАНТ РЗСК. //Энергетик 2012 г., №1. 2. Веселов П.К., Лейман Р.Э., Вершинин А.С., Скитальцев В.С. Применение ВЧ приемопередатчика АВАНТ РЗСК для защиты параллельных линий электропередачи. //Релейная защита и автоматизация. 2012 г., №4. 3. Дони Н.А., Галеев Э.Г., Лопухов В.М, Модернизация микропроцессорных ДФЗ ВЛ 110-220 кВ.// Релейная защита и автоматизация. 2012 г., №12.

Гарантированное получение всех номеров журнала

Подписка на 2013 г. (4 номера) – 2720 руб. Стоимость подписки включает НДС и цену доставки

Вы можете оформить подписку на журнал «Релейная защита и автоматизация» через редакцию с любого месяца и приобрести отдельные номера, отправив заполненную Заявку удобным для Вас способом (по e-mail: ina@srzau-ric.ru, на сайте: www.srzau-ric.ru или почтовому адресу: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, д. 3). А также в любом почтовом отделении России по Объединенному каталогу «Пресса России», подписной индекс 43141.

01 / Март 2013

защита АСУ ТПРелейная и ССПИ на базе ПТК АRIS

НАУКА

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Релейная защита

Автор: Катайцев А.А.,

Из опыта реконструкции устройств РЗА гидроагрегатов и трансформаторов Саяно-Шушенской ГЭС имени П.С. Непорожнего

Филиал ОАО «РусГидро»«Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего», г. Саяногорск, Республика Хакасия, Россия.

Надежная работа гидроэлектростанции Саяно-Шушенская ГЭС (СШГЭС) с установленной мощностью 6400 МВт – ключевое условие для обеспечения устойчивого электроснабжения потребителей объединенной энергосистемы Сибири. Аварийные режимы и повреждения оборудования главной схемы на такой электростанции могут привести к тяжелым режимам работы ОЭС Сибири и серьезным негативным последствиям для всей энергосистемы России. В этих условиях особенно велика роль релейной защиты как основного технического средства локализации и предотвращения развития аварий. В декабре 2012 года исполнилось 34 года со времени пуска первого гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС. За столь долгий срок эксплуатации устройства релейной защиты, выполненные на электромеханической базе, физически и морально устарели. Для их технического обслуживания требуются все более значительные затраты времени, все сложнее приобретать необходимые запасные части. Подобная ситуация сложилась и с устройствами автоматики гидрогенераторов. Поэтому в 2006 году было принято решение о проведении комплексной реконструкции устройств релейной защиты, технологической автоматики, системы возбуждения и АСУ ТП. Поставщиком новых устройств релейной защиты для генераторов и трансформаторов Саяно-Шушенской ГЭС было выбрано научно-производственное предприятие «ЭКРА» (НПП «ЭКРА») из г. Чебоксары. Решающими аргументами в пользу НПП «ЭКРА» стали: • успешный опыт внедрения микропроцессорных защит (далее – МП-защит) на гидрогенераторах и блочных трансформаторах Красноярской ГЭС и положительный опыт эксплуатации на других энергообъектах; • возможность знакомства и детального изучения устройств РЗА нового поколения персоналом СШГЭС; • признание отечественными специалистами релейной защиты города Чебоксары как общерос40

01 / Март 2013

сийского центра разработки устройств релейной защиты с исторически сложившейся научной школой, вкупе с наличием на НПП «ЭКРА» высокотехнологичной производственной базы; • приемлемая договорная цена проекта; • адаптируемость предлагаемых МП-защит к отечественному силовому оборудованию; • идеология построения МП-защит производства НПП «ЭКРА» привычна и понятна российским специалистам и соответствует нормативным техническим требованиям, принятым в Российской Федерации; • наличие всей документации и программного обеспечения на русском языке; • умение сотрудников НПП «ЭКРА» вести конструктивный диалог с заказчиком и учитывать его интересы. Работы над новым проектом продолжались шесть месяцев. В ходе совместного обсуждения специалистами ОАО «Ленгидропроект», ООО НПП «ЭКРА» и СШГЭС в общей сложности было проанализировано 16 вариантов схем выполнения защит. В результате был выбран вариант двухкомплектного исполнения защит, в котором комплекты защит полностью дублированы и работают автономно. Каждый комплект подключен к своим цепям трансформаторов тока и напряжения, имеет отдельное питание постоянным оперативным током. Модернизация устройств релейной защиты проходила в условиях реконструкции элементов главной схемы, включая замену генераторных выключателей. По различным причинам реконструкция проходила инвариантно: одновременно с защитами в одних случаях менялись, а в других – нет генераторный выключатель, устройства технологической автоматики, возбуждения, защиты трансформатора (без замены защит генератора) и наоборот. В каждом конкретном случае требовался индивидуальный проект «привязок» защит к новому составу оборудования. Вследствие этого приходилось менять логику действия защит на отключение выключателей, пуск УРОВ, гашение полей генераторов. Цепи связей защит с системой

ПРАКТИКА

Релейная защита

СШГЭС, общий вид

возбуждения, устройствами автоматики агрегата, АСУ ТП в каждом варианте также были различны. Каждый ставший индивидуальным проект, как было сказано выше, разрабатывался и реализовывался совместными усилиями персонала СШГЭС, ОАО «Ленгидропроект» и ООО НПП «ЭКРА». В процессе разработки первых шкафов защит для Саяно-Шушенской ГЭС возникла необходимость расширить рабочий диапазон частотных характеристик параметров функционирования защит. Необходимость этого была вызвана отключением генераторов по командам противоаварийной автоматики (ПА) в аварийных режимах энергосистемы для сохранения баланса мощности. После отключения генератора по команде ПА частота вращения гидроагрегата возрастает до 130-145% номинальной частоты и через 12-15 секунд действием регулятора частоты вращения гидроагрегат возвращается к номинальным оборотам, а поля генератора при этом не гасятся. В таком режиме особенно велика опасность повреждения и, следовательно, все электрические защиты генератора должны быть работоспособны. Необходимо подчеркнуть, что такая задача была поставлена впервые и персонал НПП «ЭКРА» успешно справился с ней,

расширив рабочий диапазон частот от 40 до 80 Гц. Сохранение работоспособности МП-защит в широком диапазоне частот, вне всякого сомнения, актуально и для других гидроэлектростанций. Опыт внедрения и эксплуатации МП-защит производства НПП «ЭКРА», накопленный к тому времени, позволил сделать следующие выводы: • наличие двух автономных комплектов защит для каждой единицы оборудования повышает надежность и позволяет выполнять техническое обслуживание защит или устранение дефектов без вывода основного оборудования в ремонт; • модульное построение позволяет легко и быстро устранять дефекты. В ходе совместной работы специалисты ООО НПП «ЭКРА» не оставляли без внимания возникавшие в процессе работы вопросы и активно предлагали свои решения. Все замечания и предложения эксплуатационного персонала принимались разработчиками с готовностью и пониманием. В ходе проводимых приемо-сдаточных испытаний защит специалисты СШГЭС закрепили свои знания новых устройств и навыки, полученные ранее в учебном центре НОУ «НОЦ «ЭКРА». Благодаря этому персонал СШГЭС теперь самостоятельно и уверенно выполняет техни-

научно‑практическое издание

ческое обслуживание шкафов МП-защит производства ООО НПП «ЭКРА». В период восстановления СаяноШушенской ГЭС, ввиду ограниченности во времени, было принято решение вернуться к прежнему проекту и установить защиты производства ООО НПП «ЭКРА». Это в значительной мере способствовало успешному восстановлению генераторов №№6, 5, 4, 3. В настоящее время на станции ведется реконструкция всего основного силового оборудования, а также систем автоматики и релейной защиты. При выборе производителя устройств РЗА был принят во внимание наработанный опыт совместного сотрудничества и достигнутые при этом положительные результаты – было принято решение на вновь вводимых гидрогенераторах и трансформаторах СШГЭС установить МПзащиты ООО НПП «ЭКРА». Однако производителю был поставлен ряд новых задач. Одной из них стал переход на новый протокол интеграции МП-терминалов с АСУ ТП по стандарту МЭК 61850. К этому времени на НПП «ЭКРА» в этом направлении уже не первый год велись научно-исследовательские работы. Но абсолютно новой стала задача по реализации идеи об установке в терминалах двух портов с поддержкой протокола 41

ПРАКТИКА

Релейная защита

Шкафы РЗА старых генераторов. 2009 г.

Катайцев Андрей Александрович Дата рождения: 09.05.1975 г. Окончил Новосибирский государственный технический университет в 2002 году по специальности «Автоматическое управление электроэнергетическими системами». Начальник участка РЗ и ПА Службы технологических систем управления Филиала ОАО «РусГидро» – «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего».

01 / Март 2013

Шкафы РЗА новых генераторов. 2012 г.

МЭК 61850. В настоящее время производителем завершаются работы по отладке коммуникационных возможностей поставляемых терминалов 200 серии, и по завершению этих работ терминалы будут интегрированы в сегментированную дублированную сеть АСУ ТП, посредством которой станут передаваться не только сигналы о срабатывании защит, но и управляющие сигналы-команды. Кроме этого для устройств РЗА на СШГЭС была разработана принципиально новая схема гарантированного питания, в которой предусмотрено питание шкафов РЗАИ как от токопровода постоянного тока, так и от блочных шкафов управления оперативным постоянным током (ШУОТ). Для возможности подключения устройств РЗА в новую систему постоянного тока специалисты НПП «ЭКРА» в своих шкафах выполнили два ввода питания с устройством АВР. В случае потери одного из источников шкаф МП-защит переключается на второй ввод без перезагрузки терминала. Для отображения параметров работы оборудования и защит на двери шкафа установлен цветной дисплей с сенсорным управлением. Для дисплея было разработано специальное программное обеспечение (SCADA-система), и в нем, кроме стандартных функций отображения сигналов о срабатывании защит, заложено много других полезных функций. Например, в главном экранном виде отображаются основные параметры работы шкафа защит генератора (I, U, 3U0, сопротивление изоляции ротора, состояние генератора и коммутационных аппаратов). С помощью экранного вида «Действие защит» оперативный персонал может быстро определить, на какие устройства действовал данный комплект защит (отключение выключателя гене-

ратора, отключение выключателя блока, гашение полей генератора, сброс АРЗ и т.д.). Экранный вид «Тренды» позволяет оценить значение во времени того или иного (на выбор) параметра оборудования или защит. Экранный вид «Осциллограммы» позволяет оперативно на месте без подключения переносного компьютера просмотреть осциллограммы, разобраться с причинами срабатывания защит. В экранном виде «Помощь» отображаются инструкции по эксплуатации для оперативного персонала, функциональные схемы, алгоритмы поиска неисправности и много другого полезного в эксплуатации материала. Разработка такой системы – уникальная задача, которая была осуществлена благодаря уже имеющимся наработкам и накопленному опыту. Подводя итоги, хотелось бы еще раз отметить, что шкафы защит производства ООО НПП «ЭКРА» являются современным оборудованием и зарекомендовали себя как надежные, удобные в эксплуатации и ремонте изделия. За годы совместной работы у персонала СШГЭС и сотрудников ООО НПП «ЭКРА» установились хорошие партнерские отношения. Сроки выполнения работ, высокое качество проектных, технических и программноаппаратных решений, строгое соблюдение договорных обязательств ООО НПП «ЭКРА» – это те критерии качественной работы, которые свидетельствуют в пользу продолжения нашего сотрудничества. Специалисты ОАО «РусГидро» рассматривают научно-производственное предприятие «ЭКРА» как серьезного партнера в области модернизации устройств РЗА, предлагающего надежное оборудование, отвечающее современным стандартам построения систем РЗА.

НАУКА

Релейная защита

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Релейная защита

Авторы: к.т.н. Малый А.П., к.т.н. Шурупов А.А., к.т.н. Дони Н.А.,

«Смещение в зону» разрешающего органа направления мощности токовой защиты нулевой последовательности

ООО «НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия. Dr. Malyi A.P., Dr. Shurupov A.A., Dr. Doni N.A.

Аннотация: в статье освещается вопрос, который в последнее время часто возникает у нового поколения инженеров-релейщиков, имеющих небольшой опыт эксплуатации устройств релейной защиты, – о выборе способа повышения чувствительности токовой направленной защиты нулевой последовательности и выборе уставки «смещения в зону» органа направления мощности.

Ключевые слова: нулевая последовательность, направление мощности, смещение в зону. Abstract: The article describes the question recently frequently appears in the new generation of relaying engineers – selection of the method of increasing the voltage sensitivity of the current directional zero sequence protection and the selection of setting «displacement into the zone» of zero sequence directional relay. Keywords: zero sequence, power direction, displacement into the zone.

Многие из приведённых ниже сведений можно найти в технической литературе и нормативных документах [1, 2]. Авторы полагают, однако, что эти сведения будут полезны как разработчикам и проектировщикам, так и ремонтному персоналу электролабораторий, который непосредственно эксплуатирует устройства релейной защиты в энергосистемах. Орган направления мощности нулевой последовательности (ОНМНП) предназначен для обеспечения селективности токовой направленной защиты нулевой последовательности (ТНЗНП): разрешающий ОНМНП должен срабатывать при КЗ на землю в зоне, то есть в направлении защищаемой линии, а блокирующий ОНМНП – при КЗ «за спиной», то есть в направлении шин подстанции.

Параметры ОНМНП (ток и напряжение срабатывания) не определяют границу зоны срабатывания ТНЗНП, – она определяется уставкой органа тока последней ступени. Чувствительность ОНМНП по току поэтому всегда выше, чем у органа тока самой чувствительной ступени ТНЗНП. Уставка ОНМНП по напряжению отстраивается от напряжения небаланса фильтра напряжения нулевой последовательности в нормальном рабочем режиме, при качаниях и в асинхронном режиме и в некоторых случаях может быть недостаточна для срабатывания ОНМНП при КЗ на землю, что может приводить к отказу резервной ступени ТНЗНП [3]. На рис. 1 представлена схема сети, в которой чувствительность ОНМНП токовой направленной защиты нулевой последовательности

U0K2=UФ /3

U0K1=UФ /3

TА ОНМНП

U’ 0=U0+I01*ZCM L1

I0К1

К2

ZCM L3

Рис. 1. Расчётные

К1

К3

случаи для выбора сопротивления смещения ZСМ

01 / Март 2013

I0К3

ПРАКТИКА

Релейная защита

Z0T1

М0 Р А З Р

1 М0 Б Л

1 2 3

XB34

Z0L2 I0К1

IТ НЗ НП III с т.

Z0L1

DT52

III с т. Т НЗ НП

U0K1

а)

а) jX0

В ы в од III с т.Т НЗ НП

Z0L2

Z0L1

Рис. 2. Структурная схема контроля направленности резервной ступени ТНЗНП с использованием

блокирующего ОНМНП

ZС М

(при удалённом КЗ на землю в точке К1) может оказаться недостаточной. В приведённой схеме зона срабатывания третьей ступени ТНЗНП охватывает свою L1 и предыдущую L2 линии, имеющие в сумме большую длину и, соответственно, большое сопротивление. В то же время сопротивление нулевой последовательности предвключенной части энергосистемы («за спиной» у защиты) мало из-за того, что к шинам подключён мощный трансформатор Т1 с заземлённой нейтралью. В случае КЗ «за спиной», в точке К2, напряжение нулевой последовательности U0K2 в месте установки защиты достаточно велико и не ограничивает чувствительность ТНЗНП. При удалённом (в точке К1) КЗ на землю в зоне срабатывания резервной ступени ТНЗНП напряжение в месте установки защиты, равное падению напряжения от тока нулевой последовательности на сопротивлении мощного трансформатора Т1, мало и может быть недостаточным для срабатывания разрешающего ОНМНП. Для повышения чувствительности ТНЗНП по напряжению существует два способа: 1) «смещение в зону» разрешающего ОНМНП; 2) использование наряду с разрешающим также и блокирующего ОНМНП (рис. 2). В последнем случае, в соответствии со схемой рис. 2 (приведено схемное решение, использованное в шкафах защит серии ШЭ2607 производ-

ства НПП «ЭКРА», г. Чебоксары), программной накладкой ХВ34 выбирается один из режимов III ступени ТНЗНП: • ненаправленный; • направленный с контролем направленности от разрешающего ОНМНП (М0 РАЗР); • направленный с контролем направленности при срабатывании разрешающего ОНМНП или несрабатывании блокирующего ОНМНП (М0 БЛ). При удалённом КЗ на землю в зоне и напряжении нулевой последовательности, недостаточном для срабатывания разрешающего ОНМНП, не срабатывает также и блокирующий ОНМНП. В результате предотвращается отказ резервной ступени ТНЗНП. Ограничивает использование блокирующего ОНМНП возможность излишнего срабатывания ТНЗНП при КЗ на землю в точке К3 на линии L4 (рис. 1), отходящей от шин той же подстанции (параметры линий L3 и L4 аналогичны параметрам линий L1 и L2). Эпюра напряжения нулевой последовательности при КЗ на землю в точке К3 такая же, как и при КЗ на землю в точке К1. Чтобы при этом ТНЗНП не срабатывала, уставка реле тока третьей ступени IТНЗНП III ст. должна быть выше тока, протекающего в месте установки защиты при КЗ на землю в точке К3 с учётом разветвления тока КЗ на шинах подстанции А – в нейтраль трансформатора Т1 и в линию L1. При работе с контролем направленности только от разрешающего ОНМНП «смещение в зону» характери-

научно‑практическое издание

Z0T1

б)

Рис. 3. Схема замещения нулевой последовательности при КЗ на землю в конце зоны (а); «смещение в зону» в плоскости Z0 (б)

стики ОНМНП выполняется программно путём условного смещения точки подключения защиты в сторону линии. На рис. 3 показаны схема замещения нулевой последовательности при КЗ на землю в зоне (рис. 3, а) и «смещение в зону» в плоскости Z0 (рис. 3, б) [4]. Углы сопротивлений всех участков сети и угол максимальной чувствительности ОНМНП условно приняты равными. Источником тока нулевой последовательности I0K1, который замыкается через нейтраль трансформатора, является составляющая напряжения U0K1 нулевой последовательности в месте КЗ на землю. , При этом напряжение U 0, подведённое к реле, повышается на величину, равную произведению сопротивления смещения ZСМ на ток нулевой последовательности I01 при КЗ (рис. 1). Угол сопротивления смещения при этом совпадает с углом сопротивления нулевой последовательности защищаемой линии электропередачи, а модуль может быть задан в диапазоне от нуля до 100 Ом. Уставки современных – микроэлектронных и микропроцессорных – ОНМНП по току и напряжению независимы друг от друга, и вольт-амперная характеристика ОНМНП при угле между током и напряжением, равном ха45

ПРАКТИКА

Релейная защита

Малый Альберт Петрович Дата рождения: 01.06.1935 г. Год окончания вуза – 1958, МЭИ. Год и место защиты диссертации к.т.н. – 1988, НПИ. Учёное звание – кандидат

Рис. 4. Характеристика разрешающего ОНМНП со «смещением в зону»

технических наук. Учёная степень – старший научный сотрудник. Должность – ведущий инженер ООО НПП «ЭКРА».

Шурупов Алексей Александрович Дата рождения: 25.03.1951 г. Год окончания вуза – 1973, НПИ. Год и место защиты диссертации к.т.н. – 1981, НПИ. Учёное звание – кандидат технических наук. Учёная степень – старший научный сотрудник. Заведующий отделом защит подстанционного оборудования ООО НПП «ЭКРА».

01 / Март 2013

рактеристическому углу ОНМНП, имеет почти прямоугольную форму (пунктирная характеристика на рис. 4). ОНМНП с такой формой характеристики имеет высокую чувствительность к удалённым КЗ на землю, когда и ток, и напряжение в месте установки защиты малы. Вольтамперная характеристика разрешающего ОНМНП при введении «смещения в зону» трансформируется, как показано на рис. 4. При использовании смещения «в зону» на характеристике разрешающего ОНМНП существует «ток смещения» I0СМ, при котором разрешающий ОНМНП может сработать от одного только тока, без напряжения (явление «самохода» по току). Для селективного действия ТНЗНП сопротивление смещения ZСМ и ток смещения I0СМ разрешающего ОНМНП следует выбирать так, чтобы ток смещения был больше, чем максимальный ток небаланса нулевой последовательности в режимах без «земли» (при чисто междуфазных КЗ вне зоны срабатывания, качаниях, асинхронном ходе). Связь между сопротивлением смещения ZСМ и током смещения I0СМ определяется формулой: tgα = ZСМ = U0СР/I0СМ, где α – угол наклона зависимой от тока ветви вольтамперной характеристики разрешающего ОНМНП (рис. 4); U0СР – уставка разрешающего ОНМНП по напряжению. При изменении уставки разрешающего ОНМНП по напряжению сопротивление смещения ZСМ и угол α остаются неизменными, а ток смещения меняется пропорционально уставке по напряжению. В этом отличие и преиму-

щество ОНМНП в шкафах микропроцессорных защит типа ШЭ2607 от ОНМНП в шкафах микроэлектронных защит типа ШДЭ 2802, где при изменении уставки по напряжению остаётся неизменным ток смещения, а сопротивление смещения изменяется пропорционально уставке по напряжению. Сопротивление смещения выбирается исходя из следующего [1]: 1) Должна быть обеспечена чувствительность разрешающего ОНМНП по напряжению при КЗ в зоне дальнего резервирования при токе срабатывания последней (чувствительной) направленной ступени ТНЗНП: U0З+ZСМ*I0 СР.З > kЧ*U0 СР или: ZСМ > (kЧ*U0 СР-U0З)/I0 СР.З, (1) где ZСМ – сопротивление смещения; kЧ = 1,2 – коэффициент чувствительности [2]; U0 СР – вторичное напряжение срабатывания разрешающего ОНМНП; U0З – вторичное напряжение нулевой последовательности в месте установки защиты при КЗ в конце зоны срабатывания последней направленной ступени ТНЗНП; I0 СР.З – вторичный ток срабатывания ИО тока последней, направленной ступени ТНЗНП (рис. 4, первый квадрант). Вольт-амперная характеристика ОНМНП на рис. 4 построена при угле между напряжением и током нулевой последовательности, равном характеристическому углу ОНМНП. При КЗ «за спиной» измеренный ток меняет фазу на 180 0, а фаза измеренного напряжения остаётся неизменной. Таким образом, характеристика ОНМНП продолжается во втором квадранте.

ПРАКТИКА

Дони Николай Анатольевич Дата рождения: 26.10.1946 г. Окончил энергетический факультет Новочеркасского политехнического института в 1969 году. В 1981 году во ВНИИЭ защитил кандидатскую диссертацию «Исследование и разработка высокочастотной защиты линий сверхвысокого напряжения». Директор по науке - заведующий отделом перспективных разработок. Имеет более 120 научных публикаций в области релейной защиты, микропроцессорной техники и цифровой обработки сигналов электроэнергетических систем.

Релейная защита 2) Должна быть обеспечена селективность (несрабатывание) защиты при КЗ на землю расчётного вида (однофазное или двухфазное) на шинах подстанции, где установлена защита, то есть «за спиной» (К2 на рис. 1): измеренное напряжение нулевой последовательности на ОНМНП должно быть с запасом больше дополнительной составляющей от смещения (рис. 4, второй квадрант): U0MINЗ/kОТС > (I0MAXЗ-I0СМ)ZСМ =(I0MAXЗ-U0СР/ZСМ)= = I0MAXЗ*ZСМ-U0СР, или: ZСМ < (U0MINЗ /kОТС+U0СР)/I0MAX (2) при I0 > I0CM = U0CP/ZСМ, где ZСМ – сопротивление смещения; U0MINЗ – минимальное вторичное напряжение нулевой последовательности в месте установки защиты при КЗ «за спиной»; k0ТС = 1,15 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешности АЦП, ТТ и ТН и ошибки расчётов; U0СР – вторичное напряжение срабатывания разрешающего ОНМНП; I0MAXЗ –максимальный ток нулевой последовательности, протекающий через защиту при КЗ «за спиной», на шинах подстанции. В качестве уставки ZCM выбирается значение, промежуточное между значениями, полученными по формулам (1) и (2). Коэффициент Квын.ТН выноса ТН в о.е. (параметр, задаваемый в бланке уставок ТНЗНП) связан с сопротивлением смещения ZCM формулой: Квын. ТН = ZCM/Z0ВЛ, где Z0ВЛ – сопротивление нулевой последовательности защищаемой линии. Если при выбранном сопротивлении смещения проверка покажет, что ток I0 при КЗ «за спиной» меньше тока смещения I0CM, условие 2 можно не учитывать: неселективного срабатывания ОНМНП при этом не может быть. Из рис. 4 видно, что при КЗ «за спиной» разрешающий ОНМНП со «смещением в зону» при недостаточно большом сигнале нулевой последовательности, получаемом от ТН, может излишне срабатывать из-за того, что в канале напряжения от цепей тока формируется сигнал, совпадающий по фазе с током. Практически этого не следует опасаться, так как смещение в зону используется в случаях, когда к шинам защищаемой подстанции подключён мощный источник нулевой последовательности, а суммарное сопротивление нулевой последовательности защищаемого и научно‑практическое издание

предыдущего участка передачи велико. В этих условиях (при КЗ в точке К2, рис. 1) напряжение нулевой последовательности, получаемое от ТН, при КЗ «за спиной» максимально, и разрешающий ОНМНП уверенно определяет КЗ вне зоны и не срабатывает. В частности, на линии без отпаек при выборе сопротивления смещения ZCM меньше сопротивления нулевой последовательности линии Z0Вл в случае КЗ на землю на шинах подстанции («за спиной») излишнее срабатывание разрешающего ОНМНП исключено, так как составляющая напряжения от «смещения в зону» не превышает напряжения нулевой последовательности на шинах даже при очень мощной системе у противоположного конца линии. В случае если длина защищаемой линии мала, а предыдущей велика, смещение в зону мало что прибавит к чувствительности ОНМНП. В таком случае нужно рассмотреть возможность использования блокирующего ОНМНП для повышения чувствительности ТНЗНП по напряжению. Несколько более сложно определяется сопротивление «смещения в зону» разрешающего реле ОНМНП в фильтровых направленных защитах, где, в отличие от ТНЗНП, требуется обеспечить не только чувствительность защиты по напряжению, но и – для селективного действия защиты – одинаковую кратность напряжения нулевой последовательности по концам защищаемой линии, а следовательно, одновременное срабатывание ОНМ на обоих концах линии [5]. Литература 1. Разработка рекомендаций по расчёту и выбору параметров защит на микроэлектронной элементной базе ВЛ 110-750 кВ. Отчёт института «Энергосетьпроект», №11735тм – Т1, – Москва, 1985 г. – 104 стр. 2. Руководящие указания по релейной защите. Вып.12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-500 кВ. Расчёты. – М.: Энергия, 1980. – 88 с., ил. 3. Лысенко Е.В. Полупроводниковая фильтровая защита с высокочастотной блокировкой. – М: БТИ ОРГРЭС, 1966. – 104 с., ил. 4. Малый А.П., Нудельман Г.С., Наймон А.М. Полупроводниковая токовая направленная защита нулевой последовательности. – Чебоксары: Тр. ВНИИР, вып. 5, 1976. – с.192-204. 5. Дони Н.А., Шнеерсон Э.М. Области действия сложных измерительных органов релейной защиты. – Электрические станции, 1977, – с. 68-71.

ПРАКТИКА

Противоаварийная автоматика

Авторы: Горшкова Н.А.,

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ В АВТОМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИИ ПРИ ИХ ИНТЕГРАЦИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ

ОАО «Институт «Энергосетьпроект»,

к.т.н. Гуревич Ю.Е., ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС»,

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

Аннотация: рассмотрены вопросы автоматизации объектов распределенной генерации с целью повышения эффективности их использования в реализации алгоритмов противоаварийного управления распределительными сетями и минимизации объемов отключения потребителей от действия ПА. Рассмотрены также вопросы оснащения генерирующих установок устройствами противоаварийной автоматики (ПА), в соответствии с требованиями нормативно-технических документов, и обоснования необходимости автоматизации объектов распределенной генерации. Приведена функциональная схема устройства автоматики ограничения перегрузки линии с действием на АЗГ ГТЭС.

Ключевые слова: распределительная сеть, распределенная генерация, автоматизация, противоаварийное управление.

Горшкова Нина Андреевна Окончила энергетический факультет Московского государственного агроинженерного университета имени В.П. Горячкина в 2008 г. Ведущий инженер Департамента систем противоаварийного управления ОАО «Институт «Энергосетьпроект».

01 / Март 2013

Существует множество определений понятия распределенной генерации. В широком смысле к ней можно отнести объекты электрической и тепловой генерации, находящиеся вблизи конечного потребителя, и вне зависимости от того, кто является их собственником. Распределенная генерация – явление не новое ни в России, ни в мире, так как исторически практически все источники энергии располагались вблизи узлов нагрузки. Однако в XX веке, одновременно с интенсивным развитием энергоемких отраслей промышленности, велось строительство тепловых и гидроэлектростанций мощностью в сотни и тысячи мегаватт, зачастую расположенных вблизи источников первичной энергии (торфа, угля, газа, водохранилищ) и вдали от крупных населенных и промышленных центров. В прошлом объектами распределенной генерации были теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) в населенных пунктах, блок-станции, принадлежащие или арендуемые промышленными предприятиями, и объекты средней и малой генерации (в числе последних малые ТЭЦ и дизельные генераторы). Строительство электростанций конечными потребителями в последнее время стало приобретать все более значимые масштабы [1]. В последнее время в России получают широкое распространение электростанции малой и сред-

ней мощности (единицы и десятки мегаватт): газотурбинные (ГТЭС), дизельные (ДЭС) и газопоршневые (ГПЭС), которые, как правило, подключаются к электрическим сетям 6-220 кВ распределительных сетевых компаний. Внедрение объектов распределенной генерации является одним из перспективных направлений развития современной электроэнергетики и одним из эффективнейших средств, помогающих справиться с интенсивным ростом нагрузки, особенно в крупных и крупнейших городах. Данный подход позволяет снижать перетоки активной и реактивной мощностей по распределительным сетям 6-220 кВ, что дает значительные экономические преимущества при интенсивном росте электропотребления: отсутствие необходимости в реконструкции распределительной сети и трансформаторных подстанций (отсрочка в проведении реконструкции). Таким образом, заинтересованность электросетевых компаний в развитии распределенной генерации бесспорна. Внедрение объектов распределенной генерации собственниками промышленных предприятий обусловлено рядом объективных причин: • снижение себестоимости производимой продукции за счет использования собственной электроэнергии, получаемой при сжигании попутного газа на нефтепромыслах, биогаза на очистных сооружениях и пр.;

ПРАКТИКА

Противоаварийная автоматика

• минимизация величин штрафных санкций, например, в результате сжигания попутного нефтяного газа вместо сброса его в атмосферу; • снижение затрат, связанных с увеличением заявленной мощности присоединения к распределительным электрическим сетям или реализацией технических мероприятий по технологическому присоединению; • обеспечение электроснабжения основного производства, несмотря на повреждения в питающей распределительной сети, а также при разрыве связи с внешней сетью в результате аварии или действия делительной автоматики (ДА); • обеспечение электроснабжения производства в полном объеме, при вводе графиков ограничения режима электропотребления со стороны электросетевой компании. Проблемы, связанные с применением современных средств распределенной генерации Использование современных генерирующих установок средней и малой мощности сопряжено с рядом проблем, весьма существенных как для собственников объекта распределенной генерации, так и для распределительных сетевых компаний, к сетям которых подключается генерирующая установка (электростанция). Не затрагивая известные общие проблемы, которые относятся к электростанциям любого вида, подключаемым к распределительной сети (обеспечение управляемости различными режимами работы сети, координация токов КЗ в прилегающей электрической сети и др.), остановимся на тех главных проблемах, которые порождены особенностями конструкций современных объектов распределенной генерации. 1. Известны случаи, когда генерирующие установки получают механические повреждения из-за воздействия ударных электромагнитных моментов в генераторе при возникновении КЗ в той сети, к которой подключена электростанция (при том, что стандарты разных стран требуют обеспечения ме-

ханической стойкости генерирующих установок при внешних КЗ; у традиционных паротурбинных и гидротурбинных генераторов такие повреждения отсутствуют). 2. Многие генерирующие установки (особенно на ГПЭС и ДЭС) снабжены настолько чувствительными защитами, действующими на отключение установки, что имеют место случаи, когда генераторы отключаются при отсутствии угрозы механического или термического повреждения установки. Внезапное отключение генерации, особенно в режимах максимальных нагрузок сети, может создавать предпосылки для развития опасных каскадных аварий в электрической сети. Особенный вред от чрезмерно чувствительных защит имеет место в случаях, когда такие генераторы при действии делительной автоматики или при авариях в сети оказываются в режиме автономного питания нагрузки: генераторы излишне отключаются при пусках или остановах электродвигателей сравнительно небольшой мощности. С другой стороны, крайне трудно убедить заводы-изготовители согласиться на изменение уставок защит (по величине тока, напряжения, частоты и времени срабатывания) без снятия гарантийных обязательств, однако в отдельных случаях, при хорошей аргументации, заводы соглашаются на существенное изменение уставок защит. Дополнительная проблема связана с тем, что параметры защит рассматриваемых генераторов никак не адаптированы к особенностям отечественных электрических сетей. 3. Значительная часть генерирующих установок (ГПЭС, ДЭС, ГТЭС с разрезными валами или, что то же самое, со свободными силовыми турбинами) обладают механическими моментами инерции, значительно меньшими, чем традиционные паротурбинные генераторы. Следствие – трудности обеспечения динамической устойчивости. При этом нарушение динамической устойчивости и переход генераторов в асинхронный режим может оказывать отрицательное влияние на потребителей

научно‑практическое издание

электроэнергии, так как объекты распределенной генерации электрически близки к нагрузкам. 4. У ряда генерирующих установок имеются трудности с обеспечением регулирования скорости вращения генератора в обоих состояниях: при параллельной работе с сетью и при автономной работе, т.е. без связи с энергосистемой. Наличие переключателя (как автоматического, так и оперативного), отображающего эти состояния, нельзя признать удовлетворительным решением, так как коммутации, в результате которых разрывается связь электростанции с энергосистемой, могут происходить не в распределительных устройствах электростанции, а в отдалении, применение же телесигнализации сложно и ненадежно. По этим причинам, во-первых, нужны комплексные решения всех технических вопросов интеграции объектов распределенной генерации в распределительные сети с учетом имеющегося зарубежного опыта. В частности, нужны решения, минимизирующие отрицательные последствия эффектов, обусловленных упомянутыми выше особенностями генерирующих установок. В этих вопросах решающую роль играет противоаварийное управление (ПАУ). Во-вторых, в каждом конкретном случае применения распределенной генерации нужны конкретные решения по всем проблемным аспектам, для чего необходим значительный объем информации о параметрах и характеристиках генерирующих установок от их поставщиков (заводов-изготовителей). Существующие требования по внедрению средств ПАУ Надёжность энергоснабжения потребителей не должна достигаться только посредством применения средств противоаварийного управления, необходимо разрабатывать и реализовывать технические мероприятия по развитию и реконструкции электросетевой инфраструктуры. Однако средства ПАУ играют важную роль в обеспечении надежности работы Единой Энергетиче49

ПРАКТИКА

Противоаварийная автоматика

ской Системы, а также надежности электроснабжения потребителей. В соответствии со Стандартом организации ОАО «СО ЕЭС» [2], автоматическое противоаварийное управление предназначено для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима энергосистемы, и в соответствии с изложенными в нем требованиями электростанции должны оснащаться: • автоматикой ликвидации асинхронного режима (АЛАР), необходимость установки которой на генераторах мощностью менее 500 МВт должна определяться проектными решениями; • частотной делительной автоматикой (ЧДА), которая устанавливается на всех ТЭС 25 МВт и выше, за исключением электростанций, на которых установка устройств ЧДА невозможна по условиям работы; • устройствами автоматической частотной разгрузки (АЧР), действующими на отключение сторонних потребителей, а также неответственных потребителей собственных и хозяйственных нужд электростанции. При проектировании новых электростанций или расширении с вводом новых мощностей существующих, требования [2], как правило, выполняются. Некоторые новые задачи противоаварийного управления распределенной генерацией В общем случае имеются в виду системы ПАУ не только в сети, но и в схемах внутреннего энергоснабжения крупных промышленных предприятий с непрерывными технологическими процессами. В случаях присоединения объектов распределенной генерации к сети общего назначения возникает ряд специальных технических задач, требующих дополнительного внимания. 1. Низкая (по сравнению с паротурбинными генераторами) динамическая устойчивость ряда генераторных установок, перечисленных выше, что является трудно преодолимым обстоятельством. Конструктивные ухищрения (например, создание управления, ана50

01 / Март 2013

логичного по своей эффективности известной импульсной разгрузке паровой турбины) – дело будущего. В настоящем нужно в конкретных условиях решать проблему асинхронного режима таких генераторов. У рассматриваемых генераторов данный режим характеризуется большим скольжением, значительной амплитудой колебаний скольжения и высокой вероятностью самопроизвольной ресинхронизации, если состояние сети близко к нормальной схеме. Если учесть, что ликвидация асинхронного режима действием автоматики (АЛАР) означает для сети потерю на какое-то время данной генерации или значительной ее части (если на генераторном напряжении имеется нагрузка), то такая потеря влечет за собой увеличение перетоков по сети и снижение напряжений в узлах. В итоге можно прийти к выводу, что автоматическую ликвидацию асинхронного режима рассматриваемых генераторов целесообразно применять только тогда, когда эта мера является необходимой. С точки зрения надежности работы сети и энергоснабжения потребителей, целесообразно было бы допускать асинхронный режим генераторов небольшой мощности, если асинхронный режим: • кратковременный; • заканчивается самопроизвольной ресинхронизацией генераторов; • не наносит вреда нормальной работе других генераторов и электроприемников (все это должно быть обосновано расчетами). Действие АЛАР на отключение обосновано в том случае, если длительность асинхронного режима оказывается больше допустимой (затяжные асинхронные режимы генераторов наиболее вероятны в ремонтных схемах и аварийных условиях, когда ослаблены связи в энергосистеме). Таким образом, исходя из опыта эксплуатации и выполнения расчетов динамической устойчивости для объектов распределенной генерации, применение АЛАР на ГТЭС, ПГЭС и ГПЭС целесообразно. При этом электрические центры качаний находятся,

как правило, внутри либо генераторов, либо повышающих трансформаторов электростанций. 2. Ослабить негативные эффекты от внезапной потери генерации изза срабатывания генераторных защит, имеющих повышенную чувствительность, можно посредством применения комплексных мер: • автоматики повторного запуска и синхронизации генераторов; • оптимизации мероприятий по введению режима работы сети в допустимую область; • улучшения условий самозапуска и автоматического повторного пуска электродвигателей, причем последнее – с учетом ограничений, которые генераторные защиты налагают на процессы пусков. Разумеется, в подобных случаях самое разумное – это изучение параметров и характеристик генерирующих установок до их приобретения. Это не только повысит эффективность эксплуатации объектов распределенной генерации, но и снизит затраты на реализацию ПАУ, однако не отменит целесообразность применения средств ПАУ. 3. Параметры делительной автоматики, обеспечивающей выделение электростанции на автономное электроснабжение ближайших потребителей и/или собственных нужд (СН) при аварийном состоянии энергосистемы, должны быть согласованы с процессами, характерными для используемых генерирующих установок, и крупными промышленными потребителями в данном энергорайоне. Делительная автоматика известна в основном в виде частотной делительной автоматики (ЧДА). Такая автоматика срабатывает при снижении частоты в энергосистеме до 46-47,5 Гц. Традиционно ЧДА рассчитывается в первую очередь на случаи плавного понижения частоты при сохранении допустимых уровней напряжения. Именно такие процессы имеют место, если в энергосистеме или в большой ее части возникает аварийный дефицит мощности. Величины дефицита мощности в таких случаях не бывают слишком боль-

ПРАКТИКА

Противоаварийная автоматика

шими, даже при отключении крупной электростанции. Но необходимо иметь в виду и другой возможный алгоритм развития аварии, когда отделяется небольшой район, в котором дефицит мощности может быть как угодно велик. В этом случае, как правило, имеют место значительные понижения напряжения, которые, как показано в [3], могут создавать как большие сбросы нагрузки, резко улучшающие протекание аварии, так и лавины напряжения, ведущие к полному нарушению работы и потребителей, и электростанций. Оба эти возможные следствия возникновения большого дефицита мощности и ведут к значительной разгрузке генераторов, и авария может развиваться без понижения частоты или даже с ее повышением. Следовательно, в таких случаях АЧР не является эффективной противоаварийной мерой [4]. Автоматическое выделение генераторов (всех или части электростанции) на автономную работу обычно оказывается крайне сложной задачей. Трудности обусловлены необходимостью одновременно разорвать все связи станции с энергосистемой, сохранив в работе СН электростанции (всей или части генераторов) и возможно большую нагрузку потребителей, разгрузить генераторы и сбалансировать район по активной и реактивной мощностям. Если в процессе отделения от сети и в послеаварийном режиме устойчивость нагрузки не нарушается, то задержки в срабатывании АЧР (и, соответственно, снижение уставок по частоте по сравнению с максимально возможной уставкой) не принципиальны, при условии, что величина кратковременного снижения частоты допустима для генераторов. В тех случаях, когда отделение от сети может приводить к настолько значительному снижению напряжения, что может иметь место нарушение работы ответственных электроприемников, то требуется быстрое снижение величины электропотребления. При этом разгрузка от АЧР-I может оказаться недостаточно быстродействующей. Тогда может

быть применена разгрузка без выдержки времени по факту отделения от сети, если это технически осуществимо. Если расчеты показывают, что предотвратить лавину напряжения не удается, то может быть рассмотрен вариант с отключением почти всех электроприемников, чтобы восстановить напряжение, с последующими автоматическими пусками электродвигателей с очередностью, диктуемой особенностями производственного процесса и контролем напряжений. Учитывая тот факт, что собственниками объектов распределенной генерации нередко являются промышленные предприятия, представляется целесообразным выполнение ЧДА и на электростанциях мощностью и менее 25 МВт, с учетом особенностей технических характеристик генерирующих установок, настроек устройств РЗА и особенностей технологического управления электроприемниками. Перспективные направления в автоматизации электростанций Как правило, вводимые в работу электростанции, относящиеся к объектам распределенной генерации, не оснащены средствами автоматизации, позволяющими их эффективно использовать в реализации алгоритмов ПАУ распределительных сетей. Для решения вопросов ПАУ в распределительных сетях становятся актуальными вопросы внедрения средств автоматизации объектов распределенной генерации, позволяющих использовать генерирующие установки в реализации алгоритмов следующих видов противоаварийной автоматики: • автоматика ограничения перегрузки линий (АОПЛ); • автоматика ограничения перегрузки трансформаторов (АОПТ); • автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН); • делительная автоматика по напряжению (ДАН). Устройства АОПЛ и АОПТ являются частными случаями автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) и имеют разные внутрен-

научно‑практическое издание

ние алгоритмы, с учетом особенностей и технических характеристик ЛЭП и трансформаторов. Для реализации трех первых возможностей необходимо: • полностью автоматизировать процесс пуска агрегатов электростанции по команде от внешних устройств; • обеспечивать возможности выдачи дискретной и цифровой информации в локальные устройства ПА и/или иерархические системы ПАУ; • оснастить электростанции средствами приема команд в центральное устройство управления станции для приема и реализации управляющих воздействий ПА; • обеспечить расчетную настройку уставок регуляторов мощности генерирующих установок на скорость набора мощности, обеспечивающую разгрузку в необходимом объеме ЛЭП или трансформаторов; • предусматривать возможность работы генерирующих установок как в автономном режиме, так и параллельно с сетью без переключений, требующих вмешательства дежурного персонала (оператора). Реализация данных мероприятий позволит значительно повысить эффективность применения объектов распределенной генерации (в первую очередь ГТЭС) и, в целом, надежность электроснабжения потребителей. Рассмотрим подробнее вышеуказанные виды локальных устройств противоаварийной автоматики. 1. Автоматика ограничения перегрузки линий (АОПЛ) Автоматика АОПЛ предназначена для выявления недопустимой по величине и длительности термической перегрузки линии электропередачи и ее предотвращения посредством формирования и реализации оптимальных и достаточных управляющих воздействий по ее разгрузке. АОПЛ должна действовать только в недопустимых режимах работы, не ограничивая пропускную способность линии. Опасность термической перегрузки ЛЭП, воздушных, кабельных, кабельно-воздушных (ВЛ, КЛ, КВЛ), главным об51

ПРАКТИКА

Противоаварийная автоматика

разом заключается в следующем: • д ля ВЛ – в увеличении длины провода при нагревании, что приводит к увеличению стрелы провеса, росту вероятности перекрытия и последующего КЗ, а в конечном итоге к аварийному отключению линии; • д ля КЛ – в ускорении процессов старения изоляции, что ведёт к ее разрушению, пробою и возникновению КЗ, а в результате к аварийному отключению линии; • для КВЛ – в комбинации указанных факторов: в летнее время, как правило, большей опасности подвержен воздушный участок линии, а в зимнее – кабельный. В действительности при проектировании и настройке уставок АОПЛ определяющими являются не только наиболее загруженные, но и на наиболее опасные участки линии (для ВЛ, например, места пересечения с железной дорогой или другими линиями электропередачи и т.п.), а также участки с наихудшими условиями охлаждения. Используемые ранее в электрических сетях устройства ограничения перегрузки линий содержали только токовый реагирующий орган и осуществляли противоаварийное управление в зависимости от значения токовой загрузки (величины тока). Условия нагрева и охлаждения провода при этом не учитывались ввиду сложности определения тепловых параметров. Алгоритм устройства АОПЛ, предложенный ОАО «Институт «Энергосетьпроект», основан на определении термической перегрузки (перегрева) линии и осуществлении ПАУ в зависимости от степени перегрева. По сравнению с традиционными решениями, такое решение является принципиально более совершенным и позволяет уточнить и, в конечном счёте, уменьшить объём реализации управляющих воздействий [6]. При этом наиболее прогрессивным и перспективным направлением развития систем АОПЛ для ВЛ является переход от косвенного метода расчёта температуры провода с учетом температуры окружающей среды, к использованию непосредственных измерений температуры провода ВЛ с помощью 52

01 / Март 2013

датчиков специальной конструкции. Согласно требованиям НТД, все перегрузки оборудования по току, допустимая продолжительность которых превышает 20 минут, должны ликвидироваться диспетчерским персоналом вручную. Противоаварийная автоматика должна действовать только в тех случаях, когда перегрузка оборудования достигает такого значения, при котором она допустима меньше, чем 20 минут. А учитывая опережающие темпы роста электропотребления в ряде регионов страны, обусловленные как ростом энерговооруженности существующих потребителей, так и подключением новых потребителей по отношению к темпам нового строительства и реконструкции электросетевой инфраструктуры, количество ЛЭП, которые необходимо оснащать устройствами АОПЛ, растет. Учитывая свойства ГТЭС, в первую очередь – возможность принять нагрузку значительно быстрее, чем на тепловых электростанциях, возможна быстрая ликвидация термической (токовой) перегрузки ЛЭП с помощью авто-

матического запуска и набора мощности ГТЭС, причем требования к скорости набора мощности ГТЭС зависят от термических свойств элементов сети. В разработанных и реализованных проектах АОПЛ для ЛЭП московской энергосистемы показана возможность и эффективность использования при аварийной перегрузке оборудования ВЛ и КЛ автоматической загрузки генераторов (АЗГ) ГТЭС, подключенных к шинам подстанций. Действие АЗГ ГТЭС позволяет в большинстве режимов значительно снизить продолжительность и объёмы отключения нагрузки (ОН) или полностью отказаться от нее. При этом следует учитывать, что по мере набора мощности ГТЭС будет снижаться токовая перегрузка оборудования, вследствие чего будет расти допустимое время его перегрузки по сравнению с тем временем, которое было рассчитано по току в первый момент аварийной перегрузки. Полная мощность ГТЭС должна быть достаточной, чтобы могла быть обеспечена разгрузка оборудования по току до значения I ≤ 95% Iдоп для полного отказа от ОН.

Рис. 1. Функциональная схема АОПЛ на участке сети Схема организации связи и отключение части нагрузки на подстанциях показаны условно; АОПЛ – автоматика ограничения перегрузки линий; САОН – специальная автоматика отключения нагрузки; ДТ – датчик тока (обеспечивает измерение тока линии в цифровом виде); МГТЭС – мобильная газотурбинная электростанция (3*22,5 МВт)

ПРАКТИКА

Противоаварийная автоматика

Следует отметить, что температура провода не может служить критерием ликвидации перегрузки, так как это инерционный параметр, и считается, что после ограничения тока линии до допустимого (с небольшим запасом) опасность аварии в принципе будет ликвидирована. Пример проектного решения в виде функциональной схемы АОПЛ на участке сети приведен на рис. 1. Переходя к КЛ, отметим, что для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) в нормальном режиме предельная длительная рабочая температура токопроводящей жилы (ТПЖ) допускается 90°С, предельно допустимая температура нагрева ТПЖ в аварийном режиме (или в режиме перегрузки) составляет 130°С, при этом продолжительность работы кабеля в режиме перегрузки должна быть не более 100 часов за год и не более 1000 часов за срок службы (ограничения установлены заводом-изготовителем). Учитывая реальный рост нагрузок в московском регионе и ограниченные возможности по реконструкции КЛ с увеличением пропускной способности, на все большем числе КЛ 110-220 кВ возможно возникновение перегрузки в послеаварийных режимах в диапазоне 5-30% сверх значений аварийно-допустимой перегрузки, что указывает на необходимость установки устройств АОПЛ до момента проведения реконструкции данных КЛ. В настоящее время в ОАО «Институт «Энергосетьпроект» разработаны технические решения для выполнения АОПЛ на КЛ 110-220 кВ без контроля температуры ТПЖ, но с контролем тока по жилам КЛ. Возможно проведение модернизации АОПЛ с косвенным измерением температуры на использование в алгоритме данных непосредственного измерения температуры кабеля волоконно-оптическими датчиками. Наиболее перспективным и обоснованным является: • внедрение систем температурного мониторинга (СТМ) кабельных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше на вновь монтируемых КЛ;

• внедрение противоаварийной автоматики ограничения перегрузки линий (АОПЛ) на действующих КЛ напряжением 110 кВ и выше, где существует возможность возникновения недопустимой перегрузки в послеаварийных режимах (на основании расчетов электрических режимов) и вероятность повреждения КЛ или сокращения срока ее службы [7]. Помимо рассмотрения всех преимуществ внедрения АОПЛ, необходимо обратить внимание на следующее: • установка АОПЛ требует установки и других устройств ПА (элементов ПА) на прилегающих объектах электрической сети; • система АОПЛ охватывает несколько объектов и требует организации системы связи; • система АОПЛ требует стыковки с существующими ПА и обеспечения возможности интеграции в перспективные устройства ПА; • необходимо обеспечить взаимодействие системы АОПЛ с диспетчером, в чьем оперативном управлении находится защищаемая ЛЭП. 2. Автоматика ограничения перегрузки трансформаторов (АОПТ) У каждого силового трансформатора, находящегося в эксплуатации, происходит постепенное старение примененных при изготовлении материалов, в том числе и изоляционных. При неполной загрузке силового трансформатора скорость старения его изоляции незначительная. За счет этого допускается в отдельные периоды перегрузка трансформатора, которая не сокращает нормативный срок его работы. Допустимую перегрузку силового трансформатора в отдельное время суток за счет его недогрузки в другие часы определяют по диаграммам нагрузочной способности трансформатора и суточным графикам нагрузки. Такие диаграммы составляются для силовых трансформаторов исходя из условия обеспечения нормированного срока службы трансформаторов при допустимом нагреве. При перегрузке трансформаторов сверх допустимой дежурный персонал обязан применять меры к его разгруз-

научно‑практическое издание

ке, действуя в соответствии с местной инструкцией. Для контроля нагрузки трансформаторов мощностью 1000 кВА и выше устанавливают амперметры, шкала которых соответствует допускаемой перегрузке трансформатора. Учитывая то, что в планах развития оперативно-технологического управления в распределительных сетевых компаниях в качестве целевой модели выбрана концепция развития сети с подстанциями 35-110 кВ без постоянного обслуживающего персонала, с организацией обслуживания оперативно-выездными бригадами. При этом организация контроля за перегрузками трансформаторов и принятием своевременных мер по их устранению представляется труднореализуемым мероприятием, без применения средств автоматизации. В соответствии с этим в ОАО «МОЭСК» по результатам расчетов электрических режимов были выявлены все трансформаторы с перегрузкой в аварийном режиме свыше 30% по номинальному току при напряжении на ответвлениях не выше 105% и реализован ряд мероприятий по установке устройств АОПТ. Под действие устройств АОПТ были подключены присоединения подстанций, осуществляющих питание потребителей через обмотки перегружаемого силового трансформатора в послеаварийном режиме. Присоединения были разбиты на пять ступеней разгрузки с характерными для каждой ступени уставками по току срабатывания и времени. Выбор присоединений для подключения к устройствам АОПТ и выбор ступеней разгрузки, к которой они будут подключены, осуществлялся с учетом категорийности и социальной значимости потребителей, наличия АВР у отключаемого присоединения, подключения присоединения к устройствам АЧР и другим устройствам ПА. Проделанная работа позволила не только минимизировать вероятность повреждения силовых трансформаторов, но и снять часть работы с оперативно-выездных бригад, вынужденных ранее приезжать на необслуживаемые подстанции и вручную проводить разгрузку трансформаторов, а также 53

ПРАКТИКА

Противоаварийная автоматика

уменьшить объемы возможных отключений присоединений при различных видах перегрузок [8]. В перспективные планы ОАО «МОЭСК» заложена разработка и реализация программы оснащения автоматикой АОПТ всех трансформаторов, которые перегружаются в аварийном режиме свыше 105% по току. При этом сохраняется возможность проведения модернизации АОПТ с действием первых ступеней не на ОН, а на АЗГ объектов распределенной генерации в тех энергорайонах, где генерирующие установки непосредственно подключаются к сетям 6-20 кВ, что становится характерным для московского региона. Пример схемы подключения генерирующих установок объектов распределенной генерации к сети 6 кВ ОАО «МОЭСК» приведен на рис. 2. 3. Автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН) В соответствии [2], устройства AOCH предназначены для предотвращения недопустимого снижения на-

Рис. 2. Схема подключения ГПЭС к сети 6 кВ

01 / Март 2013

пряжения по условиям устойчивости как генерирующего оборудования, так и энергопринимающих установок потребителей. При этом устройства АОСН контролируют величину и длительность снижения напряжения на объектах электроэнергетики, на которых они установлены. Возможна также организация контроля других параметров электроэнергетического режима (величины реактивной мощности, скорости снижения напряжения). В сетях 330 кВ и выше устройства АОСН действуют на изменение режима работы или эксплуатационного состояния средств компенсации реактивной мощности, а в сетях 220 кВ и ниже устройства АОСН, помимо вышеперечисленного, действуют на отключение нагрузки потребителей электрической энергии, что должно применяться в порядке исключения при недостаточности сетевых мероприятий. Однако учитывая то, что на объектах распределенной генерации в последнее время устанавливаются газотурбинные установки (ГТУ) не только

малых, но и средних мощностей, становится реальным расширение возможностей повышения напряжения в сети за счет перевода генерирующих установок ГТЭС в режим синхронного компенсатора (СК). Для усиления эффекта регулирования напряжения на выбранном участке сети возможно дополнительно обеспечивать подачу напряжения контролируемого узла на вход устройства автоматического регулятора возбуждения (АРВ). Реализация данного мероприятия позволит либо полностью отказаться от действия АОСН на отключение нагрузки, либо минимизировать объемы ОН. При этом необходимо модернизировать существующие устройства АОСН, предусмотрев воздействие первых ступеней на перевод генераторов в режим СК. В общем случае такой режим должен быть оговорен при заказе на генерирующее оборудование. 4. Делительная автоматика по напряжению (ДАН) При возникновении повреждений в питающей сети без снижения частоты, но недопустимым аварийным понижением напряжения, а также при возникновении режима высоких рисков нарушения электроснабжения может быть эффективным выделение электростанций на сбалансированную нагрузку (автономную работу) действием ДАН. Необходимость выполнения ДАН в настоящее время не регламентирована нормативно-техническими документами, но она не вызывает сомнений, если: • расчеты выявят возможные аварии, сопровождающиеся лавиной напряжения; • быстродействие ДАН при таких авариях будет достаточным для сохранения устойчивой работы ответственных потребителей в выделяемом на сбалансированную нагрузку энергорайоне; • объем отключений электроприемников при срабатывании ДАН меньше, чем в такой же аварии, но без применения ДАН. Применение ДАН связано с трудностями, обусловленными тем, что уставки пусковых органов ДАН должны быть отстроены от кратковремен-

ПРАКТИКА

Гуревич Юрий Ефимович Окончил электроэнергетический факультет Московского энергетического института в 1959 г. В 1970 г. в Московском энергетическом институте защитил кандидатскую диссертацию по физическому моделированию энергосистем. Ведущий научный сотрудник ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС».

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

Противоаварийная автоматика ных провалов напряжения при КЗ, АПВ и т.п., в то время, когда лавина напряжения может, как известно, развиваться быстро. Для того, чтобы определить оптимальные уставки пусковых органов ДАН и определить области эффективного применения ДАН, требуется проведение детального анализа процессов в нагрузках выделяемого энергорайона. Необходимо проведение количественных расчетов переходных процессов, вызванных возмущениями в сети, с учетом конкретных параметров генерирующих установок и основных электроприемников, а также уставок защит и автоматик, применяемых в выделяемом энергорайоне. В ОАО «Институт «Энергосетьпроект», на основании технических заданий собственников электростанций, были, с учетом вышеизложенного, проработаны возможности пуска ДА не только по частоте, значительные понижения которой в московской энергосистеме маловероятны, но и по напряжению, вероятность чего значительно выше. Выполненные проекты ДАН были успешно реализованы совместно с ЧДА, что безусловно целесообразно, так как управляющие воздействия этих видов ДА практически одинаковы, различия существуют только в пусковых органах. Выводы 1. В целях минимизации объемов отключения потребителей или полного отказа от такого отключения целесообразно при выполнении и реализации проектов внедрения объектов распределенной генерации предусматривать воздействие первыми ступенями комплексов ПА (например, АОПЛ и/или АОПТ) на АЗГ генерирующих установок ГТЭС. 2. Как правило, системы АОПЛ охватывают несколько объектов, что требует организации системы связи для передачи/получения цифровой и дискретной информации, в т.ч. управляющих воздействий. 3. Для повышения эффективности ПАУ требуется полностью автоматизировать запуск генерирующих установок объектов распределенной генерации, обеспечить расчетную настройку уставок регуляторов мощности и реализовать возможность приема команд от устройств ПА в общестанционное устройство управления. 4. При выборе и настройке уставок устройств релейной защиты генерирующих установок необходимо соблюдать принцип селективности с устройствами РЗА сети, исклюнаучно‑практическое издание

чать возможность отключения генераторов при многофазных КЗ во внешней сети и прямых пусках электродвигателей от автономно работающих генерирующих установок. В отдельных случаях отказ от применения ЧДА обосновывается не технической невозможностью ее выполнения, т.е. не конструктивными особенностями генерирующей установки, а неправильным выбором уставок устройств РЗА, настроенных заводом-изготовителем. 5. Генерирующая установка должна иметь алгоритм регулирования скорости вращения, который позволяет генератору работать со статизмом по частоте независимо от наличия и мощности параллельно работающих электростанций. Литература 1. Нюшлосс Д., Ряпин И. «Развитие распределенной генерации», Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО, 08.2012 г. 2. Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС» – «Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования» (СТО _59012820.29.240.001-2011), утвержден приказом ОАО «СО ЕЭС» от 19.04.2011 №102. 3. Белослудцев К.А., Гуревич Ю.Е. «Возможные пути развития аварий, вызванных большим дефицитом мощности». Электрические станции, 2004, № 9. 4. Илюшин П.В. «Требования к разгрузке при вынужденном отделении от сети электростанции с собственными нуждами и нагрузкой на напряжении 6-0 кВ» – Электро, 2011, № 6. 5. Жмурко В.Е., Илюшин П.В., Кандауров Л.Н., Хвощинская М.А. «Использование мобильных электростанций для противоаварийного управления в энергосистемах». Электро, 2010, № 4. 6. Брухис Г.Л., Воронин В.А., Илюшин П.В., Селезнева Н.А. «Разработка и внедрение устройств автоматического ограничения перегрузки линий» - Электрические станции, 2012, №6. 7. Илюшин П.В. «Проблемные вопросы и опыт эксплуатации кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена в распределительном сетевом комплексе» - Энергоэксперт, 2012, №2. 8. Илюшин П.В., Догадкин Д.И. «Пути повышения надежности работы и снижения затрат на эксплуатацию силовых трансформаторов 6-220 кВ в распределительных сетях» – Энергоэксперт, 2012, №5.

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования

Авторы: Глезеров С.Н., Ундольский А.А., Юров В.В.,

ПРИМЕНЕНИЕ РЕГИСТРАТОРОВ АВАРИЙНЫХ СОБЫТИЙ ДЛЯ МОНИТОРИНГА ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», г. Санкт-Петербург, Россия.

Аннотация: описан пример построения системы мониторинга повреждаемости основного оборудования на базе существующей системы регистрации аварийных событий. Ключевые слова: повреждаемость оборудования, система мониторинга, регистрация аварийных событий, повышение надежности энергоснабжения, программное обеспечение.

Глезеров Сергей Натанович Дата рождения: 17.02.1950 г. В 1973 г. окончил Ленинградский политехнический институт по специальности «Автоматизированные системы управления». С 1990 г. по настоящее время – Генеральный директор ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ».

01 / Март 2013

Внедрение регистраторов аварийных событий (РАС) в России началось в 90-е годы ХХ века. Решалась задача получения объективных данных о протекании аварийных процессов в электроустановках, а также о работе основного оборудования и устройств РЗА и ПА. Параллельно с внедрением РАС развивалась и инфраструктура связи с энергообъектами. В результате создана сеть регистраторов, объединенных в систему с узловыми точками в ПО (производственные отделения), ЦУС (центры управления сетями), РДУ (региональные диспетчерские управления), ОДУ (объединенные диспетчерские управления) и, наконец, ЦДУ (центральное диспетчерское управление). Как правило, сетевая инфраструктура любой организации имеет резерв, позволяющий обеспечить передачу дополнительного объема информации от объектов к центральным службам. В связи с этим в 2011 году в Саратовских распределительных сетях МРСК Волги возникла идея использовать существующие системы РАС для мониторинга повреждаемости оборудования в Саратовском регионе, включающем семь производственных отделений. Работа по построению системы мониторинга повреждаемости оборудования была поручена Научно-производственной фирме «ЭНЕРГОСОЮЗ» г. Санкт-Петербург, имеющей наибольшее число внедрений систем РАС в этом регионе. Повреждение как фактор влияния на состояние оборудования Одной из мер по снижению издержек и по-

вышению эффективности расходования средств на поддержание энергетического оборудования в рабочем состоянии является переход от планово-предупредительных ремонтов и технического обслуживания, основывающихся на нормативно-календарных показателях, к обслуживанию и ремонту оборудования по его фактическому состоянию. Очевидно, что необходимым условием такого перехода является осуществление постоянного контроля текущего состояния электрооборудования, позволяющего принимать решения по дальнейшей эксплуатации или необходимости либо целесообразности вывода оборудования из работы. Состояние оценивается по многим критериям, специфичным для каждого вида оборудования, а на изменение текущего состояния оказывают влияние различные эксплуатационные факторы. Применительно к оборудованию подстанций основными из этих факторов являются следующие: Время эксплуатации – количество времени, прошедшего с момента ввода оборудования в эксплуатацию. Время нахождения во включенном состоянии – применительно к оборудованию, для которого нахождение во включенном состоянии приводит к его износу, а в отключенном – нет. Число применений – применительно к оборудованию, для которого одним из главных факторов износа является число случаев его применения (например, для выключателей). Условия эксплуатации – состояние до начала эксплуатации, режимы работы, характеристики окружающей среды во время эксплуатации, интенсивность и качество эксплуатации и т.п.

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования

Т екущ ее сост ояние оборудования

В ремя эксплуатации

В ремя во включенном состоянии

Число применений

У словия эксплуатации

Обслуживание и ремонты

Повреждения

Факторы, влияющие на состояние оборудования

Обслуживание, профилактика и восстановление – работы по обслуживанию, профилактике и ремонту оборудования, качество этих работ, влияние на изменение остаточного ресурса. Повреждения – случаи технологических нарушений, их количество и характер, действия персонала. Можно видеть, что большинство факторов, влияющих на состояние оборудования, поддаются оценке, планированию и учету. Тем не менее ряд факторов имеет либо непредсказуемую, либо слабо прогнозируемую природу. К числу последних относятся и случаи повреждения оборудования, что делает актуальным мониторинг, учет и статистический анализ этих повреждений. Понятие повреждаемости. Удельная повреждаемость Понятия «повреждение» и «повреждаемость» являются одними из ключевых понятий, используемых при мониторинге и оценке состояния обо-

рудования. Согласно ГОСТ 27.002-2009, повреждение – это приемлемая для пользователя неполная способность изделия выполнить требуемую функцию. ГОСТ 27.002-2009 отличает повреждение от неисправности, определяя неисправность как состояние изделия, характеризующееся неспособностью выполнить требуемую функцию. При этом событие, которое приводит к состоянию неисправности, определено в ГОСТе как отказ, а вот событие, которое приводит к состоянию повреждения, ГОСТом не определяется. Тем не менее очевидно, что повреждение основного электрооборудования непосредственно связано с технологическими нарушениями в работе энергообъекта (подстанции). Учет технологических нарушений и их классификация ведутся в соответствии с указанным ГОСТом, а также отраслевыми руководящими документами и стандартами предприятий. Понятие «повреждаемости» не описывается стандартами, однако под по-

вреждаемостью принято понимать количество повреждений за определенный период времени – как правило, за год. В работах по анализу надежности оборудования часто используется и понятие «удельной повреждаемости», которое определяется как число происшедших повреждений, приходящееся на 100 единиц оборудования, и выражается в процентах. Удельная повреждаемость является одним из показателей надежности оборудования, проявляющих себя в процессе длительной эксплуатации. Пример графика удельной повреждаемости приведен на рис. 1. Основное оборудование, охватываемое системой мониторинга повреждаемости При разработке системы был проведен анализ существующих статистических данных об удельной повреждаемости различного типа электрооборудования подстанций. Результаты этого анализа проиллюстрированы на рис. 2. Из этих данных следует, что подавляющее число повреждений (в сумме около 82%) относится к воздушным ЛЭП и коммутационному оборудованию подстанций (выключателям, разъединителям и т.д.). Очевидно, что при построении системы мониторинга повреждаемости это оборудование должно приниматься во внимание в первую очередь. Кроме того, несмотря на относительно невысокий процент случаев повреждения силовых трансформаторов, представляется целе-

Рис. 1. Зависимость удельной повреждаемости от срока эксплуатации силовых трансформаторов на предприятиях электрических и межсистемных сетей,

Рис. 2. Распределение количества технологических нарушений в работе

отключенных действием защит или выведенных персоналом по аварийной

электротехнического оборудования в сетях напряжением 110 кВ и выше

заявке

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования

сообразным осуществлять мониторинг повреждений и этого типа оборудования, поскольку оно является одним из самых ответственных и сложных, а также обладает высокими ценовыми показателями как по своей основной стоимости, так и по работам, связанным с его ремонтом и заменой. Критерии повреждения Главная особенность разработанной системы мониторинга повреждаемости оборудования – это переход от полностью ручного ведения базы данных о повреждаемости оборудования к автоматизированному формированию такой базы с использованием технических средств сбора данных о нормальных и переходных режимах энергообъекта. Автоматизация формирования базы повреждаемости оборудования подразумевает автоматическое определение самого события повреждения. Поскольку некоторые события на объекте могут не носить характер повреждения, то критерии повреждения необходимы для определения того, какие из событий следует учитывать для формирования статистики повреждаемости оборудования, а какие нет. Из имеющихся на объектах автоматизированных систем максимальной полнотой информации о событиях обладает система регистрации аварийных событий (РАС). В эту систему заводится максимально возможное число сигналов от устройств релейной защиты присоединений, сигналов от защит трансформаторов, а также сигналов о состоянии основного коммутационного оборудования подстанции. Кроме того, системой РАС контролируются и аналоговые сигналы объекта – токи, напряжения, температуры и т.д. Возможно также формирование расчетных сигналов на основе логической обработки физических сигналов, подключенных к РАС. В случае если на подстанции эксплуатируются микропроцессорные терминалы защиты, то исходная информация о событиях может быть получена и от них. Наконец, для случая отсутствия 58

01 / Март 2013

на объекте соответствующих технических средств или невозможности автоматического определения события повреждения в СМПО предусматривается также и ручной ввод данных о повреждениях. Цели, назначение и функции системы Основными целями создания СМПО являются: • автоматизация сбора данных о нарушениях нормального режима и повреждениях оборудования на энергообъектах; • повышение достоверности и оперативности получения информации о технологических нарушениях персоналом департамента оперативно-технологического управления Саратовских РС; • автоматизация анализа данных от систем РАС; • экономия ресурсов, выделяемых на техническое обслуживание, ремонт и восстановление основного электрооборудования энергообъектов. Назначение СМПО • получение, сохранение и систематизация информации о повреждаемости оборудования энергообъектов, в том числе по его видам, типам, классам напряжения и другим параметрам; • уменьшение влияния человеческого фактора на достоверность информации о технологических нарушениях на энергообъектах; • обеспечение возможности статистического анализа данных о повреждаемости основного оборудования, анализа обстоятельств и причин технологических нарушений, а также выявление наиболее слабых по надежности элементов основного оборудования; • информационная поддержка принятия решений о периодичности ремонтов, а также о частичной или полной замене оборудования, не обладающего запасом надёжности; • выявление энергообъектов с наибольшим количеством технологических нарушений для принятия

соответствующих управленческих решений. Функции СМПО • сбор, обработка и хранение в электронном виде данных о технологических нарушениях, происходящих на энергообъектах; • автоматическое определение параметров повреждаемости оборудования на основе анализа файлов регистраторов аварийных событий и других данных о технологических нарушениях с возможностью ручного ввода дополнительных данных; • формирование и рассылка по e-mail или другим способом отчетов о технологических нарушениях режима работы подстанционного и сетевого оборудования; • проведение статистического анализа и создание статистических отчетов о работе оборудования за определенные периоды времени. Программное обеспечение СМПО Программное обеспечение СМПО служит для реализации функций системы по обработке, анализу, систематизации и представлению пользователям данных о технологических нарушениях на энергообъектах. Программное обеспечение СМПО включает несколько уровней: • программное обеспечение уровня подстанции (объекта); • программное обеспечение уровня производственного отделения; • программное обеспечение уровня ЦУС Саратовских РС; • программное обеспечение пользовательского уровня. Программное обеспечение уровня объекта выполняет обработку данных, полученных от системы РАС (таблицы событий, осциллограммы, ОМП, экспресс-отчёты), проверяет выполнение критериев повреждения оборудования, формирует и передаёт на вышележащий уровень пакеты информации о повреждениях. ПО уровня объекта устанавливается на имеющийся сервер РАС, не требует перенастройки существующего программного обеспечения РАС

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования

и фактически является надстройкой над ним, никак не затрагивая его работу. Вывода РАС из работы также не требуется. Программное обеспечение уровня производственного отделения служит для ретрансляции данных с уровня объекта на уровень ЦУС. Это ПО помещает во входной каталог центрального сервера СМПО данные о технологических нарушениях, приходящие с объектов. После обработки центральным сервером данные помещаются в базу данных СМПО, после чего они становятся доступны пользователям СМПО. Программное обеспечение уровня центра управления сетями (ЦУС) функционирует на выделенном сервере, находящемся в локальной вычислительной сети Саратовских РС, которая связана с ЛВС производственных отделений высокоскоростными каналами связи. Основные особенности ПО СМПО уровня ЦУС: • функционирует в круглосуточном режиме работы на виртуальном сервере под управлением 64-битной серверной операционной системы Windows Server 2008; • обеспечивает отказоустойчивость системы по отношению к исправности физических серверов, на которых работает виртуальный сервер; • обеспечивает регулярное создание резервных копий базы данных СМПО на отдельном сервере резервного копирования; • обеспечивает многопользовательский доступ к информации СМПО по web-интерфейсу; • реализует механизм «тонкого клиента». На центральном сервере СМПО в ЦУС Саратовских РС аккумулируются данные по всем объектам. Каждый объект в программном обеспечении СМПО уровня ЦУС привязывается к определенному производственному отделению. Это позволяет просматривать информацию об авариях, проводить статистический анализ технологических нарушений по всему региону, по отдельным производственным отделениям или по отдельным объектам.

Программное обеспечение уровня ЦУС выполняет следующие функции: • прием данных об аварийных событиях (осциллограммы, отчеты, фотографии и т.д.) с уровня производственного отделения; • фиксация аварийных событий в базе данных; • предоставление пользователю возможности ручного ввода информации о повреждениях; • обеспечение многопользовательского режима работы; • контроль доступа к системе; • ведение журнала событий, содержащего: o действия пользователей; o  поступление данных об аварийных событиях; o служебные события; • настройка классов и типов оборудования;

• в едение списка оборудования на объектах; • предоставление возможности статистического анализа накопленных данных путем построения диаграммы количества повреждений по объектам и по типу оборудования, по причине и характеру повреждения; • предоставление отчетов о повреждениях с возможностью фильтрации: o п о времени, o п о объектам, o п о причинам и характерам повреждения, а также с возможностью получения соответствующей зафиксированной информации о нарушении нормального режима для выбранного повреждения; • печать и экспорт информации в различные форматы. Создание и просмотр отчетов

Центральный сервер СМПО в ЦУС

В каталог входных данных подсистемы С ПАР объектов помещают инф ормацию об авариях

Программный модуль SMPOWeb представляет собой Webприложение, реализующее пользовательский вебинтерф ейс, прием данных об авариях и т.д.

Б Д С МПО

SMPOWeb

Каталог входных данных

Internet Information Server

С тандартный веб-сервер, входящий в состав ОС Windows Server

АР М В еб-браузер

ЛВ С

Пользователи работает с центральным сервером С МПО и смотрит отчеты об авариях, принятые по электронной почте Информация об авариях

Центральное ПО SMPOTranslator

Структурная схема программного обеспечения уровня ЦУС

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования Примеры экранных форм СМПО

Главное окно СМПО

Вкладка «Отчеты»

В программу включен специальный модуль формирования отчетов, позволяющий пользователю указать различные параметры построения отчета, такие как: временной интервал, список объектов, класс оборудования и т.д., и на основании этих параметров построить отчет заданного типа. Программа поддерживает следующие типы отчетов: • Отчет о повреждениях оборудования. Этот тип отчета предназначен для просмотра списка и статистики повреждений оборудования за заданный вре-

01 / Март 2013

Вкладка «События»

Отчет о повреждениях оборудования

менной интервал по заданным классам оборудования и объектам. • Статистика повреждаемости. Отчет предназначен для подсчета количества повреждений, повреждаемости, удельной повреждаемости по объектам и типам оборудования. • Отчет о повреждениях единицы оборудования. Предоставляет пользователю информацию о повреждениях заданной единицы оборудования за заданный временной интервал. • Отчет об аварийном событии. Отчет предназначен для получения полной ин-

формации об аварийном событии. • Отчет о нарушениях нормального режима работы ВЛ 35-110 кВ. С момента внедрения системы мониторинга повреждаемости оборудования в Саратовских сетях прошло еще совсем немного времени, но некоторые результаты её применения уже видны. Среди них можно отметить следующие: • Автоматическое формирование и централизация базы данных о повреждениях и нарушениях нормального режима на объектах; • Возможность учета и статистического

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования

Статистика повреждаемости

Отчет о нарушении нормального режима работы ВЛ 35-100 кВ

Отчет об аварийных ситуациях

анализа данных о технологических нарушениях и повреждениях оборудования; • Накопление опорных данных для обеспечения возможности обслуживания и ремонта оборудования по его состоянию; • Своевременное выявление наиболее

проблемных объектов и единиц оборудования, что даёт перспективу снижения числа аварийных ситуаций и технологических нарушений. С получением первых результатов внедрения системы становятся видны и

научно‑практическое издание

направления её дальнейшего развития: • Уточнение и совершенствование критериев повреждения для различных типов оборудования и видов аварий; • Расширение списка поддерживаемых устройств РАС и МП РЗА, являющихся 61

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования первичным источником данных о событиях; • Автоматизация анализа действия устройств защиты и автоматики; • Автоматизация учёта ресурса оборудования;

• Разработка дополнительных отчётных форм. Работы по совершенствованию системы СМПО в перечисленных направлениях уже ведутся.

Ундольский Алексей Александрович Дата рождения: 03.03.1973 г. В 1995 г. окончил СанктПетербургский государственный технический университет, факультет технической кибернетики, кафедра «Автоматика и управление в технических системах», специальность «инженер-

системотехник». С 1997 г. по настоящее время работает в ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», заведующий лабораторией АСУ.

Юров Виктор Васильевич Дата рождения: 29.08.1979 г. В 2001 г. окончил СанктПетербургский государственный технический университет, факультет технической кибернетики, кафедра «Автоматика и управление в технических системах», специальность «инженерсистемотехник». С 2000 г. по настоящее время работает в ЗАО «НПФ

¦ ª «

¦ ª

«ЭНЕРГОСОЮЗ», руководитель группы программистов.

01 / Март 2013

ПРАКТИКА

Системы мониторинга оборудования

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Авторы: Орлов Л.Л., Сергеев К.А.,

Инжиниринг систем автоматизации в соответствии со стандартом МЭК 61850

ЗАО «РТСофт», г. Чебоксары, Россия.

Аннотация: в статье представлен практический опыт внедрения АСУ ТП и РЗА с поддержкой технологии МЭК 61850, демонстрирующий, что во многих случаях оптимальным принципом системного инжиниринга является сочетание методов «сверху вниз» и «снизу вверх». Такой подход обеспечивает возможность комбинирования в одном проекте интеллектуальных устройств различных производителей, а также сокращение трудозатрат на внедрение, наладку и последующие модификации АСУ ТП энергообъектов. Ключевые слова: МЭК 61850, РЗА, АСУ ТП, автоматизация, инжиниринг, комбинированный подход. Введение В настоящее время роль стандарта МЭК 61850 в автоматизации энергообъектов во всем мире все более возрастает. Один из основополагающих разделов этого стандарта посвящен описанию базовых принципов системного инжиниринга и управления проектами. Реализация инжиниринга цифровых систем в соответствии с МЭК 61850-6 [1], [2] должна производиться одним из следующих методов: 1) Методом, условно называемым «сверху вниз» (top-down engineering), при котором за основу для конфигурирования системы принимается однолинейная схема ПС и требуемые функции РЗА и АСУ ТП; 2) Методом «снизу вверх» (bottom-up engineering), при котором отправной точкой считаются функциональные возможности уже выбранных Заказчиком устройств РЗА и АСУ ТП; 3) В ряде случаев оптимальным представляется комбинированный подход с использованием заранее подготовленных сконфигурированных шаблонов. В настоящей статье рассматриваются вопросы выбора оптимального подхода к инжинирингу с точки зрения их практической реализуемости в реальных проектах в настоящее время и в ближайшей перспективе. Сравнительный анализ подходов к инжинирингу по МЭК 61850-6 С точки зрения конечного пользователя использование МЭК 61850 сегодня должно обеспечивать достижение следующих целей: 1) Функциональность системы, максимально отвечающую требованиям Заказчика; 2) Снижение затрат на создание и дальнейшую 64

01 / Март 2013

эксплуатацию систем РЗА и АСУ ТП (в том числе за счет упрощения интеграции и обеспечения совместимости оборудования РЗА и АСУ ТП различных производителей); 3) Возможность простого и экономически эффективного расширения ранее поставленных систем при будущих расширениях или реконструкциях ПС; 4) Сокращение затрат на содержание собственного оперативного и инженерного персонала (за счет снижения трудозатрат и требований к квалификации технических специалистов Заказчика). Основной фактор, сдерживающий освоение технологии МЭК 61850, – это недостаточное количество технических специалистов – экспертов по МЭК 61850 в штате сетевых компаний. Целесообразность же расширения штата подобными экспертами для руководителей сетевых компаний не очевидна. С точки зрения стандарта МЭК 61850-6, более предпочтителен и перспективен инжиниринг по методу «сверху вниз». Данный подход был уже опробован в Западной Европе в рамках пилотных и коммерческих проектов. Некоторые из первых мультивендорных проектов, в которых инжиниринг выполнен в основном по методу «сверху вниз», реализованы компанией Sprecher Automation в Нидерландах еще в 2009 г. В соответствии с требованиями Заказчика обеспечена совместимость инструментальных средств ПТК АСУ ТП с ПО конфигурирования системы (SCT) независимого производителя. Для реализации полноценного инжиниринга «сверху вниз» контроллеры присоединений SPRECON-E-C и

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Рис. 1. Инжиниринг по методике «сверху вниз»

устройства РЗА поддерживают гибкую модель данных и настраиваемую адресацию. Имеется сертификат KEMA на данную реализацию гибкой модели данных в этих устройствах. Все вышеуказанные возможности включены в состав ПТК SMART-SPRECON производства ЗАО «РТСофт» и применяются на энергообъектах в России. ПТК SMARTSPRECON не только тесно интегрирован с ПО конфигурирования системы SCT, но и может применяться совместно с инженерным ПО других независимых производителей. Вместе с тем следует отметить, что на сегодняшний день инжиниринг реальных проектов по методике «сверху вниз» в полном объеме (см. рис. 1) практически невозможен. Дело в том, что в реализации инжиниринга «сверху вниз» необходимо активнейшее участие Заказчика. На стадии проектирования силами Заказ-

чика (или подрядчика, с обязательным согласованием со стороны Заказчика) должна составляться спецификация подстанции, в которой описывается необходимый функционал устройств. Для этого необходимо использовать только программные продукты, независимые от производителей оборудования РЗА и АСУ ТП. Готовая спецификация подстанции должна в рамках конкурсных процедур передаваться производителям оборудования, и те, в соответствии со спецификацией, должны предлагать интеллектуальные электронные устройства. В реальности такого не происходит, поскольку у Заказчика, как правило, нет достаточного количества экспертов в области стандарта МЭК 61850. Кроме того, для конфигурирования устройств различных производителей в любом случае используются их собственные инструментальные

научно‑практическое издание

средства. Интеграция данных конфигураторов с общесистемными инструментальными средствами недостаточно формализована в рамках первой редакции стандарта МЭК 61850-6 и в различной степени реализована в ПО различных производителей. Продукты и инструментальные средства некоторых производителей (например, устройства SIEMENS серии SIPROTEC 4) на текущий момент реализованы по принципу «снизу вверх», сочетают в себе функциональность конфигуратора устройств и частично конфигуратора системы и не поддерживают процесс инжиниринга «сверху вниз». Программные продукты, независимые от производителей оборудования, существуют (например, ПО «H&S SCT», «Atlan» и др.), но в большинстве случаев фирменное ПО для конфигурирования устройств с ними несовместимо и требует доработки или допол65

ПРАКТИКА

МЭК 61850

нительной работы по интеграции. В мае 2012 года организация VLPGO, в которую входят крупнейшие мировые энергетические компании, также отметила, что реализация систем с поддержкой протоколов стандарта МЭК 61850 требует значительных усилий по их проектированию и наладке, что обусловлено отсутствием полноценных независимых программных продуктов для проектирования систем. Специалисты вынуждены использовать частные инструменты, предлагаемые каждым отдельным производителем, что затруднительно в условиях использования парка устройств различных фирм [3]. Таким образом, с одной стороны, Заказчик считает необходимым использование стандарта МЭК 61850 на своих подстанциях, но, с другой стороны, не обладает достаточными для этого кадровыми ресурсами, а реально существующие на рынке продукты не поддерживают инжиниринг по методу «сверху вниз». В сегодняшних реальных проектах средства конфигурирования системы должны поддерживать не только подход «сверху вниз», но и «снизу вверх», а также возможность различных комбинаций этих подходов в одном проекте. В каждом конкретном проекте тот или иной подход должен выбираться исходя из: • в ыбора производителей оборудования АСУ ТП и РЗА и, соответственно, их поддержки того или иного метода инжиниринга; • необходимостью обмена данными между устройствами разных производителей по технологии GOOSE; • наличия экспертов по стандарту МЭК 61850 у Заказчика. Сложившаяся ситуация послужила стимулом для компаний «РТСофт» и Sprecher Automation к созданию концепции упрощенного инжиниринга. Эта концепция позволяет удовлетворить потребности Заказчика, не требуя при этом от него глубоких познаний в стандарте. В ней реализована упрощенная процедура 66

01 / Март 2013

Рис. 2. Инжиниринг по методике «снизу вверх»

Рис. 3. Инжиниринг по комбинированной методике

ПРАКТИКА

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

Сергеев Константин Анатольевич Дата рождения: 15.09.1977 г. Окончил ЧГУ в 1999 г. по специальности «Программное обеспечение вычислительной техники и автоматизированных систем». Главный специалист АСУ ТП подстанций ЗАО «РТСофт».

МЭК 61850 создания модели данных устройств АСУ ТП и интеграции устройств любых производителей, поддерживающая различные форматы SCL-файлов, а также простой механизм интеграции в ПТК АСУ ТП устройств, не поддерживающих МЭК 61850. Благодаря этому появляется возможность свободного выбора оборудования РЗА различных производителей даже в рамках одного проекта и его простой интеграции в АСУ ТП, что позволяет создавать экономически более эффективные решения. Практический опыт создания РЗА и АСУ ТП в соответствии с МЭК 61850 На ряде объектов филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Востока (ПС 220 кВ «Широкая», «Спасск», «Береговая» и др.) компания «РТСофт» использовала подход к инжинирингу «снизу вверх» (см. рис. 2), что было обусловлено использованием в этих проектах устройств РЗА и контроллеров присоединений производства SIEMENS. Основные этапы инжиниринга АСУ ТП ПС в данной конфигурации были следующими: • создание конфигурации РЗА в ПО DIGSI, на выходе которого генерировался SCD-файл конфигурации подстанции; • и мпорт SCD-файла в инструментальное ПО АСУ ТП для обеспечения информационного обмена между РЗА SIEMENS и ПТК SMART-SPRECON. Таким образом, в ряде случаев конфигурационное ПО, предоставляемое производителем устройств РЗА, может использоваться в качестве ПО для конфигурирования системы в целом. Крупнейший проект, выполненный таким образом, – это ПС 220/110/35/10 кВ «Спасск». Общее количество устройств РЗА и контроллеров присоединений серии SIPROTEC 4, интегрированных в ПТК АСУ ТП, – 127 шт. Один из первых и крупнейших проектов, в котором применяется РЗА производства «ЭКРА» с поддержкой МЭК 61850, – это ПС 220 кВ «Борская» МЭС Волги. Используется ПТК АСУ ТП SMART-SPRECON производства «РТСофт». Подход к инжинирингу по МЭК 61850 – комбинированный (см. рис. 3). Устройства РЗА конфигурируются индивидуально собственным специальным программным обеспечением, на выходе которого для каждого отдельного устройства генерируется CID-файл конфигурации. Наличие заранее сконфигурированных устройств принаучно‑практическое издание

суще методике инжиниринга «снизу вверх». В то же время конфигурации контроллеров присоединений SPRECON-E-C и системы в целом создаются в ПО конфигурирования системы (SCT), что соответствует методике инжиниринга «сверху вниз». В составе ПТК АСУ ТП ПС 220/110/10 кВ «Борская» более 30 контроллеров присоединений. Предусматривается интеграция более 100 устройств РЗА. ПС 220 кВ «Амур» МЭС Востока – первый проект, который будет выполнен по технологии упрощенного инжиниринга. В составе ПТК АСУ ТП более 20 контроллеров присоединений, более 50 других ИЭУ. Предусматривается интеграция более 70 устройств РЗА по МЭК 61850. Заключение Инжиниринг по принципу «сверху вниз» в перспективе сможет предоставить пользователю больше преимуществ, но на сегодняшний день, в силу рассмотренных ограничений, для использования в реальных проектах более эффективным представляется комбинированный подход с применением средств упрощенного инжиниринга. На сегодняшний день ПТК SMARTSPRECON поддерживает все перечисленные методы, что позволяет легко интегрировать оборудование РЗА различных производителей и сократить общие затраты на создание и эксплуатацию систем РЗА и АСУ ТП ПС. Литература 1. IEC 61850-6 Edition 1.0 Communication networks and systems for power utility automation – Part 6: Configuration description language for communication in electrical substation related to IEDs. 2. IEC 61850-6 Edition 2.0 Communication networks and systems for power utility automation – Part 6: Configuration description language for communication in electrical substation related to IEDs. 3. VLPGO Statement on the IEC61850 Standard. http://www. vlpgo.org/wp-content/uploads/2010/11/VLPGO-Position-onIEC61850-Standard.pdf.

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Автор: Александров Н.М.,

Некоторые аспекты реализации стандарта МЭК 61850 в проверочном оборудовании

ООО «НПП «Динамика».

Аннотация: в данной статье рассмотрены требования, предъявляемые к проверочному оборудованию, поддерживающему стандарт МЭК 61850, и их реализация в испытательном комплексе РЕТОМ-61850 производства НПП «Динамика». Ключевые слова: МЭК 61850, РЕТОМ, GOOSE, Sampled Values.

Александров Николай Михайлович Родился в 1987 г. Окончил в 2010 г. Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова, магистр техники и технологии. Старший специалист по эксплуатации оборудования ООО «НПП «Динамика».

01 / Март 2013

В настоящее время быстрыми темпами развивается оборудование с поддержкой стандарта МЭК 61850. Функциональные возможности такого оборудования постоянно расширяются, в связи с этим возрастают требования к испытательным устройствам, предназначенным для его проверки. Научно-производственное предприятие «Динамика» активно занимается вопросами, связанными с тестированием устройств, поддерживающих стандарт МЭК 61850, и оперативно реагирует на все изменения, происходящие в нем. В результате проведенного анализа требований к проверочному оборудованию, предназначенному для проверки устройств с поддержкой нового стандарта, специалистами НПП «Динамика» был создан испытательный комплекс РЕТОМ-61850, отличающийся большим количеством выдаваемых и принимаемых потоков Sampled Values, а также возможностью тестирования как РЗА, так и АСКУЭ (частота дискретизации 80 и 256 выборок соответственно). Новый комплекс получил самую высокую оценку и был отмечен наградой на XV Международной специализированной выставке «Электрические сети России», проходившей с 27 по 30 ноября 2012 года во Всероссийском выставочном центре в г. Москва.

Реализация стандарта МЭК 61850 в проверочном устройстве предусматривает наличие в нем специальных аппаратных возможностей и программных решений. В данной статье предлагаем рассмотреть некоторые из них. При формировании и передаче потоков выборочных значений (Sampled Values) токов и напряжений спецификацией МЭК 61850-9-2LE предусмотрены две частоты выборок: 80 выборок за период для устройств релейной защиты и 256 выборок за период для систем коммерческого учета электроэнергии. Предварительно можно рассчитать, какое количество потоков в формате Sampled Values можно передать через кабель Ethernet с пропускной способностью 100 Мбит/с. Рассмотрим случай, когда частота составляет 80 выборок за период. При частоте энергосистемы 50 Гц (длительность периода равна 20 мс) выборка выдается каждые 250 мкс. Приняв объем выборки равным 1000 бит (приблизительный объем выборки, в котором содержатся измеренные значения 4 токов и 4 напряжений в единый момент времени), получаем, что каждую секунду в сеть выдается 4 Мбит данных. При частоте 256 выборок за период объем передаваемой информации увеличивается приблизительно в 3 раза и составляет 12 Мбит. Очевидно, что в сети с пропускной способностью 100 Мбит/с можно одновременно передавать довольно небольшое количество потоков Sampled Values. При необходимости многочисленные потоки данных 100-мегабитных сетей Ethernet комбинируются в одном коммутаторе с магистралью 1 Гбит/с. В такой конфигурации для абонентов можно создать 50 и более наборов данных в формате Sampled Values, однако в этом случае встает вопрос о проверке магистральных каналов,

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Рис. 1. Осциллографирование потока Sampled Values и логических сигналов

который может быть решен с помощью испытательных устройств с поддержкой сети со скоростью 1 Гбит/с. Все это формирует следующие требования, которым должно удовлетворять проверочное оборудование: • поддержка работы в сетях с пропускной способностью 1 Гбит/с; • возможность работы с различной частотой выборок в формате Sampled Values; • одновременная выдача и обработка нескольких потоков Sampled Values. Несмотря на то, что внедрение стандарта идет достаточно быстрыми темпами, количество устройств традиционного типа (без поддержки стандарта МЭК 61850) все еще велико, и можно предположить, что в ближайшие десять лет процент таких устройств уменьшится незначительно. Для проверки совместной работы устройств разных типов, а также при проведении комплексных испытаний систем защит подстанций необходимо, чтобы все устройства могли взаимодействовать и реагировать как на логические, так и на аналоговые сигналы. Для этого при аппаратной реализации в тестовом оборудовании необходимо наличие как дискретных входов, так и контактных выходов с возможностью трансляции (переадресации) GOOSE-сообщений на контактные выходы и, наоборот, с дискретных входов – в GOOSE-сообщения. Данная возможность также позволяет управлять логикой ранаучно‑практическое издание

боты проверяемых устройств (например, ввод ускорения). Наличие выходных контактов обеспечивает синхронную выдачу аналоговых токов и напряжений с другого (аналогового) проверочного устройства при совместном тестировании оборудования разного типа. Для полноценного анализа потоков Sampled Values необходимо не только измерять значения токов и напряжений, но и важно оценивать временные задержки, переходные процессы и нелинейные искажения с помощью осциллографа или регистратора потоков Sampled Values, отображающих выборки с реальными метками времени. На рисунке 1 представлен пример регистрации потоков Sampled Values по реальным меткам времени с помощью комплекса РЕТОМ-61850. Синхронная регистрация потоков позволяет оценивать временные задержки. В данной статье рассмотрены лишь некоторые требования, которые предъявляются к проверочным устройствам. В настоящее время всем существующим условиям в полной мере отвечает испытательный комплекс РЕТОМ-61850. НПП «Динамика» и в дальнейшем будет вести научно-исследовательскую деятельность в области МЭК 61850 как одном из инновационных направлений в энергетике всего мира, предлагая потребителю самое актуальное и современное оборудование. 69

ПРАКТИКА

Испытания

Авторы: Мочалов Д.О., Законьшек Я.В., Шамис М.А.,

Комплексы моделирования в реальном времени для современных энергосистем

ЗАО «ЭнЛАБ», г. Чебоксары, Россия.

Введение Продолжается устойчивое развитие и усложнение современных энергосистем (ЭС): строятся и вводятся в эксплуатацию новые энергообъекты, идет переоснащение и модернизация уже используемых в настоящее время объектов. Возникающие задачи исследования поведения постоянно усложняющихся ЭС требуют внедрения быстрых и эффективных инструментов моделирования ЭС и связанных с ними процессов. Кроме того, появление новых видов оборудования требует детальных исследований его поведения в составе уже существующих ЭС во всех возможных режимах, как штатных, так и аварийных. Появление доступных цифровых комплексов моделирования в реальном времени (КМРВ) позволяет вывести процесс решения указанных задач на новый уровень по скорости решения и качеству получаемых результатов. Реализация цифровых комплексов моделирования ЭС в реальном времени Первые КМРВ появились еще в 60-х годах XX столетия и были аналоговыми (электромеханическими) симуляторами для исследования переходных электромагнитных процессов. С развитием микропроцессорных технологий появилась возможность создать полностью цифровые симуляторы. В основу их работы был положен алгоритм, разработанный Германом Доммелем, согласно которому вычисления производятся дискретно с некоторым временным шагом [1]. Работа симулятора в реальном времени предполагает наличие достаточной вычислительной мощности для решения матрицы состояния моделируемой системы за время меньшее, чем длина установленного временного шага. Вычислительной мощности системы, содержащей один, пусть даже самый мощный процессор, в этом случае хватит для моделирования очень ограниченной по количеству узлов и элементов сети. Поэтому для моделирования достаточно большой ЭС в симуляторе при сохранении времени вычисления в пределах одного временного шага происходит разделение работы между несколькими процессорами или даже процессорными блоками. Это дает возможность 70

01 / Март 2013

надстройки вычислительной мощности симулятора, позволяет подбирать аппаратную конфигурацию под требуемые задачи с последующим усовершенствованием. Основное достоинство КМРВ – возможность включать реальные устройства в модель ЭС в условиях замкнутой петли взаимодействия по входным и выходным электрическим сигналам. Поэтому одной из главных аппаратных особенностей симуляторов является наличие развитой системы ввода-вывода физических сигналов для возможности быстрого и надежного взаимодействия в реальном времени между моделью энергосистемы и проверяемым внешним оборудованием. Возможности такой системы должны удовлетворять разнообразию интерфейсов и протоколов, используемых в приборах электроэнергетики. Это не только наборы бинарных или аналоговых входов и выходов, но и порты обмена информацией по различным протоколам: Ethernet, МЭК 61850 различных модификаций (GOOSE-сообщений и Sampled values) и т.д. На рис. 1 показаны примеры подключения внешнего оборудования (в данном случае аппаратуры релейной защиты) к КМРВ. Описанное разделение вычислительных задач для параллельного выполнения на отдельных вычислительных блоках с наличием богатой и сложной системы ввода-вывода требует организации быстрого обмена обработанной информации между функциональными частями. В течение длительности одного временного интервала необходимо получить данные о состоянии входных линий, соединить результаты вычислений разделенных частей системы в общую картину и установить выходные линии в требуемые состояния. Наличие высокоскоростной системы передачи информации 1-10 Гбит/с между отдельными блоками системы – это ключевая аппаратная особенность цифровых КМРВ. Сложность оборудования симулятора, а следовательно, его стоимость в большой степени зависит от того, какие по скорости переходные процессы должны отражаться моделью, т.е. какой по продолжительности временной шаг дискретизации должен быть при моделирова-

ПРАКТИКА

Испытания

Рис. 1. Примеры подключения внешнего оборудования к КМРВ

нии, а также насколько большая должна быть модель. Чем быстрее исследуемые переходные процессы в исследуемой цепи, тем короче должен быть шаг дискретизации и, следовательно, сложнее модель энергосистемы. Для моделирования больших энергосистем в глобальном масштабе, ограниченного преимущественно электромеханическими переходными процессами, достаточен шаг 100-500 мкс; для более детальных моделей небольших сетей 10-50 мкс; для FACTS, активных фильтров, двигателей высокой мощности и испытаний, касающихся функционирования релейной защиты и контролирующего оборудования для классических ЭС – 50-20 мкс, для исследования процессов в преобразователях на основе силовой электроники 5-1 мкс. Встречается также комбинация использования в одной модели шагов дискретизации разных длин, когда более короткий шаг используется для расчетов отдельных, более высокочастотных элементов моделируемой сети, тогда как для решения основной части модели используется стандартный шаг. Программное обеспечение (ПО) КМРВ обычно предоставляет пользователю следующие инструменты для моделирования: • модуль сборки исследуемой сети из

моделей элементов и связей между ними; • модуль преобразования построенной в графическом виде модели сети в исполняемый код и передачи его в вычислительные устройства аппаратной части симулятора; • модуль запуска моделирования на исполнение, отображения и контроля параметров цепи в процессе исполнения; • модуль настройки, сохранения, пополнения моделей компонентов; • модуль сохранения данных. В соответствии с описанными выше функциями ПО КМРВ, как правило, разделяется на ряд модулей. Такое разделение позволяет несколько структурировать работу моделирования, разделяя ее на этапы. Графический интерфейс современных программ КМРВ реализуется с учетом обеспечения максимально удобного построения модели исследуемой ЭС. Дизайн внешнего вида элементов цепи, напоминающий привычные схемы, способы оперирования инструментами окна, способы их настройки нацелены на работу широкого круга специалистов, позволяя им начать работу с помощью предоставляемых производителем готовых моделей. Поскольку программно-аппаратный комплекс моделирования – оборудование

научно‑практическое издание

специализированное, требующее обучения операторов навыкам работы, вопросам понятности, интуитивности, ассоциативности интерфейса уделяется большое значение для освобождения умственной деятельности пользователя от рутины оперирования программой и смещения ее непосредственно в область вопросов моделирования. Основное условие получения адекватной картины при моделировании – наличие моделей компонентов электросети, максимально точно отражающих параметры реальных устройств. Библиотека моделей элементов – это отдельный модуль ПО. Разновидность моделей элементов, содержащихся в ней, обязательно включает все виды оборудования, используемого в ЭС (различные типы источников электроэнергии, включая также нетрадиционные и возобновляемые источники энергии, линии электропередач, всевозможные потребители и нагрузки, системы РЗА, разнообразные управляющие элементы, такие как комплексы силовой электроники и др.). Модели элементов ЭС постоянно совершенствуются в результате внесения новых уточняющих параметров, кроме того, база пополняется моделями новых видов оборудования, вводимых в эксплуатацию. Программный модуль, обслуживающий библиотеку компонентов, обязательно имеет средства для создания пользователем своих моделей. Компилятор, входящий в состав ПО, преобразует скомпонованную и настроенную для моделирования схему сети в последовательность исполняемых кодов, разделяя при этом работу между имеющимися вычислительными единицами. Направления применения цифровых КМРВ Исследование режимов энергосистем, электромагнитных и электромеханических переходных процессов Задача исследования режимов ЭС, ее электромагнитных и электромеханических переходных процессов была и является на сегодняшний день одной из

ПРАКТИКА

Испытания

важнейших. Применительно к эксплуатируемым на сегодняшний день ЭС эта задача включает следующие исследования: • режимов КЗ в различных точках сети; • режимов повторных включений; • бросков тока; • феррорезонансных явлений; • статической и динамической устойчивости систем при введении в эксплуатацию новых энергообъектов и модернизации старых, при подключении новых потребителей. Специализированный КМРВ позволит значительно ускорить подобные расчеты, что значительно сокращает время и стоимость реализации новых энергообъектов. Появляется возможность сразу видеть реакцию системы в любой ее точке при внесении изменяющего воздействия. Время затрачивается только на составление адекватных моделей элементов исследуемой сети, от точности которых будет зависеть точность результатов. Все более актуальной задачей становится исследование переходных процессов в сетях с распределенной генерацией вследствие интенсивного развития сектора малой энергетики, основу которой составляют газо- и паротурбинные установки (ГТУ, ПТУ), энергетические установки на возобновляемых источниках энергии (ВЭУ, главным образом ветрогенераторные). Малые ГТУ, ПТУ и ВЭУ устанавливаются непосредственно у потребителей и подключаются к распределительной электрической сети на напряжениях 6-35 кВ. Организация правильного подключения объектов малой генерации к сети централизованного электроснабжения составляет основную техническую проблему этой области энергетики. Очень трудно просчитать переходные процессы во всех режимах работы такой сложной сети, а тем более найти «узкие места» в ней и предсказать возможные проблемы. Задача усложняется тем, что объекты распределенной генерации в России, как правило, состоят из импортного оборудования с новыми динамическими характеристиками и возможностями управления. Использование вычислительного комплекса, использующего этот метод моделиро72

01 / Март 2013

вания, позволит увидеть реальную картину сложных переходных процессов в точках соединения энергопотоков сетей централизованного электроснабжения и сетей малой генерации, изучить качество генерируемой энергии по уровням напряжения и гармоническому составу. Посредством описанной полнофункциональной виртуальной электростанции появляется возможность выявить особенности ее функционирования и, в частности, определить требования к устройствам РЗА, необходимым для надежного функционирования сети с распределенной генерацией. Исследование вторичного оборудования Возможность подключения реального внешнего оборудования в процессе моделирования в замкнутой цепи в реальном времени является одним из основных преимуществ КМРВ. Отмеченное позволяет проводить исследования вторичного оборудования ЭС сложной конфигурации в реальных условиях эксплуатации, что незаменимо для современных комплексов РЗА, представляющих собой микропроцессорные устройства со сложными алгоритмами распознавания аварийных ситуаций и реагирования на них. Рис. 1 показывает пример использования КМРВ для проверки устройств РЗА. Во время такой проверки происходит следующее: - при подключении проверяемого устройства РЗА к комплексу моделирования по каналам токов, напряжений и обмена данных производится передача формируемых симулятором токов и напряжений в проверяемое устройство; - устройство реагирует на сигналы от КМРВ (так же, как если бы оно было установлено на подстанции) и вырабатывает ответные управляющие сигналы, которые могут быть как обычными дискретными, так и потоками данных цифровых протоколов; - эти сигналы заводятся обратно в модель ЭС и подключаются к виртуальным исполнительным приборам, реакция которых изменяет состояние моделируемой ЭС;

- все это выполняется в режиме реального времени. Проверяемое устройство «воспринимает» комплекс моделирования как реальную среду и реагирует на процессы, очень близкие к реальным, получая немедленный отклик виртуальной ЭС на вырабатываемые воздействия. Появляется возможность проверить устройство РЗА совместно с моделью того объекта, где эти устройства будут установлены, с учетом наличия моделей измерительных трансформаторов тока и напряжения, параметры которых вносят свое влияние в тракт измерения первичных величин токов и напряжений [4]. При использовании КМРВ отпадает необходимость создавать для каждого нового комплекса свой проверочный стенд, поскольку аппаратная составляющая КМРВ остается без изменений (либо со временем усиливается новыми вычислительными мощностями). Существующие в настоящее время микропроцессорные комплексы РЗА создаются с возможностью гибкой настройки, что подразумевает наличие достаточно большого списка параметров-уставок, который необходимо сконфигурировать для функционирования в конкретных условиях эксплуатации. Поэтому создание для настраиваемого оборудования РЗА таких условий с помощью моделирования в реальном времени позволяет быстро и удобно произвести уточнение уставок. Немаловажная проблема, стоящая перед разработчиками в условиях постоянно усложняющихся ЭС, состоит в создании для современных систем защиты и автоматики еще более изощренных и точных алгоритмов выявления неисправностей и аварий на объектах энергетики. Это требует от разработчиков более углубленного изучения закономерностей электромагнитных и электромеханических процессов в энергосистемах, изучения режимов энергообъектов, в том числе с подключенными устройствами РЗА. Моделирование в реальном времени существенно сокращает сроки исследований, поскольку подробная модель ЭС всегда «под рукой», и новые решения в разработке алгоритмов можно проверять и вносить необходимые корректи-

ПРАКТИКА

Янез Законьшек (Janez Zakonjšek) В 1977 г. получил степень магистра в Университете Любляны, факультет электротехники. С тех пор работал на различных должностях в «Iskra Avtomatika» в Словении, «ABB Automation» (ABB Relays) в Швеции, ABS Холдинг в России и Сербии, «Relarte Ltd.» в Словении. Сейчас технический директор ЗАО «ЭнЛАБ», г. Чебоксары. Представитель Словении в CIGRE.

Мочалов Дмитрий Олегович Родился в 1982 г. Окончил Чувашский государственный Университет им. И.Н. Ульянова по специальности «Радиотехника» в 2004 г. Аспирант кафедры УИТС ЧГУ, до недавнего времени работал ведущим научным сотрудником ЗАО «ЭнЛАБ», в настоящее время работает ведущим инженером ЗАО «ЧЭАЗЭЛПРИ», г. Чебоксары.

Испытания ровки сразу, не отходя от рабочего места. Наличие КМРВ также позволяет избавиться от пилотной эксплуатации приобретаемых приборов, заменяя ее испытанием во всех необходимых режимах работы с использованием модели своей сети. Такая проверка также позволяет исследовать поведение эксплуатируемой ЭС или ее участка при установке нового оборудования, оценить его эффективность и выявить слабые места. Многие современные системы управления энергообъектов строятся с применением управляемых силовых полупроводниковых приборов (высоковольтных тиристоров и транзисторов), требующих надежных систем отпирания-запирания и сложных алгоритмов управления. Системы, где требуется управление с применением силовой электроники, включают в себя: - системы передачи электроэнергии постоянного тока (HVDC); - системы компенсации реактивной мощности, содержащие: • статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности (SVC); • гибкие системы передачи переменного тока с компенсацией реактивной мощности (FACTS); • статкомы. - с истемы возбуждения и регулирования напряжения и частоты электрических машин, системы управления ими, в том числе частотные электроприводы и устройства плавного пуска электродвигателей; - с истемы распределенной генерации (ветряные генераторы, солнечные батареи, топливные элементы и др.). Область применения полупроводниковых силовых приборов в электроэнергетике в настоящее время активно расширяется. Вопросы разработки сложных силовых полупроводниковых комплексов и их применения в энергосети также требуют глубокого исследования. Использование КМРВ в этом случае поможет решить две группы вопросов. Первая касается исследования процессов внутри полупроводникового комплекса, разработки эффективных алгоритмов управления силовыми ключами для синхронной работы всей цепи приборов, вторая относится к задачам исследования работы систем управления силовыми полупроводниковыми комплексами вплоть до вопросов их функционирования в масштабе энергосистемы. В первом случае проводится научно‑практическое издание

моделирование управляющей системы или ее части с формированием исполнительных сигналов для драйверов ключей. Во втором случае проводится исследование готовой системы управления с целью выявления «узких» мест в алгоритмах, для чего строится модель полупроводникового комплекса, для которого предназначена система управления, и модель сети, в которой предполагается применять этот комплекс. Оба направления подразумевают подключение внешнего исследуемого оборудования к симулятору. Для этого оборудование симулятора должно обеспечивать как формирование, так и прием сигналов с длительностями порядка единиц микросекунд. Как уже отмечалось выше, современное оборудование симуляторов позволяет выполнить это. КМРВ предоставляют большие возможности при разработке и исследовании систем управления различными типами электрических машин: синхронных и асинхронных. К настоящему моменту уже довольно подробно проработаны модели электродвигателей, общее число настраиваемых параметров которых может доходить до 50-70. Указанное позволяет довольно подробно смоделировать любую машину для разработки и тестирования системы управления с виртуальным подключением к моделируемому объекту управления любой нагрузки и системы питания. Эта возможность позволяет отрабатывать функционирование разрабатываемой системы управления на моделях электродвигателей различных мощностей и конфигураций без необходимости в использовании их реальных прототипов. Другой тип электрических машин, генераторы, неотъемлемая часть любой энергосистемы и их стабильная работа – одна из составляющих стабильного функционирования сети. Разработка и исследование систем управления генераторами, особенно в системах распределённой генерации, представляет собой сложную и актуальную задачу, поскольку к вырабатываемой электроэнергии предъявляются всё возрастающие требования как в статических, так и динамических режимах, а также в широком диапазоне изменения нагрузки. Когда необходимо преобразовывать генерируемую электроэнергию, исследование еще больше затрудняется наличием полупроводниковых выпрямителей и инверторов, которыми также нужно управлять. КМРВ позволяет разрабатывать и проверять работу систем управления генераторами, используя модели генераторов синхронного и асинхронного типа при работе на сеть в различных режимах. 73

ПРАКТИКА

Шамис Михаил Александрович Дата рождения: 26.06.1950 г. В 1973 г. окончил энергетический факультет Новочеркасского политехнического института, в 1983 г. защитил там же кандидатскую диссертацию. Кандидат технических наук. Генеральный директор ЗАО «ЭнЛАБ».

01 / Март 2013

Испытания Стабильность современных энергосистем в их привычных и новых режимах функционирования больше не может быть функцией некоторых локальных измерений. Этот факт подтолкнул научную и инженерную работу над идеей синхронизированных измерений векторных величин сети, результатом которой стало появление быстрых и надежных способов контроля и защиты больших по размерам и занимаемой площади энергосистем. Моделирование в реальном времени с использованием замкнутой связи на сегодняшний день является единственным способом разработки и тестирования необходимых алгоритмов, которые будут выполняться в различных точках энергосистем. Обучение Комплексы КМРВ широко используют в обучающих целях как для проведения занятий со студентами ВУЗов [3], так и для повышения квалификации персонала энергопредприятий. Применение КМРВ позволяет студентам лучше представить переходные процессы в энергосистемах, плотнее увязать эти процессы с функционированием вторичной аппаратуры. Учебные занятия становятся более динамичными и эмоциональными. В процессе повышения квалификации КМРВ дают возможность существенно повысить качество подготовки персонала служб РЗА, АСУ, специалистов, занимающихся SCADA-системами и телемеханикой. Являясь универсальным устройством, КМРВ позволяет заменить целый ряд специализированных тренажеров. Отдельно хочется отметить широкие возможности КМРВ при подготовке оперативного персонала (диспетчеров, дежурных) и поддержании их навыков на высоком уровне. Комплекс позволит моделировать различные варианты аварий любой сложности, развитие которых в процессе тренировки не является заранее предопределенным, а будет зависеть от действий специалиста, заставляя его учиться принимать своевременные и правильные решения. Кроме этого будут непосредственно видны способности отдельных работников, что позволяет проводить их отбор по уровню профессиональных навыков. Примером использования КМРВ для обучения операторов служит разработанный в Корее для KEPCO/KEPRI стенд-симулятор на базе 26 вычислительных модулей комплекса моделирования КМРВ производства канадской компании RTDS Technologies [3]. По мнению его создателей, моделирование для студентов и инженеров является, возможно, лучшим способом развития понимания сложных процессов, происходящих в ЭС.

Заключение КМРВ получают все большее распространение среди предприятий-разработчиков и производителей электрооборудования, сетевых компаний, научно-исследовательских и образовательных учреждений. Такие комплексы находят применение при решении сложных технических задач, которые возникают все чаще в условиях постоянного усложнения оборудования и нарастающей интеграции энергосистем, когда привычные методы расчетов и исследований либо невозможно применить, либо их применение приводит к длительному и дорогостоящему процессу получения результата. Основными преимуществами КМРВ являются: • возможность включения в модель исследуемой энергосистемы реального оборудования; • существенная экономия времени поиска решения задач по сравнению с обычными методами; • сокращение времени разработки до начала эксплуатации в реальной энергосистеме; • возможность решения большого круга задач. Литература 1. H.W. Dommel, «Digital Computer Solution Of Electromagnetic Transients In Single- And Multiphase Networks», Ieee Trans. On Power Apparatus And Systems, Vol. Pas-88, No.4, Pp. 388-399, April 1969. 2. Законьшек Я., Славутский А.Л., «Цифровое моделирование современных энергосистем в реальном времени», журнал «Релейная защита и автоматизация», № 01 / Март 2012. 3. Rigby B.S.: «Undergraduate Laboratory Examples for the RTDS Real Time Digital Simulator», RTDS Technologies Inc., 2012. 4. Peters C., et all,: «Real Time Digital Simulation of Wide Area Protection and Control Schemes Using Phasor Measurement Units».

ПРАКТИКА

Сервис

Автор: Алексеев М.Г.,

Концепция сервисного обслуживания НПП «ЭКРА»

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

Алексеев Михаил Геннадьевич Дата рождения:12.11.1980 г. В 2003 г. окончил кафедру «Электрические и электронные аппараты» Чувашского государственного университета по специальности «инженер-электромеханик». С 2009 г. – заведующий отделом наладки и сервиса ООО НПП «ЭКРА».

На НПП «ЭКРА» уже стало традицией регулярно проводить семинары для сотрудников своих дилерских и сервисных центров (далее – центры). На таких мероприятиях специалисты предприятия подробно рассказывают о новых разработках, идет активный обмен мнениями между специалистами центров по многочисленным техническим и организационным вопросам. Подобные мероприятия сказываются положительно на работе региональных центров: обмен опытом дает возможность в дальнейшем более оперативно решать текущие вопросы, возникающие в процессе работы центров. В сентябре 2012 года на НПП «ЭКРА» прошел очередной такой семинар на тему «Обмен опытом региональных сервисных центров по внедрению и техническому обслуживанию оборудования ООО НПП «ЭКРА». На семинаре выступили специалисты предприятия с докладами по основным продуктовым направлениям: «Основные защиты линий 110750 кВ», «Резервные (ступенчатые) защиты линий и автотрансформаторов 110-750 кВ», «Автоматика управления выключателями 110-750 кВ», «Обзор устройств РЗА для энергообъектов напряжением 6-35 кВ», «Разработки отдела РЗА станционного оборудования», «Построение локальной сети терминалов. Выбор оборудования», «Проектная деятельность НПП «ЭКРА» по применению шкафов РЗА подстанционного оборудования и другого оборудования ЭКРА. Типовые проектные решения для подстанций» и ряд других. Представитель OMICRON в России и СНГ Э. Олешкявичус рассказал о комплексе решений для проверки оборудования и провел демонстрацию работы аппаратуры OMICRON с устройствами РЗА. В ходе семинара был проведен Круглый стол, на котором обсуждались проблемы, возникающие в ходе повседневной работы инжиниринговых центров. Представители сервисных центров: «ЭКРА-Сибирь», «ЭКРА-Центр», «Энергозащита», «Энерготехсервис», «ЭКРА-Юг» поделились своим опытом с остальными, рассказав о специфике работы в своих регионах. Для участников семинара была проведена обширная экскурсия, в ходе которой их подробно познакомили со всеми производственными подразделениями предприятия. Контроль деятельности региональных сервисных центров на НПП «ЭКРА» осуществляет Отнаучно‑практическое издание

дел наладки и сервиса (ОНС), который был создан в сентябре 2009 года. С его появлением на предприятии последовательно разрабатывалась и осуществлялась Концепция сервисного обслуживания. Одним из первых этапов ее реализации стала организация сети сервисных центров в различных регионах России. На начало 2013 года на территории России уже действовало 11 сервисных центров, каждый из которых имеет свою зону обслуживания: • ООО «Экра-Центр» (г. Москва) – Центральный федеральный округ; • ООО «ЭКРА-Юг» (г. Пятигорск) – Ростовская и Астраханская области, Краснодарский и Ставропольский края, Республика Калмыкия, Республики Северного Кавказа; • ООО «ЭКРА-Сибирь» (г. Красноярск) – Сибирский федеральный округ; • ООО «ЭКРА-Северо-Запад» (г. Санкт-Петербург) – Северо-Западный федеральный округ; • ООО «ЭКРА-Восток» (г. Хабаровск) – Дальневосточный федеральный округ; • ЗАО «Инженерный центр» (г. Новосибирск) – Омская, Новосибирская, Томская и Кемеровская области, Алтайский край и Республика Алтай; • ООО «Энерготехсервис» (г. Уфа) – Республика Башкортостан; • ОАО «Волгаэнергосервис» (г. Самара) – Саратовская, Самарская и Оренбургская области; • ООО «Энергозащита» (г. Казань) – Удмуртская Республика, Республики Татарстан и Марий Эл; • ООО «Универсал-электрик» (г. Санкт-Петербург) – Ленинградская область (системы плавного пуска); • ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) – Россия, страны ближнего зарубежья. Идет процесс формирования сервисных центров в Уральском федеральном округе (ООО «ЭКРА-Урал», г. Екатеринбург), Тюменской области (ООО «ЭКРА-Западная-Сибирь», г. Сургут) и в странах ближнего зарубежья, куда нарастает поток отгружаемой продукции. В г. Алматы такой центр ТОО «ЭКРА-Казахстан» уже действует с 2012 года. Специалисты центров проходят обязательное обучение в НОУ «НОЦ «ЭКРА», поэтому все центры предоставляют заказчикам продукции предприятия квалифицированные сервисные услуги, вселяя веру в предприятие как надежного поставщика с высоким уровнем сервиса. 75

ПРАКТИКА

Сервис

В сферу сервисного обслуживания оборудования НПП «ЭКРА» входят следующие виды работ: • шеф-монтажные и шеф-наладочные работы; • пусконаладочные работы; • гарантийное и постгарантийное обслуживание; • профилактический контроль с продлением гарантии; • техническая поддержка. В компетенцию ОНС входят: • все виды работ для ввода в эксплуатацию оборудования НПП «ЭКРА»; • устранение претензий потребителей к оборудованию НПП «ЭКРА»; • регистрация, учет и сопровождение поступивших претензий по отказам оборудования НПП «ЭКРА», анализ статистических данных по отказам; • координация действий подразделений НПП «ЭКРА» по проведению гарантийного и послегарантийного обслуживания; • организация обменного фонда устройств; • контроль деятельности региональных сервисных центров. Перед региональными сервисными центрами поставлены следующие задачи: • оперативное удовлетворение претензий потребителей к качеству продукции предприятия; • предоставление услуг по проведению шеф-наладочных и пусконаладочных работ, профилактического контроля; • техническое обслуживание оборудо-

01 / Март 2013

В ызов на ПНР ,ШНР , Проф контроль

Необходимость технической консультации,помощи и содействии

Претензия по качеству оборудования А нал из запрос а

Р ешение Претензия по выполнению договорных обязательств

Р егистрация запросов и ведение статистики отказов

Помощь в организации учебного процесса

ООО НПП « Э КР А » (отд ел нал ад ки и с ерв ис а) С Е Р В ИС НЫ Й ЦЕ НТ Р

Ф акс E-mail Т ел еф он

Ф акс E-mail Т ел еф он ? З апрос

З аказчик/ Потребител ь

Р ешение

Рис. 1. Схема работы отдела ОНС и сервисных центров с потребителями

вания в гарантийный и послегарантийный периоды эксплуатации на объектах Заказчика; • обеспечение технической документацией и программным обеспечением на продукцию НПП «ЭКРА»; • наличие необходимого запаса ремонтного фонда; • обучение специалистов на базе НОУ «НОЦ «ЭКРА».

Готовность прийти на помощь – это обычный режим работы ОНС и сервисных центров. Исходя из этого принципа, НПП «ЭКРА» предлагает заказчикам комплекс оперативных действий в рамках Договоров сервисного обслуживания. В случае выявления неисправностей оборудования или устранения последствий аварий на энергообъектах специалистами в течение 24 часов оказывается техническая поддержка из имеющегося в распоряжении регионального сервисного центра обменного фонда устройств. С начала 2013 года организована круглосуточная Call-линия, которая позволяет Заказчику максимально быстро получить необходимую информацию по установленным у него устройствам или инициировать выезд специалистов по сервисному обслуживанию на объект. Специалистами ОНС и сервисных центров регистрируются все запросы по всем видам сервисных услуг, ведется статистика отказов, оперативно проводится анализ запросов. По результатам анализа принимается решение о необходимости помощи или содействия. При необходимости осуществляется выезд

ПРАКТИКА

Сервис специалистов на объекты Заказчика. За период с 2009 по 2012 годы было совершено 263 командировочных выезда, из которых 68% составили шефналадочные и пусконаладочные работы, 15% – профилактический контроль, 9% – ремонтные работы (перемонтаж шкафов и замена ПО), большинство из которых связано с изменением проектов после изготовления оборудования, а 8% – оказание технической помощи. Сотрудники сервисных центров и ОНС тщательно проводят анализ претензий по выполнению договорных обязательств и осуществляют помощь в организации учебного процесса. Чтобы быть еще ближе к потребителям оборудования НПП «ЭКРА», в ближайшее время планируется открытие новых сервисных центров на территории России и в странах ближнего зарубежья. Реализация разработанной на ООО НПП «ЭКРА» Концепции сервисного обслуживания спо-

Выражаем искреннюю благодарность сотрудникам ООО НПП «ЭКРА»… за консультации при устранении технических неисправностей шкафа ШЗГ. Директор Предприятия №6 (Люблино, Марьино) Филиала №5 «Юго-Восточный» ОАО «МОЭСК» Карандеев М.В. Выражаем благодарность ООО НПП «ЭКРА» за высокое качество сервиса и оперативность выполнения шеф - наладочных работ в запланированные сроки. Заместитель Генерального директора – Исполнительный директор ООО «Управление Строительных Работ» Орешков Д.В. В период с 20 января по 12 октября 2012 года на ПС «Киндери» Казанских Электрических сетей проводились работы по вводу в работу шкафов серии ШЭ2607 и ШНЭ и замене плат. Работы были проведены в срок и с отличным качеством. Выражаю благодарность компании «Энергозащита» за качественное, оперативное выполнение вышеперечисленных работ и высокий профессионализм сотрудников. Надеемся на дальнейшее плодотворное сотрудничество! Главный инженер Филиала ОАО «Сетевая компания» Казанские Электрические сети Евдокимов И.А.

научно‑практическое издание

собствует не только укреплению конкурентоспособности предприятия на региональных рынках, но, что самое главное, повышает общий уровень доверия к российскому производителю со стороны энергокомпаний.

www.ekra.ru 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр. И. Яковлева, д. 3 тел./факс: (8352) 220-110 (многоканальный), (8352) 220-130 (автосекретарь), e-mail: ekra@ekra.ru

Коллектив Балаковской АЭС выражает благодарность… сотрудникам отдела наладки и сервиса ООО НПП «ЭКРА» за профессиональное проведение шеф-наладочных и пусконаладочных работ, высокое качество сервиса, оперативность и своевременную помощь в решении технических вопросов. И.о. зам. директора по капстроительству «Балаковская атомная станция» Григоренко В.П. Опыт взаимного сотрудничества между ОАО «Красноярская ГЭС» и ООО «ЭКРА-Сибирь» насчитывает более двух лет. За это время были выполнены проектные, пусконаладочные работы и поставка оборудования РЗА при проведении комплексной реконструкции ОРУ 220 кВ и системы телемеханики станции. ООО «ЭКРА-Сибирь» осуществляет сервисное обслуживание оборудования РЗА (более 50 шкафов) производства НПП «ЭКРА». За время совместной работы… мы убедились в надёжности и профессионализме, современном уровне предлагаемых ими решений и качестве выполнения работ. Заместитель главного инженера Красноярской ГЭС Старинцев А.А.

История

К 105-летию со дня рождения

АТАБЕКОВ Григорий Иосифович (20.05.1908-16.06.1966)

Широко известный электротехник, одарённый учёный и талантливый педагог Григорий Иосифович Атабеков родился в дворянской семье 20 мая 1908 г. Его отец, Иосиф Нерсесович Атабекян (1870-1916), был влиятельным представителем коренного рода дворянства Карабаха, владел имением вблизи Еревана и как активнейший общественный деятель работал членом Государственной думы второго созыва. Высшее образование Г.И. Атабеков получил в г. Тбилиси, окончив электромеханический факультет Государственного политехнического института в 1930 г. Уже в студенческие годы проявились его незаурядные аналитические способности и трудолюбие, а также склонности к научно-исследовательской работе. В этот период появляются его первые печатные работы. Поступив на работу в Закавказское районное управление Главэнерго после окончания вуза, Григорий Иосифович успешно занимается инженерной деятельностью в области релейной защиты и автоматизации энергосистем. В этот период вплоть до 1935 г. старший 78

01 / Март 2013

инженер Г.И. Атабеков основную работу совмещает с педагогической – читает лекции в Закавказском индустриальном институте. Переезд в Москву ознаменовал его дальнейший стремительный научный и педагогический рост, решение крупных научно-технических проблем в электроэнергетике. Работая успешно вначале в Мосэнерго, а затем в Теплоэлектропроекте, Григорий Иосифович одновременно ведёт по совместительству научно-педагогическую деятельность в Московском институте механизации и электрификации сельского хозяйства. К этому периоду относится создание и разработка им на уровне изобретений ряда принципиально новых типов так называемых малорелейных схем зашиты энергообъектов, большинство из которых были внедрены в электроэнергетических системах страны. Материалы многочисленных научно-исследовательских работ и производственно-технических разработок, опубликованные Г.И. Атабековым в научных журналах, получают заслуженное внимание и одобрение. В 1938 г. решением учёного совета Московского энергетического института Григорию Иосифовичу по совокупности научных трудов и изобретений без защиты диссертации была присвоена степень кандидата технических наук, и к концу года он утверждается в учёном звании доцента. В ноябре 1942 года Г.И. Атабеков блестяще защитил докторскую диссертацию «Проблема создания малорелейных защит в электрических системах» после окончания докторантуры Академии наук СССР (1940-1942 гг.). В период с 1942 по 1943 гг. Григорий Иосифович, работая в Ленинградском институте инженеров связи им. Бонч-Бруевича, читал учебные курсы «Электромагнитные механизмы», «Теория связи по проводам», возглавлял кафедру, был деканом факультета электропроводной связи. По представлению ректората

Ленинградского института инженеров связи в 1943 г. он был утверждён в учёном звании профессора. В 1945 г. Г.И. Атабеков переходит на ответственную работу в Центральную научно-исследовательскую электротехническую лабораторию Министерства электростанций СССР. Здесь при его непосредственном участии была создана первая отечественная быстродействующая направленная высокочастотная защита высоковольтных электрических сетей. В дальнейшем эта новая релейная защита была доведена до промышленного выпуска и установлена на линиях электропередачи 400 кВ «Куйбышевская ГЭС-Москва». Дополнительно на этих же ЛЭП была смонтирована новая фильтровая направленная защита, разработанная также с участием Григория Иосифовича. За разработку и освоение серийного промышленного выпуска быстродействующей фильтровой направленной высокочастотной защиты высоковольтных электросетей Г.И. Атабеков в 1950 году был удостоен Государственной премии. Особенно важный период в творческой жизни Григория Иосифовича начался в 1946 году, когда он по конкурсу занял должность заведующего кафедрой Теоретической электротехники Московского авиационного института (МАИ), где читал свой оригинальный теоретический курс лекций и активно вёл научно-исследовательскую работу по специальной тематике авиационной промышленности. По его инициативе в этом институте была создана новая кафедра «Теоретические основы электротехники», которую Г.И. Атабеков долгое время возглавлял, неустанно развивал и заботливо выращивал научные кадры не только для МАИ, но и других организаций. Значительное число аспирантов, которые под его руководством подготовили и защитили кандидатские диссертации, а ряд из них стали докторами технических наук, возглавляют кафедры вузов и заведуют научно-исследо-

История

К 105-летию со дня рождения

вательскими лабораториями. Этот этап в творческой жизни Григория Иосифовича был удивительно плодотворным и насыщенным. Как блестящий педагог и высокоталантливый учёный он, непрерывно совершенствуя и развивая методику преподавания учебного курса ТОЭ, не только создаёт свою оригинальную школу теории электротехники, но и в короткие сроки создаёт ряд фундаментальных монографий в области релейной защиты, а также книг и учебников по теории цепей. В 1949 г. Госэнергоиздатом публикуется капитальная монография Г.И. Атабекова «Релейная защита высоковольтных сетей», в которой на высоком научном уровне изложена теория переходных процессов в линейных и нелинейных цепях, а также впервые разработана теория современных быстродействующих защит. Книга была переведена на венгерский, румынский и китайский языки. В 1953 г. Академия наук Армянской ССР издала новую монографию Григория Иосифовича «Дистанционный принцип защиты дальних линий электропередач». Материалы этой книги посвящены исследованиям несимметричных режимов работы и разработке теории релейной защиты продольно-компенсированных линий электропередачи напряжением 200-400 кВ. В этом же году книга была переиздана в КНР. В 1956 г. Оборонгиз издал очередную книгу «Гармонический анализ и операторный метод», которую Г.И. Атабеков специально подготовил для научных работников и аспирантов. В следующем году этим же издательством был напечатан учебник «Линейные электрические цепи» для студентов электротехнических и радиотехнических специальностей. В 1957 г. Госэнергоиздат опубликовал особо значимый фундаментальный научный труд Г.И. Атабекова «Теоретические основы релейной защиты высоковольтных сетей». Эта книга, получившая всеобщее признание специалистов, в 1959 г. была удостоена Академией наук СССР премии

им. П.Н. Яблочкова. В 1960 году она была издана на английском языке в Лондоне в издательстве «Пергамон Пресс». Присуждение Академией наук премии, носящей имя выдающегося русского электротехника П.Н. Яблочкова, является официальным признанием больших научных заслуг Г.И. Атабекова в развитии отечественной электротехники. В 1960 г. издательством «Советское радио» была напечатана новая книга Г.И. Атабекова «Теория линейных электрических цепей», предназначенная в первую очередь для научных работников и аспирантов, а также студентов электротехнических и радиотехнических факультетов. Этот труд стал настольной книгой для широкого круга специалистов нашей страны, а также получил признание и за рубежом. Он публиковался в Польше, был переведен на английский язык и издан в Лондоне издательством «Пергамон Пресс». Особо широкую известность и популярность приобрел оригинальный учебник Г.И. Атабекова «Теоретические основы электротехники», рекомендованный в своё время МВ ССО РСФСР в качестве основного учебника электротехнических и радиотехнических вузов и факультетов. Он был выпущен большим тиражом Госэнергоиздатом, многократно переиздавался при жизни автора и после его кончины (последний раз он был издан совсем недавно, в 2006 г. в издательстве «Лань» г. Санкт-Петербурга). В этом учебнике нашло отражение высокое педагогическое мастерство автора и его яркий, лаконичный стиль изложения сложного материала. Наряду с вышеперечисленными фундаментальными изданиями Г.И. Атабеков опубликовал более 100 научных работ в изданиях Академии наук и различных научно-технических журналах. В его многочисленных научных исследованиях, теоретических работах и новых разработках всегда имел место оригинальный подход к решению актуальных электротехнических задач и проблем. Им получено 40 авторских

научно‑практическое издание

свидетельств на изобретения. Свободно владея английским и немецким языками, он редактировал для советских изданий целый ряд переводных монографий по системной автоматике и теоретической электротехнике. Профессор Г.И. Атабеков вел большую общественную деятельность: был членом экспертной комиссии ВАК МВО СССР; членом Экспертного совета комитета по делам изобретений и открытий при Совете министров СССР; членом редколлегии ряда журналов, в том числе «Известия вузов СССР. Энергетика» и «Изобретательство в СССР». Неутомимая энергия и неиссякаемое трудолюбие Григория Иосифовича всегда поражали его коллег, товарищей и учеников. Даже после того, как он заболел лейкемией (болезнью крови), он не снизил темпов своей работы и не уменьшил масштабов творческой деятельности. В течение десятилетнего периода тяжелой болезни, осознавая свою обреченность, Григорий Иосифович тем не менее оставался всегда бодрым, бесконечно внимательным и доброжелательным в отношении окружающих его людей. Талантливый ученый и педагог, высокоодарённый инженер, человек огромной эрудиции, исключительно чуткий и отзывчивый товарищ – таким он остался в памяти тех, кто знал его и работал с ним. Вся его жизнь является блестящим примером беззаветного служения науке, образованию и инженерному искусству.

Список избранных изобретений Г.И. Атабекова: 1. АС № 61130 (СССР). Устройство для блокировки защиты электрических установок при качаниях. Атабеков Г.И. Опубл. 1942. 2. АС № 62320 (СССР). Устройство для защиты электрических установок с наглухо заземленной нейтралью от замыканий на землю. Атабеков Г.И. Опубл. 1943. 79

вНИМАНИЕ

К 105-летию со дня рождения

3. АС № 63580 (СССР). Трехфазное реле направления энергии ваттметрового типа. Атабеков Г.И. Опубл. 1944. 4. АС № 63591 (СССР). Устройство для реактансной защиты. Атабеков Г.И. Опубл. 1944. 5. АС № 65772 (СССР). Устройство для дистанционной защиты трехфазных высоковольтных установок. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1946. 6. АС № 66791 (СССР). Устройство для быстродействующей фильтровой направленной защиты трехфазных линий передачи двустороннего питания. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1946. 7. АС № 66838 (СССР). Устройство для включения или выключения цепей защиты при коротком замыкании. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1946. 8. АС № 67774 (СССР). Устройство для релейной защиты воздушных электрических сетей высокого напряжения с незаземленной нулевой точкой. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1946. 9. АС № 67779 (СССР). Устройство для защиты от замыканий на землю дистанционного типа. Атабеков Г.И. Опубл. 1947. 10. АС № 72372 (СССР). Устройство для измерения мощности. Атабеков Г.И., Иванов В.И. Опубл. 1949. 11. АС № 74390 (СССР). Устройство, непосредственно реагирующее на симметричные составляющие электрических величин. Атабеков Г.И. Опубл. 1949. 12. АС № 74469 (СССР). Устройство для измерения высокого напряжения силового трансформатора. Атабеков Г.И. Опубл. 1949. 13. АС № 78912 (СССР). Устройство для питания токовых катушек омметров

дистанционных защит. Атабеков Г.И. Опубл. БИ №6, 1950. 14. АС № 82966 (СССР). Устройство для быстродействующей фильтровой высокочастотной защиты трехфазных линий электропередачи. Атабеков Г.И., Иванов В.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1950. 15. АС № 84137 (СССР). Способ сравнения амплитудных значений двух синусоидальных электрических величин. Атабеков Г.И. Опубл.1950. 16. АС № 83679 (СССР). Устройство для дистанционной защиты трёхфазных электрических сетей. Атабеков Г.И. Опубл. БИ №3, 1951. 17. АС № 87753 (СССР). Устройство для бесконтактного и мгновенного воздействия на один общий рабочий орган нескольких электрических цепей. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1950. 18. АС № 89298 (СССР). Защита линий электропередачи. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. БИ № 2, 1951. 19. АС № 89943 (СССР). Односистемная фильтровая балансная токовая защита двух параллельных линий. Атабеков Г.И., Бреслер А.М., Смородинский Я.М. Опубл. 1951. 20. АС № 91591 (СССР). Быстродействующая направленная защита линий. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1951. 21. АС № 91597 (СССР). Балансная токовая защита параллельных линий электропередачи. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1951. 22. АС № 92515 (СССР). Устройство для суммирования магнитных потоков. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М. Опубл. 1951. 23. АС № 96234 (СССР). Дистанционная защита. Атабеков Г.И. Опубл. 1953.

СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. Б реслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 43 2. Бреслер, ИЦ, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 21 3. Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки 4. Комплектэнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

01 / Март 2013

24. АС № 96327 (СССР). Устройство для блокировки действия реле сопротивления. Атабеков Г.И. Опубл. 1953. 25. АС № 96329 (СССР). Устройство для блокировки действия реле сопротивления. Атабеков Г.И. Опубл. 1953. 26. АС № 99593 (СССР). Односистемная направленная дистанционная защита. Атабеков Г.И., Бреслер А.М., Смородинский Я.М. Опубл. БИ №12, 1954. 27. АС № 106197 (СССР). Односистемная продольная дифференциальная токовая защита трехфазных генераторов. Атабеков Г.И., Гордон А.В., Каменский А.В. Опубл. 1957. 28. АС № 107440 (СССР). Устройство для защиты трехфазной сети с изолированной нейтралью от обрыва фазы. Атабеков Г.И., Гордон А.В., Каменский А.В., Тер-Захарянц В.Г. Опубл. 1957. 29. АС № 107479 (СССР). Устройство для защиты трехфазной электрической установки. Атабеков Г.И., Гордон А.В., Каменский А.В. Опубл. 1957 30. АС № 112848 (СССР). Устройство для быстродействующей фильтровой высокочастотной защиты трехфазных линий электропередач. Атабеков Г.И., Смородинский Я.М., Иванов В.И. Опубл. 1958. Подготовлено Шевцовым В.М., профессором кафедры «ТОЭ и РЗА» ЧГУ и Желтовым В.П., деканом, профессором ЧГУ, г. Чебоксары.

5. Прософт-Системы, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 39 6. РТСофт, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 63 7. Уралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки 8. ЭКРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки, стр. 75-77 9. ЭНЕРГОСОЮЗ, НПФ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 62