Журнал «релейная защита и автоматизация» №3 (04) 2011 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 »

№ 03 (04) | Сентябрь | 2011

«Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. №03 (04), 2011 год, сентябрь. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 3000 экз. Учредители журнала: Некоммерческое партнерство "Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Общество с ограниченной ответственностью «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Белотелов Алексей Константинович. Издатель: ООО «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Учредители издательства: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Константинович. Состав редакционной коллегии: Главный редактор – Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ». Выпускающий редактор – Иванова Наталия Анатольевна. Члены редакционной коллегии: Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., МЭИ (Технический университет); Дорохин Евгений Георгиевич – филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович – ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович – ОАО «Холдинг МРСК»; Караулов Александр Александрович – ОАО «ВНИИАЭС»; Козлов Владимир Николаевич, к.т.н., ООО НПП«Бреслер»; Лачугин Владимир Федорович, к.т.н., ОАО «ЭНИН»; Левиуш Александр Ильич, д.т.н. – ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Любарский Дмитрий Романович, д.т.н.– институт «Энергосетьпроект»; Маргулян Александр Михайлович – ЗАО «НОВИНТЕХ»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., Южно-Российский государственный технический университет; Орлов Юрий Николаевич – ОАО "Фирма ОРГРЭС"; Петров Сергей Яковлевич, к.т.н. ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович – ОАО «ФСК ЕЭС»; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., Чувашский государственный университет; Шуин Владимир Александрович, д.т.н., Ивановский государственный энергетический университет. Дизайн и верстка: Качанова Ирина, e-mail: design@srzau-ric.ru редакция журнала: Адрес: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, 3, тел.: (8352) 226-394, 226-395 e-mail: ina@srzau-ric.ru Главный редактор: тел.: (495) 984-29-05, добавочный 231 e-mail: info@srzau-np.ru печать: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д Машиностроителей, д. 1с. Редакция не несет ответственности за достоверность рекламных материалов. Рекламируемая продукция подлежит обязательной сертификации и лицензированию. Перепечатка, цитирование и копирование размещенных в журнале публикаций допускается только со ссылкой на издание. Регистрационное свидетельство ПИ № ФС77-44249.

Уважаемые коллеги и читатели журнала! Стало хорошей традицией нашего журнала отмечать юбилейные даты компаний – членов Партнерства. В связи с 20-летием ООО «НПП «ЭКРА» в этом номере отдано предпочтение публикациям специалистов этой известной компании. За такой исторически короткий срок было создано высокотехнологичное предприятие, занявшее лидирующее положение в разработке и производстве современных устройств РЗА и систем управления в России. От имени редакции и редколлегии журнала поздравляю коллектив «НПП «ЭКРА» с этим знаменательным событием! Публикуемые в настоящем номере статьи специалистов НПП «ЭКРА» характеризуют как достижения, так и высокую компетентность коллектива этой компании, подчеркивают научную новизну разработок по всему спектру выпускаемой продукции. Несмотря на отпускное затишье, авторы публикаций проявили творческую активность в их подготовке, и надеюсь, что статьи будут положительно оценены нашими читателями. Публикуется информация о прошедших событиях регионального и всероссийского масштаба. Так, участник Международной научно-технической конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем» в г. Санкт-Петербург делится своими впечатлениями о выступлениях. Думаю, что будет интересна информация о прошедшем в мае Совещании начальников служб РЗА операционной зоны ОДУ Средней Волги, которое рассматривается как возрождение полезных традиций по обмену опытом эксплуатации устройств РЗА. Традиционно в этом номере журнала представлены статьи по актуальным вопросам разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУТП. Трудно разграничить публикации научного и практического характера. Публикуемая научная статья Казанского государственного технического университета по расчету уставок современных дистанционных защит имеет прикладной (практический) характер. В продолжение темы о крупных авариях представляет интерес статья Коми научного центра УрО РАН о защите от крупных аварий ЕЭС. Не обойдена вниманием такая тема, как интеллектуальная электроэнергетическая система с активно-адаптивной сетью. Эту тему затрагивает совместно подготовленная статья ЗАО «НОВИНТЕХ» и ООО НПП «Микроника» об основных задачах, которые должны решаться при реализации пилотного проекта строительства активно-адаптивной сети. Все больше и больше появляется публикаций по вопросам практического применения стандарта МЭК 61850. Небезынтересна читателям журнала будет историческая рубрика. Она касается злободневного в настоящее время вопроса приемки (аттестации) оборудования и устройств РЗА. Уважаемые читатели! Наш журнал молодой и нас, конечно, очень интересует Ваше мнение о публикуемых статьях и журнале в целом. С уважением, главный редактор Алексей Белотелов.

02 / Сентябрь 2011

Cодержание:

стр.

1. События:

•  Возрождение традиции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 • Острые вопросы не должны оставаться без ответа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 • Конференция СИГРЭ – в России . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08

2. 20 лет НПП «ЭКРА»:

События: •  20 лет на рынке: итоги работы НПП «ЭКРА» подведены на юбилейной конференции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 История: Релейная защита: •  А лимов Ю.Н., Дони Н.А., Фурашов В.С., Шурупов А.А. Защиты подстанционного оборудования научно-производственного предприятия «ЭКРА» – достижения и опыт двух десятилетий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 Наука: Обучение: •  Никитин А.А. НПП «ЭКРА» и проблемы подготовки кадров высокой квалификации. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Автоматика: •  Наумов В.А., Разумов Р.В., Трифонов Д.В. Подходы к организации системы повышения живучести тепловых станций и энергорайонов при системных авариях путем применения специальной противоаварийной автоматики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Электропривод: •  Вишневский В.И., Лазарев С.А. Адаптивный скользящий режим управления скоростью асинхронного электродвигателя . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Практика: Стандарт МЭК 61850: •  Оборин С.В. Особенности реализации и практического использования стандарта мэк 61850 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Оперативный ток: •  Быков К.В., Шаварин Н.И. Шкафы оперативного тока шотэ производства нпп «экра» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 •  А лимов Ю.Н., Галкин И.А., Шаварин Н.И. Особенности контроля изоляции в цепях оперативного постоянного тока 220 В . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 НКУ: •  Иванов С.И., Семенов Д.А., Шаварин Н.И. Сборные шкафы из оцинкованного металла . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 •  Иванов А.Б., Шаварин Н.И. Регистратор аварийных событий в сопт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 •  Павлов Ю.В., Шаварин Н.И. Источник питания оперативной блокировки разъединителей для подстанций нового поколения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 •  Титов В.Г., Верендеев М.Н., Шаварин Н. И. Устройство контролируемого разряда аккумуляторных батарей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

3. Наука:

Релейная защита: •  Гарке В.Г., Конова Е.А., Лопухов В.М., Васильева Т.В. Расчет уставок современной дистанционной защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 •  Вдовин С.А., Шалимов А.С. Повышение чувствительности и быстродействия поперечной дифференциальной токовой защиты шунтирующего реактора с использованием динамической коррекции уставок при холодном пуске . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 •  Васильев Д.С., Козлов В.Н., Родионов И.А. Дальнее резервирование защит ответвительных трансформаторов в неполнофазных режимах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Автоматика: •  Успенский М.И., Смирнов С.О. Защита от крупных аварий в ээс: управляемое деление . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

4. Практика:

АСУ ТП: •  Дорофеев И.Н., Летуновский Д.Н., Маргулян А.М. Пилотный проект активно-адаптивной сети кластера «Эльгауголь» – задачи создания и основные технические решения . . . . . . . . . . . . . 70 Электромагнитная совместимость:: •  Сарылов О.В. Виды электромагнитных помех, возникающих на этапе эксплуатации объектов электроэнергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 •  Новые книги . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 •  Подписка на журнал на 2012 год . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

5. Представляем партнеров НП «СРЗАУ»:

•  ЗАО «ЧЭАЗ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 •  ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 •  ООО «ИЦ «Бреслер» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 •  ООО НПП «ПРОЭЛ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

6. История:

•  Старая фотография и что такое МВК? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88

научно‑практическое издание

События

Совещания

ВОЗРОЖДЕНИЕ ТРАДИЦИИ В Филиале ОАО «СО ЕЭС» «ОДУ Средней Волги» (ОДУ СВ) в г. Самара 5 - 6 мая этого года проведено очередное совещание начальников служб релейной защиты и автоматики (СРЗА) филиалов ОАО «СО ЕЭС» РДУ (РДУ) и других субъектов электроэнергетики операционной зоны ОДУ СВ. На совещание съехались 26 специалистов из всех РДУ и субъектов генерации этой операционной зоны, Филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги (МЭС Волги) и его предприятий, сетевой компании Татарстана. Чтобы познакомиться с новинками техники, на совещание были приглашены и представители трех крупных компаний – производителей, с которыми у энергети-

ков уже сложилось длительное и взаимовыгодное сотрудничество на базе ранее реализованных успешно проектов: НПП «ЭКРА» и НПП «Динамика» (г. Чебоксары) и «ПрософтСистемы» (г. Екатеринбург). На совещании всесторонне обсуждались вопросы, связанные с работой служб РЗА, итогами функционирования устройств РЗА и ПА за двухгодичный отчетный период (2009-2010 гг.), о создании в операционной зоне РДУ Татарстана системы мониторинга функционирования устройств РЗА и ПА. Руководители СРЗА РДУ поделились опытом работы в области кадровой политики, взаимодействия филиалов ОАО «СО ЕЭС» РДУ с субъектами электроэнергетики и собственниками энергообъектов. Представители субъектов электроэнергетики рассказали о современном состоянии устройств РЗА и ПА на их территориях и инвестиционных планах. Наш журнал расценивает проведение совещаний в таком формате, а ОДУ СВ проводит их с 2007 года уже в третий раз с периодичностью 1 раз в 2 года, как возрождение традиции и утвердились в этом мнении в беседах о полезности такого рода встреч с его участниками. Ведь этот формат общения дает возможность обсудить вопросы и обменяться мнениями по острым проблемам с коллегами из

03 / Сентябрь 2011

других энергосистем и выработать взвешенные технические решения. Как отметил в своем вступительном слове заместитель генерального директора ОДУ СВ Крицкий В.А., «установление личных контактов более плодотворно способствует продвижению решений», ведь всех собравшихся объединяет одна цель – обеспечение надежной работы электроэнергетики. Ниже мы кратко приводим наиболее интересные, с нашей точки зрения, выдержки из выступлений на этой конференции. Начальник СРЗА ОДУ СВ Ерошкин Л.С. в своем выступлении привел статистические данные, согласно которым в этой операционной зоне оснащенность микропроцессорными устройствами РЗА (МПУ РЗА) в классе напряжений 110-220 кВ составляет 17%, тогда как в целом по России только 13%, а МПУ ПА – уже 25%. Больше всего МПУ РЗА установлено в Татарской энергосистеме, гораздо меньше – в Чувашии и Мордовии. Установившаяся в 2010 году в Поволжье жаркая и сухая погода, вызвавшая сильные и длительные пожары, дала рост числа срабатываний устройств РЗА почти на 25%. Для уменьшения сроков поиска и ликвидации аварий, ВЛ 500 кВ на 100% оборудованы устройствами ОМП, а ВЛ 110-220 кВ – пока только на 53%. Принятие решения об установке именно независимых устройств ОМП и регистраторов событий обусловлено тем, что, хотя практически у всех производителей уже есть встроенные ОМП, проблема кроется в их несовместимости из-за использования разных протоколов связи. На территории операционной зоны ОДУ СВ реализуются крупные проекты на Чебоксарской, Жигулевской и Саратовской ГЭС; полным ходом идет разработка планов техперевооружения в Нижегородском и Саратовском РДУ. Среди решаемых в настоящее время проблем: разработка и освоение нового программного обеспечения (ПО), в том числе ПО «Ремонты», согласно Постановлению Правительства РФ №484 от 26.07.2007 г. «О выводе объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации», когда необходимы совмещение (стыковки) объемов и сроков ТО устройств, связанных единым технологическим циклом (УПАСК, ОАПВ, ДФЗ). В соответствии с планом мероприятий по повышению надежности управления электроэнергетиче-

События

Совещания

ским режимом ОДУ СВ на 2011 год, поставлена задача разработать для ОДУ и РДУ операционной зоны «Регламент по формированию и сопровождению расчетных схем для определения электрических величин и выбора уставок РЗ». Запланировано проведение эксперимента по передаче функций расчёта параметров настройки устройств релейной защиты от Марийского РДУ в РДУ Татарстана. Как положительный момент был отмечен переход cлужб ТОиР обратно в МЭС. Чтобы снизить наметившийся рост ошибок персонала, в ОДУ СВ за 2 отчетных года 62 работника, из 85 человек персонала, прошли обучение на различных курсах повышения квалификации, в том числе на базе ПЭИПК в г. Санкт-Петербург, в центре «Лидер» в г. Чебоксары и других учебных центрах энергетики России. Было отмечено, что хорошо работает Программа кадрового резерва, а молодое пополнение является выпускниками Самарского ГТУ, Казанского ГЭУ и Чувашского ГУ. Затем поочередно представляли работу своих подразделений руководители СРЗА РДУ, которые в своих выступлениях отметили: чрезвычайно низкую квалификацию специалистов проектных организаций; отсутствие регламентированной НТД, в частности методики расчета уставок; низкие темпы замены, в сравнении с первичным оборудованием, отработавших свой ресурс устройств РЗА, многие из которых уже отработали по 2 нормативных срока; пока еще слабое взаимодействие с сетевыми и генерирующими компаниями и собственниками концов линий; сокращение численности и снижение квалификации кадрового состава своих служб. Начальник СРЗА Чувашского РДУ Архипов П.М. высказал интересное предложение о введении нового термина «средства защиты и автоматики» вместо «релейная защита и автоматика» для повышения станаучно‑практическое издание

туса и уважения к релейщикам, ведь в условиях обострения отношений между субъектами электроэнергетики и РДУ, по словам ветерана РЗА, релейщикам «нужны личностные качества». Представители отдельных субъектов электроэнергетики рассказали собравшимся о своем наболевшем: низком качестве проектирования и растянутых сроках согласования проектов, с чем и связано отставание в реализации проектов, предложив даже отразить этот вопрос в итоговом Протоколе совещания; в больших, и в этом причина невыполнения, объемах ремонтных работ. Было предложено поставить перед Министерством энергетики РФ вопрос о воздействии на частных и ведомственных (например, ОАО «РЖД») собственников энергообъектов в связи с недопущением ими проверок устройств РЗА как в целях профилактики, так и в ходе расследования аварий. В конце было выделено время и представителям производителей устройств РЗА, ПА и проверочных устройств РЗА: НПП «ЭКРА», НПП «Динамика» и «Прософт-Системы». Все эти три компании являются членами Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (НП «СРЗАУ»), по инициативе которого и создан наш журнал. Следует отметить, что почти во всех докладах субъектов электроэнергетики и РДУ все эти компании упоминались, как надежные поставщики хорошо зарекомендовавшей себя продукции. В завершении совещания начальник СРЗА ОДУ СВ Ерошкин Л.С. проинформировал участников о планах ОАО «СО ЕЭС» в области РЗА, среди которых – разработка «Типовых программ ввода/вывода устройств РЗА в/из работы» и утверждение до конца этого года «Методики составления Инструкции для оперативного персонала РЗА». Иванова Н.А.

События

НТС

ОСТРЫЕ ВОПРОСЫ НЕ ДОЛЖНЫ ОСТАВАТЬСЯ БЕЗ ОТВЕТА 28-29 июня этого года в г. Чебоксары прошло очередное заседание научнотехнического совета (НТС) ОАО «МРСК Волги», на котором присутствовали главные инженеры и руководители профильных подразделений эксплуатации и технического развития сетей. Главной темой для обсуждения стали вопросы защиты электрических сетей от перенапряжений и коротких замыканий, технического обслуживания, мониторинга и диагностики электрооборудования.

В первый день заседания рассматривались вопросы защиты линий в распределительных сетях 6-10-35-110 кВ от грозовых и высокочастотных перенапряжений. Большой блок докладов был представлен специалистами ПНП «Болид», и он касался результатов проведенных компанией исследований перенапряжений и емкостных токов замыкания на землю в сетях 6-10-35 кВ, в том числе с кабелями из сшитого полиэтилена. Положительную реакцию в зале вызвал доклад главного специалиста по режимам нейтрали НПП «Бреслер» Петрова М.И. «Быстродействующие системы компенса6

03 / Сентябрь 2011

ции емкостных токов замыкания на землю с применением дугогасящих реакторов ступенчатого типа в сетях 6-10 кВ». В нем был дан детальный обзор всех типов дугогасящих реакторов (ДГР), существующих в настоящее время на российском и европейском рынках, с анализом их достоинств и недостатков. Предприятие также предложило иной вариант системы компенсации емкостных токов на базе своего «ноу-хау» – нового устройства компенсации емкостных токов, которое, как заявили разработчики, по цене будет в 2-3 раза дешевле предлагаемых на рынке ДГР. Наряду с презентацией своей продукции, каждому из производителей пришлось дать ответы на многочисленные вопросы членов НТС, поскольку защитное оборудование является одной из важнейших составляющих электроэнергетики. От этого зависит не только надежность работы самого электросетевого оборудования, но и качественное и бесперебойное электроснабжение потребителей. Например, после доклада представителя НПО «Стример» разгорелась дискуссия о целесообразности применения разрядников и ограничителей перенапряжения. Но думается, что прозвучавшая информация об установке на юге России в районе повышенной грозоопасности (г. Ростов) вместе с длинноискровыми разрядниками системы мониторинга (сбор информации будет производиться через систему ГЛОНАСС) на опытной линии длиной 1,3 км даст ответ на поднятые в ходе дис-

События

НТС

куссии вопросы. Впрочем, по мнению представителей предприятий-производителей, НТС, безусловно, является хорошей площадкой для обсуждения новых идей и разработок, технологий производства и вопросов эксплуатации электрооборудования. Завершая первый день работы НТС, его председатель – директор по техническому развитию и эксплуатации ОАО «МРСК Волги» Астафьев С.О. – проинформировал участников об утверждении до конца этого года Концепции технической политики ОАО «Холдинг МРСК». И, судя даже по одному озвученному им примеру будущих нововведений, касающемуся, предположительно, широкого применения в распределительных сетях столбовых однофазных трансформаторов, ситуация в этом субъекте электроэнергенаучно‑практическое издание

тики в ближайшее время начнет сильно меняться. Как заявил в конце своего выступления Сергей Олегович, с учетом особой остроты вопросов о качестве строительномонтажных работ и поставляемого электрооборудования, прорабатывается вопрос о создании при ОАО «Холдинг МРСК» собственного Сертификационного центра. Иванова Н.А.

События

Конференции

КОНФЕРЕНЦИЯ СИГРЭ – В РОССИИ 30 мая – 3 июня 2011 года в г. Санкт-Петербург прошла 3-я Международная научно-техническая конференция «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем», организованная ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ВНИИР» и Российским национальным комитетом СИГРЭ при поддержке Минэнерго РФ. В ней приняли участие более 100 специалистов из 17 стран мира, и было представлено около 100 докладов и сообщений.

В рамках конференции были проведены: пленарное заседание, семинар исследовательского комитета СИГРЭ В5 «Обслуживание систем РЗА, выполненных на основе стандарта МЭК 61850, с акцентом на надёжность», секции: «Современные системы РЗА. Идеология построения и концептуальные вопросы развития», «Опыт применения и вопросы развития WAMS и WACS», «Современные тенденции развития систем противоаварийной автоматики и режимного управления», «Вопросы управления и защиты, связанные с развитием Smart Grid высокого и сверхвысокого напря8

03 / Сентябрь 2011

жения», «Опыт реализации и проблемы внедрения стандарта IEC 61850», «Современные тенденции развития систем противоаварийного и режимного управления». Был организован и круглый стол «Управление энергосистемами будущего». На пленарном заседании с интересным докладом выступил Пуляев В.И. (ОАО «ФСК ЕЭС») о требованиях ОАО «ФСК ЕЭС» к системам РЗА ЕНЭС. В частности, было упомянуто о том, что к 2014 году планируется довести долю МП устройств РЗА в ОАО «ФСК ЕЭС» до 20%. При этом потребности ОАО «ФСК ЕЭС» составляют примерно 2÷3 тыс. терминалов в год. Доля отечественного оборудования, закупаемого ОАО «ФСК ЕЭС», сегодня составляет около 33%, но в ближайшие годы планируется поднять ее до 50%. В заключении выступления было сказано, что техническая политика ОАО «ФСК ЕЭС» направлена на: •  внедрение систем РЗА, позволяющих снизить эксплуатационные затраты; •  переход к техническому обслуживанию устройств РЗА по состоянию; •  создание автоматизированных систем проверки и оценки состояния устройств РЗА; •  разработку стандартов, позволяющих применять технически эффективные подходы к проверке работоспособности устройств РЗА. В первый день конференции прошёл семинар исследовательского комитета СИГРЭ В5 об обслуживании систем РЗА, выполненных на основе стандарта МЭК 61850, на котором с очень подробным докладом выступил Й. Патриота де Сикейра (CIGRE SC B5 / Tecnix Engenharia Arquitetura e Represetação Ltda, Бразилия). Во-

События

Конференции обще, на конференции СИГРЭ в большинстве докладах так или иначе упоминался стандарт МЭК 61850. Следует отметить и доклад Жукова А.В. (ОАО «СО ЕЭС») о развитии технологий векторной регистрации параметров для противоаварийного и режимного управления электрическими режимами энергосистем. Среди докладов, посвящённых современным системам РЗА, идеологии построения и вопросам развития, были как чисто научные, так и практические разработки отечественных и зарубежных специалистов. Много выступлений было посвящено вопросам повышения эффективности устройств РЗА за счёт использования информационной базы. Вторая половина первого дня была посвящена опыту применения и вопросам развития системы векторной регистрации WAMS и WACS для целей противоаварийной автоматики. Среди докладов можно отметить выступление специалистов из Германии (Siemens AG) о возможном ухудшении устойчивости немецкой энергосистемы, связанном с планируемым в течение ближайших 10 лет выводом 8 АЭС. Докладчик Ч.Х. Уэллс (OSlsoft LLC, США) упомянул о том, что средний возраст силовых трансформаторов в США составляет 40 лет, но много трансформаторов, срок службы которых уже составляет 60 лет при гарантийном сроке в 20 лет. Из числа многих следует отметить доклад Иванова С.В. (ИЦ «Бреслер») о типизации решений по РЗА для линий электропередач, который, в частности, содержал требования к функциональной наполненности устройств РЗА и быстродействию различных типов защит, распределению РЗА по трансформаторам тока и напряжения и другие требования. Несколько докладов (Петров В.С. – НПП «ЭКРА», Онисова О.А. – ВНИИР) было посвящено моделированию режимов энергосистемы для испытаний и наладки устройств РЗА при помощи программно-аппаратного комплекса RTDS. Булычёв А.В. (ВНИИР) в своём докладе рассмотрел новый подход к требованиям к первичным преобразователям сигналов для релейной защиты нового поколения, основанный на анализе частотных характеристик сигналов и преобразователей. Один из дней конференции был посвящен вопросам опыта реализации и проблем внедрения стандарта МЭК 61850 и современным тенденциям развития систем противоаварийного и режимного управления. Х. Давиджак (Siemens AG, Германия) сделал научно‑практическое издание

два доклада о второй редакции стандарта МЭК 61850. При этом им было отмечено, что новая редакция стандарта не включает, например, вопрос стыковки устройств РЗА с МЭК 61850 различных изготовителей на одном объекте. Опытом реализации МЭК 61850 в своих устройствах РЗА поделились Григорьева А.В. (НПП «ЭКРА») и Николаев И.Н. (ИЦ «Бреслер»). Александров Н.М. (НПП «Динамика») в докладе, посвящённом актуальным вопросам комплексной проверки устройств РЗА, использующих стандарт МЭК 61850, рассмотрел основные проблемы, возникающие при проверке современных подстанций, выполненных с использованием протокола МЭК 61850, и некоторые подходы к их решению. В рамках круглого стола прозвучало несколько докладов, в том числе доклад Жукова А.В. (ОАО «СО ЕЭС») о противоаварийной автоматике и режимном управлении энергосистемами будущего, в котором, в том числе, говорилось о проблемах, связанных с массовым внедрением ветряных электростанций. Они могут создать проблемы, вызванные перетоками мощности «снизу вверх» – из распределительных сетей в магистральные, которые необходимо учитывать современной противоаварийной автоматике. По словам докладчика, в Европе уже происходили связанные с этим аварии. Также было сказано о некоторых перспективных изменениях в сетях России – планируемой постройке межгосударственной ЛЭП постоянного тока напряжением 800 кВ с Китаем, отделении Эстонской энергосистемы от России и др. Необходимо отметить, что в этом материале упоминаются только некоторые из многих интересных докладов и сообщений, представленных на конференции. Наш внештатный корреспондент

СОБЫТИЯ

Конференции

20 ЛЕТ НА РЫНКЕ: ИТОГИ РАБОТЫ НПП «ЭКРА» ПОДВЕДЕНЫ НА ЮБИЛЕЙНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ В первой половине июня 2011 года научно-производственное предприятие «ЭКРА» провело научно-практическую конференцию «Электротехнические устройства и системы для энергообъектов», посвященную 20-летию своего предприятия. Основными целями конференции стали анализ современного состояния внедряемых в электрических сетях ЕЭС России систем РЗА и их техническое обслуживание, обмен опытом и обсуждение перспективных направлений развития релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики (РЗА), в том числе архитектуры, принципов построения и алгоритмов функционирования систем.

Работа конференции проходила в два этапа: с 7 по 10 июня – для сетевых компаний и с 14 по 17 июня – для промышленных предприятий и генерирующих компаний. На второй, помимо устройств РЗА, большое внимание было уделено системам плавного пуска электродвигателей и перспективным разработкам в области регулируемого электропривода. Всего в работе конференций приняло участие более 150 представителей субъектов электроэнергетики практически из всех регионов России, а также из Казахстана, Узбекистана и Украины. Среди них были специалисты ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», генерирующих компаний, организаций Росэнергоатома, проектных, инжинирин10

03 / Сентябрь 2011

говых, монтажно-наладочных организаций, предприятий различных отраслей промышленности и представителей науки. Во вступительном слове генерального директора НПП «ЭКРА» Саевича О.Л. на открытии конференций были подведены итоги 20-летней деятельности предприятия, которое было создано в 1991 году группой ведущих специалистов в области разработки устройств РЗА для электроэнергетики. С 1999 года НПП «ЭКРА» специализируется на выпуске устройств и систем релейной защиты, автоматики и управления для энергоблоков и подстанционного оборудования на микропроцессорной элементной базе, адаптированных к применению в составе АСУ ТП. Сегодня предприятие предлагает готовые комплексы РЗА для электростанций и подстанций, воздушных, кабельных и оптоволоконных линий электропередачи напряжением от 6 до 750 кВ. С 2005 года номенклатура производимой продукции постоянно расширялась за счет нетиповых низковольтных комплектных устройств, систем оперативного тока, собственных нужд и плавного пуска высоковольтных электродвигателей, шкафов ВЧсвязи и средств организации АСУ ТП. В настоящее время НПП «ЭКРА» является предприятием полного цикла и потому на нем комплексно подходят к решению задач потребителей: выполняют проектные работы, ведут НИОКР и разработку новой техники, выпускают продукцию на собственной производственной базе, осуществляют шеф-наладку оборудования на объекте, гарантийное и сервисное обслуживание на базе собственной

СОБЫТИЯ

Конференции

сети региональных инжиниринговых и сервисных центров. Выступление технического директора Наумова А.М. было посвящено новой и перспективной продукции НПП «ЭКРА», ведь номенклатура продукции постоянно расширяется. Всего за время работы обеих конференций выступило более 45 докладчиков. В своих докладах специалисты предприятия всесторонне осветили вопросы РЗА подстанционного и станционного оборудования, противоаварийной автоматики для станций и подстанций, АСУ ТП, СОПТ и ЩСН, высоковольтной преобразовательной техники для пуска и регулирования скорости электродвигателей среднего напряжения и другие. Наибольший интерес вызвали доклады по основным защитам линий 110-220 кВ и 330-750 кВ, а также выступления об опыте комплексного проектирования и оснащения энергообъектов с применением всего спектра оборудования, выпускаемого НПП «ЭКРА». На конференциях также прозвучали доклады представителей эксплуатирующих организаций всех субъектов электроэнергетики по опыту проектирования, внедрения и эксплуатации устройств РЗА и управления НПП «ЭКРА». Среди наиболее интересных выступлений от эксплуатации можно выделить доклады «Опыт эксплуатации аппаратуры РЗА НПП «ЭКРА» на объектах ОЭС Сибири. Концепция построения комплексов защит ВЛ 500 кВ», «Опыт проектирования и эксплуатации шкафов серии ШЭ2607 в филиале ОАО «МРСК Северо-Запада»-«Вологдаэнерго», «Внедрение микропроцессорных устройств РЗА в энергосистеме Кубани. Достижения и проблемы», «Опыт внедрения и эксплуатации оборудования НПП «ЭКРА» в научно‑практическое издание

Татарской энергосистеме», «Опыт применения защит НПП «ЭКРА» на Смоленской АЭС». Для участников конференций была проведена демонстрация работы автоматизированного комплекса OMICRON для проверки и тестирования первичного и вторичного оборудования, а также организована экскурсия по предприятию, в ходе которой специалисты ознакомились с технологиями производства устройств РЗА и другой продукции. Гости предприятия с интересом осмотрели сборочные производства и испытательную лабораторию, учебные аудитории и лаборатории Научно-образовательного центра «ЭКРА» и отметили современный технологический уровень и высокую культуру производства на предприятии. В этом номере журнала мы публикуем подборку материалов о научно-производственном предприятии «ЭКРА» и его продукции на основе некоторых из докладов, сделанных на прошедших Конференциях. Редакция нашего журнала сердечно поздравляет весь персонал ООО НПП «ЭКРА» с наступающим юбилеем. Особо хочется поздравить тот первый «десант» сотрудников, который, опираясь на свои знания и опыт, с желанием, мечтой и верой в собственные силы, начал работать в те трудные для каждого патриота своей страны годы. Эти специалисты и по сей день продолжают оставаться «костяком» коллектива, особенно сильно разросшегося в последние 5 лет преимущественно за счет молодежи. Мы уверены, что не останавливаясь на достигнутом, ваше предприятие и в дальнейшем будет приумножать славу российского производителя! 11

ИСТОРИЯ Авторы: к.т.н. Алимов Ю.Н., заместитель технического директора по РЗА

к.т.н. Дони Н.А, заведующий отделом перспективных разработок

к.т.н. Фурашов В.С., заместитель генерального директора по коммерческим

Релейная защита

Защиты подстанционного оборудования научно-производственного предприятия «ЭКРА» – достижения и опыт двух десятилетий

вопросам

к.т.н. Шурупов А.А., заведующий отделом разработок РЗА подстанционного оборудования.

03 / Сентябрь 2011

Казалось, совсем недавно, подводя итоги первых 10-ти лет работы [1] и имея в активе небольшой по теперешним меркам опыт разработки и включения первых микропроцессорных шкафов защит серии ШЭ2607 [2, 3], специалисты предприятия не скрывали амбициозных планов: разработка и выпуск всей линейки защит оборудования электроэнергетических объектов классов напряжения 110-750 кВ, создание собственной системы АСУ ТП, конкуренция на российском рынке с ведущими западными производителями и многое другое. Прошедшее десятилетие показало не только их реальность, но и возможности существенного расширения в сторону новых перспективных направлений. На момент своего создания в ноябре 1991 года НПП «ЭКРА» представляло собой объединение ведущих специалистов отдела релестроения ВНИИР, которые в перестроечные годы, в условиях резкого снижения централизованного финансирования традиционных разработок отдела, были вынуждены изыскивать дополнительные источники существования. В первые годы деятельности предприятия это были, в основном, эпизодические работы, требовавшие от исполнителей высокой квалификации для выполнения наладки, модернизаций и доработок сложных устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), разработки и внедрения специализированного программного обеспечения и т.п. Собственное производство на предприятии отсутствовало. К середине 1994 года, в результате происходивших в стране глобальных перемен, сокращение численности отдела релестроения приобрело катастрофический характер, поэтому для сохранения уникального коллектива разработчиков было принято единственное на тот момент правильное решение о полном переходе в новое предприятие. Окончательно оформились четыре основных направления деятельности: разработка, изготовление и поставка цифровых аварийных осциллографов, автоматизирован-

ных устройств проверки защит, защит блоков генератор-трансформаторов и защит подстанционного оборудования. Многолетний опыт работы в области релейной защиты и заслуженный авторитет ведущих специалистов-разработчиков помог не только выжить в непростых условиях бартерных отношений с заказчиками, но при этом продолжать заниматься разработкой новых перспективных направлений, организацией собственного производства. Ставший доступным для российских разработчиков зарубежный рынок современной микроэлектронной и микропроцессорной техники позволил перевести в практическую плоскость идеи в части реализации цифрового осциллографирования аварийных процессов в энергосистемах и автоматизации проверок устройств РЗА. Опыт первых разработок в этой области позволил заложить основы наиболее рационального сочетания возможностей аппаратной базы и программного обеспечения устройств нового поколения. Процесс освоения серийного производства цифровых аварийных осциллографов – основной продукции предприятия в эти годы, - способствовал формированию основ будущей структуры производственных подразделений предприятия. Поставки и первые включения новой аппаратуры на энергообъектах дали специалистам предприятия неоценимый опыт общения с проектными, наладочными и эксплуатационными организациями, замечания и пожелания которых учитывались в последующих разработках. Налаживались связи со специалистами-релейщиками практически всех регионов России, но главным испытательным полигоном всех новых разработок стала энергосистема Татэнерго. На ее объектах проходили «обкатку» первые терминалы, а затем шкафы аварийных цифровых осциллографов, устройства автоматизированной проверки защит (наладка микропроцессорных шкафов защит ВЛ 500 кВ «Киндери-ЗайГРЭС» на терминалах фирмы АВВ), модернизирован-

ИСТОРИЯ

Релейная защита

ные шкафы серии ШДЭ (Елабужские электрические сети), новейшие по тем временам микроэлектронные шкафы защит шин (ПС «Зеленодольская», «Пестрецы»), уникальные комплексы защит автотрансформаторов 500 кВ (ПС «Бугульма-500»). Предприятием были также поставлены и введены в работу микроэлектронные шкафы ДЗШ и УРОВ на ТЭЦ «Хуанен» в г. Пекин. Начавшееся в 90-е годы в России достаточно агрессивное продвижение инофирмами микропроцессорных терминалов для целей релейной защиты позволило специалистам оценить их достоинства и выявить недостатки. Поэтому уже в начале 1998 года объединенными усилиями трех отделов, с учетом опыта разработки собственного микропроцессорного терминала для аварийного осциллографа, новых наработок в области защит подстанционного оборудования, методик их испытаний и наладки, были начаты работы по созданию первого отечественного микропроцессорного шкафа защит. В основу технических требований к этому шкафу были взяты характеристики наиболее массового шкафа ступенчатых защит ВЛ 110-220 кВ типа ШДЭ 2802 на микроэлектронной элементной базе. Разработанный предприятием микропроцессорный терминал типа БЭ2704, на базе которого планировалось создание шкафов для защит оборудования класса напряжения 110-220 кВ серии ШЭ2607, впервые был продемонстрирован широкому кругу специалистов-релейщиков на совещании ОДУ Средней Волги в октябре 1999 года. В ноябре этого же года первый микропроцессорный шкаф ступенчатых защит линии типа ШЭ2607 011021 был установлен на ВЛ 220 кВ «Киндери - Зеленодольская» подстанции «Киндери-500» энергосистемы Татэнерго. В апреле 2000 года на выставке «РЗА-2000» (ВВЦ, г. Москва) был впервые показан действующий образец шкафа ШЭ2607 011021. В июне 2000 года, с учетом положительного опыта эксплуатации головного образца шкафа серии ШЭ2607, первые типоисполнения шкафов этой серии (основная высокочастотная защита ли-

ний ШЭ2607 031 и ступенчатые защиты с автоматикой управления выключателями ШЭ2607 011021, ШЭ2607 013022) были приняты межведомственной комиссией (МВК) и рекомендованы РАО «ЕЭС России» для применения в энергосистемах ЕЭС России. В конце 2000 года уже на трех ВЛ 220 кВ ПС «Киндери-500» были введены в работу микропроцессорные шкафы РЗА [2]. C середины 2001 года начаты поставки и включения в работу шкафов этой серии на ПС 220 кВ «Бабаево» Череповецких электрических сетей Вологдаэнерго, ПС 220 кВ «Барсово» Сургутских электрических сетей Тюменьэнерго [3], ПС 110 и 220 кВ энергосистем Карелэнерго, Ленэнего, Магнитогорского металлургического комбината, ПС «Златоуст-500», ПС 110 кВ «Псоу» Кубаньэнерго, ПС «Сиддирганч» (Бангладеш) и другие. Разработка шкафов серии ШЭ2607 была завершена в 2003 году. В мае 2002 года получено одобрение МВК по основным защитам ВЛ, трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновки, а в марте 2003 года – по защитам шин [4, 5]. Отличительной особенностью шкафов защит этой серии является реализация традиционной российской идеологии построения релейной защиты энергообъектов, что существенно упростило переход на новую технику на начальном этапе ее внедрения по сравнению с зарубежными аналогами. С учетом новых возможностей впервые в шкафах серии ШЭ2607 предложена интеграция функций автоматики управления выключателем (АУВ) и резервных защит в одном терминале. Это позволило при замене выключателя присоединения решить проблему модернизации наиболее сложной аппаратуры вторичных цепей: управление выключателем и защит присоединения. Реализованный в терминалах АУВ принцип управления [6] разрабатывался с учетом особенностей элегазовых выключателей. В том же 2003 году, на базе апробированного терминала БЭ2704, были начаты разработки шкафов защит серии ШЭ2710 для оборудования классов напряжения 330-750 кВ, актуальность которых подтверждалась уже и запросами энергосистем, эксплуатиру-

научно‑практическое издание

ющих шкафы серии ШЭ2607 [7]. Учитывая степень ответственности данных защит, на самом начальном этапе к работам были привлечены лучшие российские специалисты в этой области. В частности, технические требования к защитам автотрансформаторов с высшим напряжением 330-750 кВ разработаны ОРЗАУМ института «Энергосетьпроект» (г. Москва). В декабре 2003 года были приняты МВК головные образцы серии ШЭ2710: комплекс защит автотрансформаторов на базе шкафов типов ШЭ2710 542, ШЭ2710 542543, ШЭ2710 544, ШЭ2710 572. В этом же месяце на ПС «Вешкайма-500» был включен в работу первый отечественный микропроцессорный комплекс защит АТ 500/110 кВ. В разработке и обсуждении идеологии построении комплекса защит ВЛ 330-750 кВ приняли участие ведущие специалисты ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», ВНИИЭ, ОРЗАУМ института «Энергосетьпроект» (г. Москва), ОРГРЭС, ОДУ Средней Волги, ОДУ Северо-Запада, Татэнерго, Нижегородского института «Энергосетьпроект» [8, 9]. Технические требования к шкафам комплекса учитывали опыт эксплуатации панелей защит серии ПДЭ-2000 и разработки шкафов серии ШЭ2700 на микроэлектронной элементной базе, выполненной во ВНИИР в 80-е годы прошлого столетия. Идеологию построения устройства однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) с адаптивными свойствами разрабатывали специалисты ВНИИЭ [10]. По предложению ОАО «СО ЕЭС» функция ОАПВ была дублирована с реализацией в терминалах основной и резервной защит линии. Автоматика управления выключателем была также совмещена с функциями трехфазного автоматического включения (ТАПВ), УРОВ и защитами от неполнофазных режимов (ЗНФР) работы выключателя с реализацией в одном терминале. В апреле 2004 года комплекс защит ВЛ 330-750 кВ, включающий основные (ШЭ2710 582) и резервные (ШЭ2710 521) защиты с функцией ОАПВ, а также АУВ с функциями ТАПВ, УРОВ, ЗНФР (ШЭ2710 511), 13

ИСТОРИЯ

Релейная защита

был принят МВК (фото 1). Основная защита ВЛ 330-750 кВ была реализована на традиционном для России дифференциально-фазном принципе [11]. Начиная с 2004 года в номенклатуре предприятия появились шкафы и комплексы защит серии ШЭ2710, которые достаточно быстро нашли применение в проектах реконструкции и нового строительства, и последующих поставках как для ЕНЭС России, так и для стран ближнего зарубежья. С учетом требований эксплуатации, в соответствии со спецификой защищаемого оборудования, номенклатура шкафов защит серий ШЭ2607 и ШЭ2710 постоянно пополняется. Так, в дополнение к дифференциальнофазным защитам ВЛ, появились продольные дифференциальные защиты: ШЭ2607 091 (для линий 110-220 кВ) и ШЭ2710 591 (для линий 330-750 кВ с функцией ОАПВ). Разработаны шкафы защит конденсаторных батарей и управляемых шунтирующих реакторов [12]. По техническим требованиям заказчиков начали изготавливаться шкафы противоаварийной автоматики [13, 14]. Ведется разработка шкафа центральной сигнализации. Новая линейка шкафов серии ШЭ2607, для реализации защит понижающих трансформаторных подстанций 220(110)/35/10(6) кВ, разработана на базе комплексного использования терминалов серии БЭ2704 и терминалов серии БЭ2502 для класса напряжения

6-35 кВ [15]. Терминалы серии БЭ2502 начали разрабатываться на предприятии в 2004 году по многочисленным просьбам заказчиков и для расширения рынка поставок оборудования в сторону защит низкого напряжения [16]. Несмотря на наличие в этой области большого количества серьезных конкурентов, преимущества использования на одном энергообъекте оборудования одного производителя неоспоримы. В дополнение к поставкам различных типоисполнений терминалов БЭ2502 для встраивания в ячейки и шкафы НКУ других производителей, новая линейка шкафов предназначена для обеспечения основной, резервной защиты и АУВ 2-х или 3-х обмоточных трансформаторов, автоматики РПН, защиты и автоматики вводов 6-35 кВ, защиты линий 35 кВ. В зависимости от первичной схемы объекта и требований заказчика разработаны различные варианты сочетаний комплектов защит в шкафах. Для ускорения внедрения данных шкафов в эксплуатацию одновременно с разработкой технической документации по типовым исполнениям шкафов были разработаны варианты типовых проектных привязок защит для всех применяемых на практике первичных схем подстанций. В дальнейшем, на основании полученного положительного опыта, проектным отделом предприятия были разработаны аналогичные типовые проектные решения для ПС классов напряжения 110-220 кВ и 330-750 кВ.

Фото 1. Межведомственная комиссия по приемке защит ВЛ 500 кВ

03 / Сентябрь 2011

Также для расширения рынка поставок оборудования, обеспечения их комплектности и, учитывая важность систем оперативного постоянного тока (СОПТ) и собственных нужд 0,38 кВ энергообъектов, на предприятии в 2004 году был создан отдел низковольтных комплектных устройств (НКУ). В настоящее время он осуществляет поставки широкого спектра шкафов НКУ, СОПТ и щитов собственных нужд собственной разработки. В их составе предлагается новейшая система «ЭКРА-СКИ» контроля изоляции и поиска мест замыкания на землю в СОПТ [17], позволяющая существенно уменьшить вероятность ложной работы микропроцессорных шкафов РЗА. Следует отметить, что освоение производства всех типоисполнений шкафов серий ШЭ2607 и ШЭ2710 велось по проверенной временем схеме: •  разработка технических требований к устройству; •  изготовление опытного образца; •  опытная эксплуатация; •  приемка МВК; •  организация серийного производства и поставок. Позднее, в связи с переходом основных потребителей поставляемой продукции от системы приемок МВК к отраслевой аттестации, технические требования на все основные функции, реализованные в шкафах серий ШЭ2607 и ШЭ2710, проходили соответствующую экспертизу и аттестованы: в ОАО «ФСК ЕЭС» (подтверждение аттестации, февраль 2010 г.), АК «Транснефть» (июль 2009 г.), ОАО «Газпром» (апрель 2010 г.), ГК «Росатом» (по классу безопасности 4, март 2011 г.). В отличие от внедряемых инофирмами терминалов РЗА с выбираемым составом функций и «свободно программируемой логикой» для всех разновидностей шкафов РЗА серий ШЭ2607 и ШЭ2710, предлагается типовой вариант исполнения. Для анализа возможностей и реализации проектных привязок по каждому исполнению шкафа предоставляется полный комплект технической документации: руководство по эксплуатации с подробным описанием состава

ИСТОРИЯ

Релейная защита

функций и схем логики, электрические принципиальные и монтажные схемы, варианты конструктивного исполнения, карты заказа шкафов и соответствующего программного обеспечения, бланки для выбора уставок, формы протоколов испытаний и другие. Возникающие при проектировании конкретного объекта необходимые изменения и дополнения выполняются на стадии изготовления шкафов, что позволяет существенно сократить сроки поставки. Основные конструктивные решения по шкафам защит были разработаны на самом начальном периоде организации их серийного производства, с учетом имеющихся к тому времени наработок по микроэлектронным шкафам и панелям защит, шкафам цифровых аварийных осциллографов. Типизация габаритных размеров шкафов, разделение полного объема шкафа на отдельные зоны для установки однотипных групп навесных элементов с учетом требований удобства монтажа, наладки и оперативного обслуживания, позволили создать библиотеку конструктивных решений (конструктив ШУ-2), обеспечивающую быструю компоновку комплекта документации для изготовления отдельных деталей шкафов с последующей их сборкой и монтажом с учетом конкретных требований заказчика. В настоящее время выпускаются шкафы двухстороннего и одностороннего (с поворотной рамой) обслуживания, на базе конструктивов

ШУ-2, RITTAL, SIEMENS, со сплошной стеклянной передней дверью или специальным окном. В мае 2005 года шкафы конструктива ШУ-2 были аттестованы на сейсмостойкость, а в сентябре того же года – на электромагнитную совместимость в соответствии со стандартом ОАО «ФСК ЕЭС» и механические внешние воздействующие факторы. Изготовление шкафов в первые годы выполнялось ПО «Элтехника» (г. Санкт-Петербург), а затем переведено на более территориально близкий завод «Контакт» (г. Йошкар-Ола). В настоящее время построено собственное механосборочное производство полного цикла. Отгрузкой изготовленных шкафов заказчику и участием во включении (шеф-наладка) работа с ними не заканчивается. Специально созданный отдел наладки и сервиса осуществляет шеф-наладку на объектах, гарантийное и постгарантийное обслуживание шкафов. Ведущие разработчики постоянно занимаются анализом поведения шкафов в аварийных ситуациях, обсуждением общих проблем теории и практики релейной защиты [18, 19], участвуют в конференциях и совещаниях на разных уровнях, семинарах по обучению персонала в тренажерных центрах, разработке рекомендаций по проектированию, выбору уставок, методов наладки и обслуживанию устройств защит. За прошедшее десятилетие на предприятии прошли обучение более 800 специалистов наладочного и экс-

плуатационного персонала из более чем 100 организаций. С 2011 года основной процесс обучения перенесен в «Научно-образовательный центр «ЭКРА» с гостиницей для проживания, который рассчитан на прием более двухсот специалистов в год. В сентябре 2008 года в Чебоксарах была организована первая научнопрактическая конференция по продукции предприятия (фото 2), в докладах на которой поднимались и проблемы общего плана, характерные для современного этапа модернизации устройств релейной защиты [20]. В дальнейшем подобные конференции вошли в повседневную практику и организовывались для специалистов-релейщиков отдельных отраслей (РусГидро, Росатом) и направлений (вопросы проектирования и выбора уставок). Ведется постоянная работа в части соответствия шкафов серий ШЭ2607 и ШЭ2710 современным требованиям в плане перспектив перехода к строительству цифровых подстанций нового поколения [21]. В настоящее время ведутся работы по переводу всех защит на новую аппаратную платформу терминала серии БЭ2704 с поддержкой протокола МЭК-61850 и современных требований связи с АСУ верхнего уровня. Первые поставки шкафов защит с новыми терминалами уже начаты. Постоянно совершенствуется программное обеспечение как в части функций защит, так и вопросов сервисного обслуживания.

Фото 2. Участники 1-ой Межународной научно-практической конференции, проведенной НПП «ЭКРА» в сентябре 2008 года.

научно‑практическое издание

ИСТОРИЯ

Релейная защита Непрерывное расширение номенклатуры шкафов защит, положительный опыт работы, налаживание контактов с проектными, наладочными и эксплуатационными организациями, сервисное обслуживание, правильная маркетинговая политика позволили год от года наращивать объем поставок. Построен и уже несколько лет эксплуатируется новый производственный корпус предприятия, расширяется механосборочное производство. Однако современные планы и темпы строительства и реконструкции энергообъектов в России заставляют искать новые пути как расширения производства, так и сокращения сроков поставки оборудования. Известные проблемы производителей продукции [20], наладочных и эксплуатирующих организаций [21] требуют безотлагательных решений в части типизации требований к устройствам РЗА разных производителей и на их базе типовых проектных решений. Это позволит, в сочетании с правильно выстроенной системой строительства и ввода новых энергообъектов, обеспечить их дальнейшую надежную работу. Литература: 1. Саевич О.Л. ЭКРА: 10 лет на пути к успеху. Новости Электротехники, №6, 2001г., стр.10-12. 2. Добродеев К.М., Меер В.М., Лопухов В.М., Алимов Ю.Н, Дони Н.А, Фурашов В.С., Шурупов А.А. Микропроцессорная защита и автоматика линий и выключателей 110-220 кВ. Энергетик, 2001г., №10, стр. 20-23. 3. Карпов А.В., Кашаев Е.В., Кочкин Н.А., Шурупов А.А. Подстанция с отечественными микропроцессорными защитами линий 110-220 кВ. Опыт включения. Новости Электротехники, №5, 2001, с. 24-25. 4. Дони Н.А., Фурашов В.С., Шурупов А.А. Отечественная микропроцессорная релейная защита оборудования 110-220 кВ. Новости Электротехники, №5, 2003 г., стр. 54-56. 5. Дони Н.А., Исаев В.В., Фурашов В.С. Дифференциальная защита шин 110-220 кВ. Новости электротехники, №5, 2006 г., стр. 2-4. 6. Добродеев К.М. Элегазовые выключатели 110 кВ и выше. Некоторые особенности схем автоматики и управления. Новости Электротехники, №3, 2005 г., стр. 62-64.

03 / Сентябрь 2011

7. Меер В.М., Лопухов В.М., Кандалинцев В.В. Микропроцессорные защиты 110-220 кВ. Новости Электротехники, №5, 2002 г., стр. 32-33. 8. Алимов Ю.Н., Добродеев К.М., Левиуш А.И., Пуляев В.И., Усачев Ю.В., Фещенко В.А. Релейная защита оборудования 330-750 кВ с использованием микропроцессорных устройств. Новости Электротехники, №4, 2004 г., стр. 36-38. 9. Алимов Ю.Н., Белотелов А.К., Добродеев К.М., Левиуш А.И., Пуляев В.И., Усачев Ю.В., Фещенко В.А. Основные принципы построения релейной защиты оборудования 330-750 кВ с использованием микропроцессорных устройств серии ШЭ2710. Электрические станции, №9, 2009г., стр. 42-45. 10. Амурский И.П., Дони Н.А., Стрелков В.М., Фокин Г.Г. Принципы выполнения микропроцессорного устройства однофазного АПВ ВЛ 330-750 кВ. Материалы СИГРЭ, 10-12 сентября, 2007 г. Чебоксары. 11. Дони А.Н., Дони Н.А., Левиуш А.И. Особенности выполнения микропроцессорной ДФЗ ВЛ 110-750 кВ. Релейщик, №1, 2008 г., стр. 32-33. 12. Фурашов А.В., Петров А.А., Иванов А.Н, Веселов П.К., Булыкин П.Ю. Комплекс РЗА для статических источников реактивной мощности. Новости Электротехники, №2, 2008 г., стр. 62-64. 13. Лопухов В.М., Иванов С.А., Малый А.П., Шурупов А.А. Автоматика ликвидации асинхронного режима. Новости Электротехники, №6, 2009 г., стр. 2-5. 14. Иванов С.А., Кошельков И.А., Малый А.П., Павлов Ю.Н., Шурупов А.А. Реализация автоматики ликвидации асинхронного режима в шкафах серии ШЭ2607. Релейная защита и автоматизация, №1, 2010 г., стр. 39-42. 15. Софронов С.В. Шкафы микропроцессорных защит серии ШЭ2607 для понижающих трансформаторных подстанций. Релейщик, №3, 2009 г., стр. 62-65. 16. Дони Н.А., Исаев В.В. Защита и автоматика присоединений 6-35 кВ на базе терминалов БЭ2502. Релейщик, №2, 2009г., стр. 49-51. 17. Алимов Ю.Н., Галкин И.А., Шаварин Н.И. Система контроля и измерения сопротивления изоляции в цепях оперативного постоянного тока 220 кВ «ЭКРА-СКИ». Релейная защита и автоматика энергосистем. Сборник докладов ХХ конференции (Москва, 1-4 июня 2010), стр. 350-357. 18. Дони Н.А. Об использовании обмоток ТН, соединенных в разомкнутый треугольник». Релейщик, №4, 2009 г., стр. 73-75. 19. Бондаренко А.Ф., Дони Н.А., Шурупов А.А., Левиуш А.И., Фокин Г.Г. Адаптивное АПВ линий высокого напряжения для исключения междуфазных КЗ. Электрические станции, №11, 2008 г., стр. 42-43. 20. Алимов Ю.Н., Саевич О.Л., Фурашов В.С. «ЭКРА» – о предприятии и некоторых общих вопросах. Релейщик, №1, 2008г., стр.18-20. 21. Волошин И.М. Проблема подстанций «нового поколения». Релейная защита и автоматизация, №2, 2011 г., стр. 38-40.

НАУКА Автор: Никитин А.А., директор НОУ «НОЦ «ЭКРА».

Обучение

НПП «ЭКРА» И ПРОБЛЕМЫ ПОДГОТОВКИ КАДРОВ ВЫСОКОЙ КВАЛИФИКАЦИИ Эффективное функционирование современных систем электроэнергетики обеспечивается высокой квалификацией персонала, занимающегося разработкой, проектированием, эксплуатацией, профилактическим обслуживанием и ремонтом аппаратуры РЗА. Руководство НПП «ЭКРА» уделяет повышенное внимание непрерывному росту квалификации своих сотрудников, используя для этого различные формы и методы обучения. Например, проводится групповое обучение по курсам «Основы современной энергетики», «Основы релейной защиты и автоматики» (для работников отделов, не занимающихся разработкой устройств РЗА) и других спецкурсов с привлечением известных специалистов из организаций-партнеров НПП  «ЭКРА». Кроме того, на предприятии регулярно проводятся технические семинары по актуальным научным и производственным проблемам, которые организуются как на уровне отдельных отделов, так и предприятия в целом. Для компаний, производящих комплектующие и материалы, а также предлагающих программные продукты и IT-технологии, всегда открыты двери предприятия для проведения презентаций и обучения. Одним из путей повышения квалификации персонала, занимающегося в своей профессиональной деятельности наладкой и эксплуатацией современной микропроцессорной аппаратуры, является обучение специалистов на предприятиях, выпускающих эту аппаратуру. Для решения задач, касающихся повышения квалификации, предприятием учреждено Негосударственное образовательное учреждение «Научно-образовательный центр «ЭКРА» (НОУ «НОЦ «ЭКРА»), уставная деятельность которого предусматривает реализацию программ дополнительного профессионального образования [1]. С начала 2010 г. НОУ «НОЦ «ЭКРА» является лицензированным образовательным учреждением. Повышение квалификации ведётся по четырём 80-часовым научно‑практическое издание

образовательным программам: «Устройства релейной защиты и автоматики подстанционного оборудования классов напряжений 110-220 кВ», «Устройства релейной защиты и автоматики подстанционного оборудования классов напряжений 330-750 кВ», «Устройства релейной защиты и автоматики подстанционного оборудования классов напряжений 6-35 кВ», «Микропроцессорная аппаратура релейной защиты и автоматики станционного оборудования». Лекционный цикл каждой образовательной программы читается преподавателями электротехнического факультета Чувашского госуниверситета, а лабораторные и практические занятия проводятся штатными преподавателями НОУ «НОЦ «ЭКРА», имеющими степень магистра техники и технологии, и специалистами ведущих отделов НПП «ЭКРА». По завершении обучения сдаётся экзамен, по результатам которого обучаемые получают удостоверение (свидетельство), дающее им право выполнения пусконаладочных работ и технического обслуживания аппаратуры РЗА производства НПП «ЭКРА». Для осуществления образовательной деятельности НОУ «НОЦ «ЭКРА» располагает двумя лекционными аудиториями, оснащёнными необходимым оборудованием (компьютеры, мультимедийные проекторы и экран с пультами дистанционного управления, интерактивная доска, трибуны с интерактивными дисплеями, маркерные доски, стулья-трансформеры и т.д.); тремя лабораториями РЗА, оборудованными типопредставителями выпускаемой аппаратуры (шкафы ШЭ2607, ШЭ2710, ШЭ1110, терминалы БЭ2502), автоматизированными испытательными установками; средствами вычислительной техники; методическим кабинетом; библиотекой технической литературы и др. помещениями. Общая площадь всех помещений НОУ «НОЦ «ЭКРА», включая лабораторию НИР, достигает 1150 м 2 . За 2010 г. в НОУ «НОЦ «ЭКРА» повысили свою квалификацию 283 специалиста-релейщика. Кроме того, преподаватели 17

НАУКА

Обучение НОУ «НОЦ «ЭКРА» оказали консультационные услуги Центру тренажёрной подготовки филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга (г. Пятигорск) в форме проведения лекционных и практических занятий, Ставропольскому учебному центру (г. Ессентуки), Филиалу ОАО «РусГидро» – «КорУнГ» (г. Волжский). Во всех направлениях деятельности НПП «ЭКРА» немалое значение имеет общий уровень квалификации кадров. В этом большую роль играет сплав энтузиазма и опыта таких высококлассных специалистов, как кандидаты технических наук Ю.Н. Алимов, Н.А. Дони, А.П. Малый, А.М. Наумов, В.С. Фурашов, А.А. Шурупов и другие с творческими возможностями молодого поколения сотрудников НПП «ЭКРА», которое постоянно пополняется лучшими выпускниками Чувашского госуниверситета. В свою очередь, к достижению молодыми специалистами высокой квалификации НПП «ЭКРА», участвуя в реализации программ профессиональной подготовки бакалавров, специалистов и магистров, имеет самое прямое отношение. Договора о сотрудничестве между НПП «ЭКРА» и вузами, в первую очередь Чувашским госуниверситетом, предусматривают организацию производственной, технологической, преддипломной и др. видов практик студентов 3-го, 4-го и 5-го курсов, научное руководство при выполнении курсовых и дипломных работ и проектов, стажировку преподавателей вузов в технических отделах и других структурных подразделениях НПП «ЭКРА», привлечение студентов, аспирантов и преподавателей вузов к выполнению исследований, относящихся к сфере взаимных научных интересов. Новые образовательные стандарты высшего профессионального образования предъявляют к выпускникам вузов более жёсткие требования, нежели это было ранее. Так, бакалавры по направлению подготовки 140400 «Электроэнергетика и электротехника» за четыре года обучения в вузе должны быть готовы к таким видам деятельности, как проектно-конструкторская, производственно-технологическая, организационно-управленческая, научно-исследовательская, монтажно-наладочная, сервисно-эксплуатационная. Для этого бакалавры должны обладать рядом профессиональных компетенций [2]:

03 / Сентябрь 2011

•  г отовность работать над проектами электроэнергетических и электротехнических систем и их компонентов; •  с пособность рассчитывать схемы и элементы основного оборудования, вторичных цепей, устройств защиты и автоматики электроэнергетических объектов; •  г отовность участвовать в монтажных, наладочных, ремонтных и профилактических работах на объектах электроэнергетики; •  г отовность участвовать в исследовании объектов и систем электроэнергетики и электротехники; •  с пособность применять методы испытаний электрооборудования и объектов электроэнергетики и электротехники; •  с пособность выполнять экспериментальные исследования по заданной методике, обрабатывать результаты экспериментов; •  г отовность к наладке и опытной проверке электроэнергетического и электротехнического оборудования; •  г отовность к приёмке и освоению нового оборудования; •  г отовность к составлению инструкций по эксплуатации оборудования и программ испытаний; •  и т.д. (всего 51 компетенция). Понятно, что авторами новых образовательных стандартов подготовки бакалавров не учитывались при этом существенные затраты аудиторного времени на компенсацию последствий введения ЕГЭ в школьное образование. Пр о ф е ссор ско - пр е п од ав ате л ь ско м у составу вузов, поставленному в жёсткие рамки стандартных ограничений, придётся отбросить старые методики преподавательской работы, освоить новые технологии, обеспечивающие существенную интенсификацию процесса обучения. Однако вместе с тем реализовать требования образовательных стандартов на имеющемся в распоряжении федеральных государственных образовательных учреждений устаревшем оборудовании с многолетней историей невозможно. Оказать помощь в оснащении учебного процесса современным оборудованием – задача предприятий, заинтересованных в том, чтобы к ним на работу поступали выпускники вузов с высоким уровнем подготовки. Здесь НПП «ЭКРА» подаёт хороший пример, принимая участие в оснащении ряда ву-

НАУКА

Никитин Анатолий Афанасьевич, Дата рождения: 1950 г. В 1963 году окончил ЧГУ им. И.Н. Ульянова по специальности «Электрические аппараты». После окончания учёбы работал во ВНИИР до 1989 г. В октябре 1985 г. защитил кандидатскую диссертацию на тему «Разработка методов и средств повышения эффективности функционирования релейной защиты мощных преобразовательных подстанций» на кафедре «Автоматизированные электрические системы» Уральского политехнического института им. С.М. Кирова. С апреля 1989 года работает на кафедре «Электрические и электронные аппараты» ЧГУ им. И.Н. Ульянова в должности профессора, учёное звание – доцент. С 22 июля 2010 г. – директор НОУ «НОЦ «ЭКРА», одновременно являясь зам. технического директора НПП «ЭКРА» по научной и учебной работе. Изобретатель СССР. Имеет 24 авторских свидетельства и патента, автор 78 научных публикаций.

Обучение зов России современным лабораторным оборудованием собственного производства. К примеру, после капитального ремонта помещений кафедры «Электрические и электронные аппараты» Чувашского госуниверситета, расходы по которому полностью взяло на себя предприятие, оснащены за счёт НПП «ЭКРА» всем необходимым оборудованием (лабораторные стенды фирмы Treston, компьютеры, источники питания, терминалы серий БЭ2704 и БЭ2502, программное обеспечение) лаборатория аппаратов релейной защиты и дисплейный класс. Тем самым НПП «ЭКРА» отдаёт должное Чувашскому госуниверситету за подготовленных специалистов, которые способствуют поддержке мощного производственного потенциала предприятия, и надеется на ещё более качественную подготовку будущих работников. Первая ступень подготовки специалистов с высшим образованием является недостаточной для современных предприятий, занимающихся разработкой новой наукоёмкой продукции. Решать сложные задачи, возникающие в процессе разработки современной аппаратуры, применяемой во многих отраслях промышленности, может только специалист, обладающий компетенциями более высокого порядка, чем указанные выше, что и предусматривает образовательный стандарт подготовки магистров по направлению подготовки 140400 «Электроэнергетика и электротехника» [3]. Одной из основных активных форм обучения профессиональным компетенциям, связанным с ведением тех видов деятельности, к которым готовится магистр, является семинар с привлечением ведущих специалистов-практиков [3]. Таким образом, участие ведущих специалистов-практиков в разработке учебных планов, а также привлечение их к преподавательской деятельности в вузе, практиковавшееся и ранее, остаётся необходимым. Однако на сегодняшний день этого уже недостаточно. Представляется, что одним из путей обеспечения компетентностного подхода к подготовке магистров является участие преподавателей вузов в реализации образовательных программ повышения квалификации, позволяющее последним находиться на переднем фронте развития производства наукоёмкой продукции и научно‑практическое издание

ощущать его потребности, держать в руках нить обратной связи с проектными и наладочными организациями, эксплуатационными службами. Именно на это нацелена вторая основная задача уставной деятельности НОУ «НОЦ «ЭКРА», преподаватели которого – доценты и профессора электротехнического факультета Чувашского госуниверситета – находятся в тесном контакте с ведущими специалистами НПП «ЭКРА» в отношении разработки учебных планов подготовки магистров, рабочих программ дисциплин профессионального цикла этих планов и участвуют в реализации образовательных программ НОУ «НОЦ «ЭКРА». Такая работа преподавателей вузов оказывает заметное влияние на повышение качества подготовки магистров. Реализация компетентностного подхода должна предусматривать широкое использование в учебном процессе активных и интерактивных форм проведения занятий в сочетании с внеаудиторной работой с целью формирования и развития профессиональных навыков обучающихся [3]. Для реализации не только этого требования стандарта, но и учебных планов подготовки магистров в целом, НОУ «НОЦ «ЭКРА» готово предоставить обучаемым свои лекционные аудитории и лаборатории, оснащённые на высоком техническом уровне. Литература: 1. Никитин А.А. Научно-образовательный центр «ЭКРА»//Энергоinfo. – 2010. – №3 (38). – С. 54. 2. Федеральный государственный образовательный стандарт высшего профессионального образования по направлению подготовки 140400 Электроэнергетика и электротехника (квалификация (степень) «бакалавр»). Утверждён Приказом Минобрнауки 08.12.2009 г. №710. 3. Федеральный государственный образовательный стандарт высшего профессионального образования по направлению подготовки 140400 Электроэнергетика и электротехника (квалификация (степень) «магистр»). Утверждён Приказом Минобрнауки 08.12.2009 г. №700.

НАУКА Авторы: Наумов В.А., Разумов Р.В., Трифонов Д.В.

Автоматика

Подходы к организации системы повышения живучести тепловых станций и энергорайонов при системных авариях путем применения специальной противоаварийной автоматики Аннотация: поставлена проблема повышения живучести тепловых станций при системных авариях, предложены способы организации системы противоаварийной и технологической автоматики управления, показан практический пример реализации системы.

Ключевые слова: системные аварии, противоаварийная автоматика, устойчивость, тепловые станции, энергорайоны.

Наумов Владимир Александрович Дата рождения 11.07.1979 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н Ульянова в 2001 г. по специальности инженер, в 2002 по специальности магистр техники и технологии. Защитил кандидатскую диссертацию во ВНИИЭ в 2005 г., заведующий отделом РЗА станционного оборудования ООО НПП «ЭКРА».

03 / Сентябрь 2011

Аварии в объединенных энергосистемах (ОЭС) с отделением региональных энергосистем от ОЭС часто сопровождаются большим дефицитом генерирующих мощностей в региональной ЭС и, как следствие, значительным снижением частоты и напряжения в узлах энергосистемы, в результате которых может возникнуть повреждение оборудования, нарушение нормальной работы потребителей с последующим развалом системы, конечным этапом которой может стать ее полное погашение. Практика показывает, что причин, которые могут привести к данной ситуации, множество – это потеря связей с системой при внутреннем дефиците энергорегиона, отключение крупных энергоблоков или даже целых электростанций, а также ряд других. Резкое изменение баланса между генерируемой и потребляемой мощностью в сторону преобладания потребления ведет за собой снижение частоты. Обеспечение безопасной и стабильной работы генерирующих объектов, чье оборудование в значительной степени зависит от изменений частоты, напрямую зависит от эффективности применяемых на них устройств противоаварийной автоматики [2, 5]. Во всех семи объединенных энергосистемах ЕЭС России основная доля вырабатываемой электроэнергии приходится на тепловые станции (рис. 1), так, по данным на 2010 г., в ОЭС Центра – 57,6%, ОЭС Северо-Запада – 41,8%, ОЭС Средней Волги – 51,5%, ОЭС Урала – 89,1%,

ОЭС Юга – 55,8%, ОЭС Сибири – 50,5%, ОЭС Дальнего Востока – 64,7% [1]. Поэтому очевидно, что повышение «живучести» тепловых станций, а также объектов малой генерации и электростанций промышленных предприятий, в достаточно большой степени скажется и на надежной работе целых энергообъединений при системных авариях. Вопрос повышения живучести на многих тепловых станциях обычно решался применением отдельных реле фиксации снижения частоты и напряжения. Тем самым обеспечивалось выделение одного генератора на питание собственных нужд [2] станции при системных авариях. Широкое распространение данного решения было обусловлено прежде всего его простотой и возможностью реализации автоматики на базе электромеханических реле частоты и напряжения. Однако, этот способ имеет ряд существенных недостатков, таких как возможность применения только на тепловых станциях с продольными связями по пару, отсутствие возможности по обеспечению электроэнергией ответственных групп потребителей, которые питались от станции. При срабатывании обеспечивается работа одного генератора станции лишь на собственные нужды, и, как следствие, большой сброс генерируемой мощности. Также отсутствует возможность выделения станции в некий энергорайон, с последующей балансировкой по вырабатываемой и потребляемой мощности в выделяемом энергорайоне.

НАУКА

Автоматика

Рис. 1. Структура выработки электроэнергии по видам электростанций в ОЭС России по состоянию на 2010 г.

Применение микропроцессорной техники для решения задач противоаварийного управления позволяет эффективно выполнить выделение всей станции на сбалансированный энергорайон (далее АВСН-Э) с последующей балансировкой по мощности, а не просто одного генератора на питание нагрузки собственных нужд, при относительно небольшой разнице в затратах. Ранее применение аппаратуры управления энергорайоном станции было весьма громоздким и, прежде всего, дорогим, что ставило экономическую эффективность от применения системы АВСН энергорайона под вопрос. Автоматика выделения станции на сбалансированный энергорайон производит сбор данных о положении коммутационных аппаратов в выделяемом энергорайоне, а также данные по генерируемой мощности и перетокам по присоединениям, включая данные от устройств телемеханики по протоколам связи (в случае необходимости, однако это решение приводит к существенному удорожанию проекта). Осуществляя выбор одной из возможных конфигураций выделения энегорайона, автоматика производит балансировку на основании данных по суммарной генерации и суммарному потреблению в получаемом изолированном энергоузле. Формирование изолированного от системы энергорайона со своей генерацией и потреблением позволяет обеспечить минимальный сброс мощности генерируемой на станции до аварии, а также обеспечить электроэнергией регламентированного качества потребителей, научно‑практическое издание

которые находятся в выделяемом энергорайоне. Ответственными потребителями, электроснабжение которых обеспечивается в первую очередь, являются промышленные предприятия, связанные с непрерывным технологическим процессом, объекты стратегического и социального назначения, а также прочие потребители, перерывы в электроснабжении которых не допускаются по ряду прочих причин. На сегодняшний момент можно выделить три основных подхода к организации способа выделения станции при системных авариях: 1) выделение одного генератора на питание собственных нужд станции; 2) выделение станции на сбалансированный энергорайон с тупиковыми подстанциями и линиями, прилегающими к станции; 3) выделение станции на сбалансированный энергорайон с рядом подстанций, расположенных распределенно в энергорайоне, на которых также выполняется управление. Рассмотрим каждый из способов более подробно. Суть первого подхода заключается в выделении станции на нагрузку собственных нужд (рис. 2) путем отключения выключателя связи генератора с РУ (на рис. 2 это выключатель 1Т), в большинстве случаев это шины 220 или 110 кВ. Генератор ТГ-1 переходит в режим обеспечения электроэнергией собственных нужд механизмов, которые обеспечивают работу генератора и котлоагрегата. Подробно на этом способе останавливаться не будем, так как он широко Рис. 2. Схема выделения генератора на питание собственных нужд

НАУКА

Автоматика

и полно описан во многих источниках [2, 5], а лишь отметим, что данный способ реализуется достаточно просто (если станция с продольными связями по пару) на базе электромеханических реле частоты (а при необходимости и реле напряжения) и является наиболее дешевым, однако имеет ряд существенных недостатков, таких как невозможность применения на станциях с поперечными связями по пару, невозможность обеспечения электроэнергией ответственных потребителей при системных авариях, а также влечет за собой и ряд экономических вопросов, связанных с большим недоотпуском электроэнергии. Применение микропроцессорной техники для реализации устройств противоаварийного управления позволяет осуществить качественно новый подход к реализации автоматики выделения тепловых станций, который заключается в возможности обеспечения выделения тепловых станций на собственные нужды и прилегающего энергорайона, контроле генерируемой и потребляемой мощности в выделяемом энергорайоне, а также контроле сечений, по которым и происходит выделение станции. Функция контроля предшествующего режима (КПР) по каждому присоединению энергорайона обеспечивает, после выделения энергорайона, дозированную выдачу управляющих воздействий, направленную на достижение баланса между генерацией и потреблением. Тем самым обеспечивается эффективная изолированная работа станции, вопервых, на нагрузку собственных нужд вне зависимости от структуры связей станции по пару (т.е. продольными или поперечными), во-вторых, обеспечиваются электроэнергией ответственные группы потребителей, которые входят в выделяемый энергорайон, в третьих – в выделенном энергоузле производится балансировка по мощности: в случае если генерация в выделенном энергорайоне меньше потребления (дефицит генерации в выделенном энергоузле), производится отключение тупиковой нагрузки на заданную расчетную величину, а в случае если генерация превы22

03 / Сентябрь 2011

шает потребление (дефицит нагрузки в выделенном энергоузле), выдача управляющих воздействий направлена на снижение генерации. Определение возможных вариантов конфигурации энергорайона выделения станции на сбалансированный энергорайон определяется на этапе проектирования и зависит в большей части от самого сетевого энергорайона станции. Предпочтительным вариантом

является схема с нагрузкой подстанций и их линий, которые питают тупиковые нагрузки. В качестве примера можно рассмотреть рисунок 3, на котором красным цветом показаны линии связи выделяемого энергорайона с системой (в РУ-220 кВ это ВЛ-1, ВЛ-2, ВЛ-3, ВЛ-4, а в РУ-110 кВ это ВЛ-5 и ВЛ-6), которые будут отключены при срабатывании АВСН, таким образом будет сформирован отдельный энергорайон. Синим цветом

Рис. 3. Схема выделения станции на сбалансированный энергорайон с рядом тупиковых подстанций

Рис. 4. Схема выделения станции на сбалансированный энергорайон с системообразующими подстанциями

НАУКА

Автоматика

показаны линии выделяемого энергорайона, по которым питаются нагрузки тупиковых присоединений. Такая нагрузка может быть достаточно большой в случае, если от этих подстанций питаются промышленные предприятия, либо же режимно станция работала на обеспечение электроэнергией этих объектов. Тем самым автоматика АВСН обеспечивает выделение емкого энергорайона с нагрузкой как прилегающих, так и удаленных потребителей, находящихся в выделяемом энергорайоне по линиям 110 кВ, а также обеспечивает питание ответственных потребителей от РУ-35 кВ и ГРУ-6 кВ, которые находятся вблизи станции. Данное решение является достаточно эффективным и предполагает установку оборудования АВСН только на самой станции, откуда осуществляется выдача управляющих воздействий на энергорайон и производится балансировка режима. Формирование энергорайона обеспечивается отключением системных линий станции, что повышает общую надежность системы. Третьим подходом к реализации автоматики АВСН может служить выделение энергорайона станции с

прилегающими системообразующими подстанциями (на рис. 4 это ПС-1 и ПС-2). При срабатывании АВСН происходит выделение энергорайона путем отключения линий связи с системой на ТЭЦ, т.е. отключением линий ВЛ-1, ВЛ-2, ВЛ-3 и ВЛ-4, на ПС-1 это отключение линий связи с системой ВЛ-1 и ВЛ-2, а также на ПС-2 путем отключения линий связи с системой ВЛ-1 и ВЛ-2. Сам комплекс АВСН находится на ТЭЦ, а управляющие воздействия на отключение линий связи с системой на ПС-1 и ПС-2 осуществляются благодаря применению устройств приемопередатчиков. Устройства резервирования действия команд на отключение выключателей линий связи с системой должны устанавливаться на самих ПС-1 и ПС-2. После выделения энергорайона для балансировки по вырабатываемой и потребляемой мощности в выделенном энергорайоне для автоматики АВСН-Э необходимо иметь данные по перетоку мощностей с ПС-1 в РУ-110 кВ по ВЛ-3, ВЛ-4 и по всем присоединениям в РУ-35 кВ, а также с ПС-2 по ВЛ-5, ВЛ-6 в РУ-220 кВ и всем присоединениям в РУ-110 кВ, т.к. они питают тупиковые нагрузки.

Рис. 5. Схема выделения станции на сбалансированный энергорайон с системообразующими подстанцями, пример возможного выделения энергорайона при работающих каналах телемеханики, а также потере связи с ПС-1

научно‑практическое издание

Предложенный третий вариант выделения станции на сбалансированный энергорайон предполагает кроме выполнения комплекса АВСН на ТЭЦ сооружение еще каналов связи с подстанциями, которые образуют энергорайон, а также установку на всех присоединениях подстанции датчиков мощности, которые по каналам телемеханики (чаще всего по протоколу МЭК 60870-5-104) будут передавать данные по мощностям каждого присоединения для обеспечения эффективной балансировки режима после выделения станции. Подобное решение приводит к существенному удорожанию проекта ввиду сооружения каналов связи и установки на удаленных подстанциях дополнительного оборудования и оправдано лишь в тех случаях, когда от удаленных подстанций питаются ответственные группы потребителей. Значительно усложняется в этом случае алгоритм работы и аппаратный комплекс АВСН. Вывод каналов телемеханики из строя должен распознаваться системой АВСН, и выделение энергорайона станции будет осуществляться уже без той подстанции, связь с которой потеряна. Наглядным примером может служить потеря связи с ПС-1 и переконфигурация выделяемого энергорайона путем отключения линии «ТЭЦ-ПС1» (рис. 5, конфигурация энергорайона показана пунктиром). Небаланс мощности, который возникает при выделении станции на сбалансированный энергорайон, может быть различным. В электротехнической части он устраняется путем отключения тупиковых нагрузок в выделяемом энергорайоне либо снижением генерации. Очевидно, что подобный небаланс мощности возникает и в теплотехнической части по вырабатываемой и потребляемой паровой мощности. В случае если данный небаланс невелик, он устраняется устройствами РОУ и БРОУ, а в случае значительного сброса нагрузки станции небаланс может быть значительным, и для сохранения теплотехнического оборудования в работе требуется установка теплотехнической части автоматики АВСН (так называемая АВСН-Т), которая будет работать с регулирующими механизмами котлов, 23

НАУКА

Автоматика

производить балансировку по паровой мощности, тем самым являясь групповым технологическим регулятором котлов при выделении станции на сбалансированный энергорайон. Система АВСН-Т определяет требуемую величину паровой мощности и в зависимости от вида топлива выдает управляющие воздействия на регуляторы подачи газа или топлива (уголь или мазут), а также на механизмы расхода вырабатываемой паровой мощности (рис. 6). В качестве примера применения подобных систем рассмотрим Омскую ТЭЦ-4 (рис. 7). Выделение станции происходит путем отключения линий связи станции с системой в РУ-220 кВ и РУ-110 кВ. При этом происходит выделение энергорайона с достаточно мощной нагрузкой по сети 110, 35 и 6 кВ, куда входит Омский НПЗ с непрерывным технологическим циклом производства, а также достаточно энергоемкий район. Омская ТЭЦ-4 – станция с поперечными связями по пару, поэтому выделение одного генератора на ней было невозможно, ввиду чего на стадии проекта было принято решение о выделении станции по второму варианту работы автоматики АВСН, описанному в этой статье, т.е. выделение энергорайна путем отключения линий связи с системой от АВСН-Э. Применена также теплотехническая часть автоматики АВСН-Т ввиду того, что при выделении энергорайона возникает большой небаланс по паровой мощности. Электротехническая АВСН-Э и теплотехническая АВСН-Т части системы интегрированы в систему АСУ объекта с отображением всей текущей информации и возможностью вывода части тупиковых присоединений из работы АВСН оператором станции. Для повышения надежности системы АВСН шкафы электротехнической части АВСН-Э выполняются в дублированном исполнении, а теплотехнической части АВСН-Т – в резервированном. Применение специализированной автоматики АВСН позволяет по24

03 / Сентябрь 2011

вышать устойчивость не только отдельных станций и решения вопросов бесперебойного электроснабжения ответственных групп потребителей, но и целых энергорайонов и энергообъединений [3, 6, 7]. Применение

подобной специализированной автоматики АВСН актуально не только на ТЭС, но и ГТУ, ПГУ, собственных электростанциях промышленных предприятий, где требуется непрерывное обеспечение электроэнергией про-

Рис. 6. Схема взаимодействия системы АВСН-Т на примере одного котла

Рис. 7. Схема организации системы АВСН (АВСН-Э и АВСН-Т) и ее взаимодействие с теплотехническим оборудованием станции

НАУКА

Автоматика

Разумов Роман Вадимович, Дата рождения: 14.01.1986 г. Закончил Чувашский государственный университет им.И.Н. Ульянова в 2008 г. по специальности инженер. Специалист по противоаварийной

Рис. 8. Пример построения систем

автоматике

автоматики выделения станций

ООО НПП «ЭКРА.»

Трифонов Денис Викторович. Дата рождения: 28.02.1988 г. Магистрант II курса Электроэнергетического факультета Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова. Инженер ООО НПП «ЭКРА».

на сбалансированный энергорайон

изводств с непрерывным технологическим циклом, а также на объектах добычи и перекачки нефти и газа путем образования изолированных энергорайонов с собственными генерирующими мощностями и нагрузкой ответственных потребителей, изображенных на рис. 8. Наглядно показано преимущество выделения энергорайона станции по сравнению с выделением одного генератора на питание собственных нужд. Выводы: 1) Т ри изложенных подхода дают представление о возможных способах повышения «живучести» объектов генерации при системных авариях. 2) Применение системы АВСН значительно снижает экономические потери станции в случае возникновения системных аварий, а именно, возможный ущерб от полного «погашения» станции, ущерб от возможного выхода из строя оборудования ввиду глубокого снижения частоты, ущерб от нерациональной схемы выделения станции и, как следствие, недоотпуска электроэнергии ответственным потребителям. 3) П рименение микропроцессорной техники для создания подобных систем позволило организовывать выделение станции на сбалансированный энергорайон с нагрузкой ответственных потребителей, проводить более точную балансировку по мощности в выделенном энергорайоне как в электротехниченаучно‑практическое издание

ской, так и теплотехнической частях системы. 4) П оказаны преимущества выделения энергорайона станции по сравнению с выделением одного генератора на питание собственных нужд. Литература: 1. http://www.so-ups.ru/ 2. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. М.: Энергия, 1974 г. 3. Сборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. Издание пятое, ч. 1 (СРМ-2000), М.: ОРГРЭС, 2002 г. 4. Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России. М.: СО-ЦДУ ЕЭС, 2006 г. 5. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. М.: Энергия, 1975 г. 6. Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС. Приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 №57. М., 2008 г. 7. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования (СТО 59012820.29.240.001-2011). М.: СО ЕЭС, 2011 г. 8. Баракин К.А., Горский Е.Р., Наумов В.А, Разумов Р.В. Опыт проектирования и разработки автоматики выделения на сбалансированный район Омской ТЭЦ-4 на базе шкафа ШЭ1111. Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока №1, 2009 г. 9. Баракин К.А., Гольц С.Н., Наумов В.А., Разумов Р.В. Опыт проектирования и разработки автоматики выделения собственных нужд Омской ТЭЦ-4 на базе многофункциональных шкафов ШЭ1111. Релейщик, декабрь 2009 г. 10. Баракин К.А., Горский Е.Р., Наумов В.А, Разумов Р.В. Опыт разработки, проектирования и внедрения автоматики выделения станции на сбалансированный энергорайон Омской ТЭЦ-4. Сборник статей V открытой молодежной научно-технической конференции «Диспетчеризация в электроэнергетике: проблемы и перспективы», Казань, 2010 г.

НАУКА

Электропривод УДК 62-83:621.3.07:681.527.2

Авторы: Вишневский В.И., ООО НПП «ЭКРА», г.Чебоксары, Россия

к.т.н. Лазарев С.А., доцент, зав. кафедрой «Системы автоматического управления электроприводами» ЧГУ, Чебоксары.

АДАПТИВНЫЙ СКОЛЬЗЯЩИЙ РЕЖИМ УПРАВЛЕНИЯ СКОРОСТЬЮ АСИНХРОННОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ Аннотация: предложен метод построения адаптивного скользящего управления скоростью асинхронного электродвигателя. Получены алгоритмы адаптивного управления скоростью и потоком ротора на основе настраиваемой поверхности скольжения.

Ключевые слова: асинхронный электродвигатель, адаптивный скользящий режим управления, настраиваемая скользящая поверхность. The method of construction of the adaptive slidingmode соntrol is offered by speed of the induction motors. Algorithms of adaptive management are received by speed and a stream of a rotor on the basis of an adjusted sliding surface. Keywords: induction motor, adaptive sliding-mode control, adjusted sliding surface.

03 / Сентябрь 2011

В настоящее время весьма актуальна задача рационального использования электроэнергии, обеспечения решения поставленных задач с минимальными возможными затратами энергии. На сегодняшний момент наиболее перспективным с точки зрения коэффициента полезного действия и компактности являются электропривода (ЭП) на базе электрических машин переменного тока с питанием от силовых полупроводниковых преобразователей (ПП) напряжения. Характерная черта таких ЭП – релейная нелинейность, обусловленная работой полупроводниковых приборов, т.е. динамическая система ЭП описывается дифференциальными уравнениями с разрывными правыми частями. Наряду с многомерной релейной характеристикой силового преобразователя существуют нелинейности, присущие машинам переменного тока. Таким образом, автоматизированный асинхронный электропривод представляет собой нелинейную динамическую систему с линейным вхождением управления, разрывный характер которого обусловлен ключевым режимом работы полупроводникового преобразователя [5]. Развитие современной теории нелинейных систем с разрывным управлением позволило разработать методы синтеза нелинейных законов управления асинхронного электропривода в скользящих режимах. Реализация управления на базе многомерного скользящего режима невозможна без обеспечения должной информации о компонентах вектора состояния объекта управления, прямое измерение которых нецелесообразно по причине усложнения и удорожания объекта управления и снижения его эксплуатационных качеств. Перспективный путь решения поставленной задачи лежит

в разработке алгоритма, оценивания вектора состояния объекта по его наблюдаемым координатам [2]. При работе электродвигателя в составе ЭП целью управления является обеспечение сходимости угловой скорости вращения ротора (1) с желаемой динамикой, при произвольном характере изменения момента внешней нагрузки, обеспечение высокого качества процессов управления, инвариантность к внешним возмущениям, малая чувствительность к изменениям динамических свойств объекта управления в сочетании с экономичностью передачи энергии и простотой получения вращающегося момента. Полная управляемость ЭП обеспечивается, если обеспечивается управление электромагнитным моментом двигателя. Во всех электромеханических преобразователях вращающий момент образуется в результате взаимодействия магнитных полей статора и ротора или магнитного поля одного элемента и тока другого. Для получения однозначных функций управления обе величины должны быть независимы друг от друга, и тогда одну из них можно поддерживать постоянной, а с помощью другой осуществлять регулирование. В качестве независимой и постоянной величины наиболее целесообразным можно считать выбор потокосцепления ротора и выполнение дополнительной цели управления: (2) с желаемой динамикой, где – желаемая (эталонная) модель потокосцепления ротора асинхронного электропривода. Желаемое состояние ЭП может быть обеспечено путём выбора соответствующих задающих воздействий для системы управления: электрической частоты вращения ротора ,

НАУКА

Электропривод желаемого потока ротора . При выбранных задающих воздействиях поведение ЭП характеризуется функциями ошибок управляемых переменных, которыми являются отклонения фактических значений регулируемых величин от задающих воздействий:

ротора [1,6]:

(5)

(3) где: – положительная константа. Для решения поставленной задачи управления достаточно обеспечить равенство нулю (3). Действительно, уравнение можно рассматривать как дифференциальное уравнение рассогласования фактической и заданной скорости вращения ротора, которое при будет стремиться к нулю по экспоненциальному закону с постоянной времени .Уравнение описывает процесс изменения рассогласования фактического и заданного потокосцепления ротора. Одним из возможных вариантов одновременного обеспечения равенства нулю функций (3) является организация скользящего режима по пересечению поверхностей , [5,8,9]. Реализация управления на базе многомерного скользящего режима (3) проблематична по причине возможной потери работоспособности системы при изменении параметрических возмущений в широких пределах. Как следствие недопустимого увеличения коэффициента в управлении , что соответствует недопустимо большому значению управляющего воздействия в условиях ограниченной энергии управления, применяемых элементов ПП, их механической прочности, предельных нагрузочных характеристик и конкретных условий работы. Для расширения границ применения теории систем со скользящим движением рассмотрим путь, основанный на настройке поверхности скольжения [4]. Итак, для достижения цели управления (2), поверхность разрыва выбираем в виде: (4), что вытекает из равенства нулю производной в статическом режиме, в системе дифференциальных уравнений, описывающих динамику асинхронного двигателя в системе координат, связанных с вектором потокосцепления научно‑практическое издание

где:

– угловая скорость ро-

тора, , , , , – проекции пространственных векторов потока ротора, напряжения и тока статора, , , , , , , – параметры асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором, , – электромагнитный и нагрузочный момент. В идеальном скользящем режиме система описывается уравнениями: (6)

где:

. Желаемое уравнение потокосцепления ротора зададим в виде эталонной модели . Идеальные параметры выбираем из условия согласованности эталонной модели потокосцепления ротора и (6) (7) тогда из условия управляемости объекта существует . Поскольку коэффициенты неидеальны, заменим идеальные параметры настраиваемыми параметрами . Параметр характеризует внешнее воздействие, например, дрейф параметров, которые входят в коэффициенты уравнений, составляющих математическое описание объекта, и абстрактные параметры, характеризующиеся неточностью описания объекта. Параметр должен находиться в области допустимых значений . Синтез проведем методом функции Ляпунова[3]. Рассмотрим квадратичную функцию вида: , где ции

. Определим производную от функ, и в силу уравнений (6), (7) получим: .

НАУКА

Электропривод Выбрав алгоритм настройки в виде и с учётом существования функции Ляпунова: ,

Вишневский Владимир Ильич Заместитель заведующего отделом электропривода ООО НПП «ЭКРА» г. Чебоксары. Окончил Чувашский государственный университет в 1989г.

где , , – максимальные и минимальные числа соответствующих коэффициентов. Таким образом, все траектории системы (6) ограничены. Достижение цели управления (2) и условие достижимости (7) доказываются в соответствии с леммой Барбалатта [7]. Для синтеза разрывного управления выберем квадратичный функционал вида , вычислим его производную, учитывая : . Выберем разрывную функцию управления в виде: , тогда выражение для примет вид:

. Чтобы обеспечить устойчивую работу в скользящем режиме на траекториях системы (6), при соблюдении условия для всех коэффициент должен соответствовать условиям: где:

, (8) ,

, , . Отсюда получим следующий алгоритм управления потокосцеплением ротора с настраиваемой поверхностью скольжения: (9) Если величина потокосцепления ро, то из тора поддерживается неизменной структуры объекта управления (5) выделяется группа уравнений, соответствующая контуру регулирования механических характеристик. Чтобы получить выражение в регулярной форме для угловой скорости вращения ротора – , найдём дифференциал второго порядка от , в соответствие с уравнением электромеханической характеристики: 28

03 / Сентябрь 2011

(10) допустив, что разрабатываемая система позволит обеспечить . Преобразуем выражение (10), путём замены , , соответствующими выражениями из (7), с последующим исключением переменной состояния , к виду:

. Используя коэффициенты , , , характеризующие номинальные параметры АД и их отклонения от номинальных значений перед соответствующими переменными состояния , , , и введя фиктивное управление вида: , получим дифференциальное выражение в регулярной форме: (11) . Предположим, что управление осуществляется в скользящем режиме на многообразии (3) при следующих условиях: коэффициенты , , в выражении (11) постоянные и соответствуют номинальным значениям. Вычислим непрерывное эквивалентное управление [5], которое при начальном положении вектора состояния на этом многообразии обеспечивает тождественное равенство нулю производной и обеспечит достижение цели управления (1): , (12) на траекториях системы (5). При этом из (12), эквивалентное управление будет иметь вид: . (13) Для компенсации параметрических возмущений, характеризующихся ограниченными коэффициентами в пределах ; ; , (14) и меняющихся по квазистационарному закону [4], используем конструкции разрывных функций вида: . (15) Доказательство, что управление , заданное (13) и (15), гарантирует возникновение скользящего режима, производится методом Ляпунова [3] с использованием квадратичной формы функции , играющей

НАУКА

Электропривод роль функции отклонения траектории от поверхности скольжения. Таким образом, управление обеспечивает условие: . Используя выражения (13), (14) и (15), неравенство преобразуем к виду: (16)

Лазарев Сергей Александрович, канд. техн. наук,

Исходя из (16), возникновение скользящего режима будет соблюдаться при условии, что:

доцент, заведующий

;

кафедрой «Системы автоматического управления

;

электроприводами»

(17)

Чувашского государственного университета, ведущий специалист ООО НПП «ЭКРА» г. Чебоксары. Окончил Чувашский государственный университет в 1973 г. В 1984 г. в Ленинградском политехническом институте защитил кандидатскую диссертацию по теме «Быстродействующий электропривод для регулирования натяжения материала при перемотке».

Задавшись условием: , , , управляющий закон может быть выражен, как: . (18) Для подтверждения изложенных выше теоретических положений проведено математическое моделирование системы управления ЭП. Требуемое протекание электромагнитных процессов в двигателе обеспечивается соответствующим формированием двумерного вектора напряжения , обобщенной двухфазной машины. На рис. 1 приведены диаграммы переходных процессов скорости, электромагнитного момента, тока статора и потокосцепления ротора, полученных в результате моделирования по алгоритмам (8), (9), (13), (17), (18) с оценками регулируемых координат , , в соответствии с [2]. ЭП отрабатывает режимы – предварительного намагничивания двигателя, пуска под нагрузкой от ( ) номинального мо-

а)

мента ( ) и задании скорости 1/100 от номинальной ( ) (рис. 1,б) и при задании скорости 0,7 и нагрузке (рис. 1,а). При исследовании вводилось возмущение в виде дрейфа активного сопротивления статора 40%, дрейфа постоянной времени ротора 20% от номинального значения. Динамическая ошибка оценки по скорости при задании 1/100 от номинальной не превышает 15%, статическая ошибка не превышает 5%, динамическая ошибка оценки скорости при задании скорости выше 0.1от номинальной не превышает 1%. Результаты, представленные на рис. 1, показывают, что разработанный метод управления обеспечивает высокое быстродействие, простую реализацию, возможность сохранения стабильных динамических свойств при параметрических возмущениях в пределах допустимых значений. Литература: 1. Асинхронный электропривод с векторным управлением / В.В. Рудаков, И.М. Столяров, В.А. Дартау. Л.: Энергоатомиздат, 1987. 136 c. 2. Вишневский В.И., Лазарев С.А., Митюков П.В. Адаптивный скользящий наблюдатель скорости для бездатчикового асинхронного электропривода/ Вестник чувашского университета, 2010. №3. 3. Ла-Салль Ж. Исследование устойчивости прямым методом Ляпунова/ Ж. Ла-Салль, С. Левшец. Л.: Мир, 1964. 168 с. 4. Методы робастного нейро-нечёткого и адаптивного управления/ Под редакцией Н.Д. Егупова. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2002. 744 с. 5. Уткин В.И. Cкользящие режимы в задачах оптимизации и управления/ В.И. Уткин. М.: Наука, 1981. 368 с. 6. Электроприводы переменного тока с частотным регулированием/ Г.Г.Соколовский. М.:ИЦ «Академия»,2006. 272 с. 7. Applied nonlinear control / Jean-Jacques E. Slotine, Weiping Li . Prentice-Hall Inc, 1991. 8. V.I. Utkin. Sliding Mode Control Design Principle sand Application to Electric Drives/ V.I.Utkin.// IEEE Trans. Ind. Electronics, 1993. Vol. 40, №1. P. 23-26 9. Z. Yan, C. Jin, V. I. Utkin. Sensorless sliding-mode control of induction motors// IEEE Trans. Ind. Electron, 2000. Vol. 47. P. 1286–1297.

б)

Рис.1. Результаты математического моделирования.

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Автор: Оборин С.В.

Стандарт МЭК 61850

Особенности реализации и практического использования стандарта МЭК 61850 Аннотация: в статье рассматриваются вопросы практической реализации стандарта МЭК 61850, в частности, протоколов MMS и GOOSE. Проводится обзор некоторых практических аспектов программирования, которым следует уделить повышенное внимание.

Ключевые слова: стандарт МЭК 61850, OSI, ASN.1, TCP/IP, Ethernet, GOOSE, MMS, SV, EKRA SCADA. С каждым годом, с момента выпуска первой версии стандарта МЭК 61850, ему уделяется все больше и больше внимания. Необходимость реализации протоколов МЭК 61850 производителями оборудования обусловлена стратегическими планами энергетиков внедрения этого стандарта в системы управления энергетическими объектами. За последние три года наметилась устойчивая тенденция к распространению стандарта. Заказчики все чаще выставляют требование применения стандарта в проектах реконструкции существующих и строительства новых объектов энергетики. Производителям, выпускающим оборудование с поддержкой стандарта МЭК 61850, при реализации протоколов, входящих в стандарт, необходимо учитывать особенности каждого из них. В основу протоколов MMS (Manufacturing Message Specification), GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) и SV (Sampled Values) заложен язык абстрактного синтаксиса ASN.1, который описывает определенные стандартом структуры данных. MMS протокол относится к прикладному уровню модели OSI (Open Systems Interconnection), из этого следует, что для его работы необходимо реализовать протоколы следующих уровней (рассматриваются A- и TCP/IP T- профили для связи клиент/сервер, в соответствии с частью 8-1 стандарта): • прикладного – Association Control Service Element; • представления – Connection Oriented Presentation; • сеансового - Connection Oriented Session; • т ранспортного – Connection Oriented Transport, TPKT. 30

03 / Сентябрь 2011

При реализации перечисленных выше протоколов некоторые разработчики могут выбрать за основу программный код библиотеки ISODE (ISO Development Environment), в которой присутствует поддержка RFC 1006. В состав библиотеки входит приложение «pepsy», используемое для генерации программного кода на языке C из ASN.1. Оно вызывается в библиотеке повсеместно. Однако, при использовании этого приложения для генерации программного кода из ASN.1 для протокола MMS очень важно обратить внимание на то, что сформированные таблицы, описывающие ASN.1 структуры протокола, часто генерируются некорректно и требуют дополнительной проверки. В первую очередь это обусловлено тем, что утилита не поддерживает спецификацию ASN.1 в полном объеме, а также давно не развивается (с 1992 года). В дополнение к этому стоит отметить, что в библиотеке присутствуют ошибки при работе с динамической памятью, вследствие чего возникают утечки памяти, что в конечном итоге сказывается на стабильности работы приложений. Для проверки корректности реализации протокола разработчики часто используют программу – анализатор трафика Wireshark (Ethereal). Это приложение позволяет разобрать сетевой пакет, отображая значение каждого поля протокола. При написании данной статьи был проведен анализ корректности разбора MMS пакетов этой программой (текущая версия 1.6.1). Были обнаружены две ошибки при разборе пакета confirmedResponsePDU. На рис. 1 и 2 приведены снимки участков экрана программы Wireshark, на которых представлены «проблемные пакеты». Как можно заметить, внутри поля «components item» отсутствует поле «componentType» со

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850

Рис. 1. Отсутствие поля «componentType» со значением «mMSString: -255»

Рис. 2. Отсутствие поля «componentType» со значением «utc-time»

значениями «mMSString: -255» (рис. 1) и «utc-time» (рис. 2) соответственно. Таким образом, нельзя полностью быть уверенным в корректно-

сти реализации протокола, т.к. в самом средстве проверки присутствуют ошибки. Важно отметить, что сейчас необходимость в сертифицированных

научно‑практическое издание

средствах тестирования качества реализации протокола MMS достаточно высока. Некоторые производители при реализации протокола GOOSE в программном обеспечении (ПО) своей продукции ограничивают типы и количество данных в пакете, которые можно передавать посредством этого протокола, зачастую сокращая все возможные типы до boolean. Следует отметить, что по стандарту МЭК 61850 (часть 8-1, приложение A) с помощью GOOSE пакетов в секции «allData» типа «IMPLICIT SEQUENCE OF Data» можно передавать данные, аналогичные протоколу MMS, т.к. GOOSE импортирует тип «Data» из модуля ISO-IEC-9506-2 (спецификация протокола MMS). Таким образом, при включении в проект устройств с поддержкой GOOSE протокола, необходимо обязательно уточнить в документации присутствие ограничений производителя. Рассмотрим схему одного из вариантов тестирования корректности реализации протокола GOOSE, она приведена на рис. 3, номерами отмечены сообщения участников обмена. Опишем порядок обмена данными: 1. Два приложения Omicron IEDScout отправляют сообщения (1) и (2). Данные в сообщениях изменяются через заданный интервал времени; 2. IEC 61850 client принимает сообщения от всех источников, участвующих в тестировании (1, 2, 3). Полученные значения переменных актуализируют оперативную базу данных системы EKRA SCADA и отображаются WEB-интерфейсом; 3. IEC 61850 server системы EKRA SCADA отправляет сообщение (4), которое состоит из актуализированных данных, содержащихся в сообщениях (1), (2) и (3); 4. Терминал серии ЭКРА 200 принимает сообщение (4) и отправляет данные из сообщения (4) в сообщение (3); 5. Приложение Omicron IEDScout принимает сообщение (4) и отображает его; 6. Цикл повторяется. 31

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850

Оборин Сергей Владимирович, Дата рождения: 16.05.1987 г., Окончил ФГОУ ВПО «Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова», кафедра радиотехники и электроники, степень магистра техники и технологии по направлению «Автоматизация и управление», специализация «Автоматизация научных исследований, испытаний и эксперимента» в 2010 году. C 2010 года — аспирант ФГОУ ВПО «ЧГУ». Инженер-программист ООО НПП «ЭКРА» г. Чебоксары.

03 / Сентябрь 2011

Рис. 3. Схема тестирования протокола GOOSE

Представленная схема тестирования была успешно реализована и позволила проверить взаимодействие приложения Omicron IEDScout, терминала серии ЭКРА 200 и системы EKRA SCADA. Следует отметить, что приведенная схема может быть использована для проверки взаимодействия устройств ООО НПП «ЭКРА» с устройствами других производителей, например, с GE D25, при этом общая схема тестирования останется неизменной. Считаем необходимым обратить внимание разработчиков на отдельные аспекты, которые следует учитывать при реализации и тестировании протоколов стандарта МЭК 61850: 1. При проведении тестирования корректности реализации стандарта МЭК 61850, в частности протокола MMS, нельзя полностью полагаться на приложение Wireshark (версия 1.6.1), т.к. в разборе пакетов были обнаружены ошибки. 2. Из-за отсутствия сертифицированных энергетиками средств тестирования протоколов стандарта МЭК 61850 и для повышения достоверности проверки рекомендуется использовать несколько вариантов тестирующих программ. 3. При включении в проект устройств с поддержкой МЭК 61850 необходимо иметь полную информацию об ограничениях реализации протоколов стандарта в устройствах и системах производителя.

В качестве заключения отметим следующее. Производители оборудования, поддерживающего протоколы стандарта МЭК 61850, очень часто при разработке серверной части ПО реализуют протоколы не в полном объеме, при этом перенося принятые в серверной части ограничения протокола на клиентскую часть ПО. Поэтому возникают ситуации, когда ПО и оборудование одного производителя обеспечивает успешный обмен по протоколам МЭК 61850, а совместная работа ПО и оборудования разных производителей становится затруднительной. Для устранения данной причины нестыковки различных систем следует при создании клиентской части ПО оборудования и систем АСУ ТП реализовывать протоколы в полном соответствии со стандартом МЭК 61850. Литература: 1. IEC 61850. Part 7-2: Basic communication structure for substation and feeder equipment – Abstract communication service interface (ACSI). 2. IEC 61850. Part 8-1: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3. 3. ISO 9506-1:2003, Industrial automation systems – Manufacturing Message Specification – Part 1: Service definition. 4. ISO 9506-2:2003, Industrial automation systems – Manufacturing Message Specification – Part 2: Protocol specification. 5. ISO/IEC 8825-1:2000, Information technology – ASN.1 encoding rules: Specification of Basic Encoding Rules (BER), Canonical Encoding Rules (CER) and Distinguished Encoding Rules (DER). 6. Technical Issues Overview // http://www.tissues.iec61850.com/ parts.mspx. 7. МЭК 61850 на русском // http://мэк61850.рф.

ПРАКТИКА Авторы: Быков К.В., зав. сектором отдела НКУ,

к.т.н. Шаварин Н.И.

Оперативный ток

Шкафы оперативного тока ШОТЭ производства НПП «ЭКРА»

заведующий отделом НКУ.

На небольших объектах энергетики (подстанции 6-110 кВ, распределительные пункты), нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станциях, объектах промышленности и связи находят широкое применение шкафы оперативного тока, которые работают в составе систем собственных нужд и являются уменьшенными вариантами систем оперативного тока (СОПТ), применяемых на крупных энергообъектах. Для применения в качестве источника гарантированного питания на вышеуказанных объектах, в НПП «ЭКРА» была разработана система оперативного постоянного тока, получившая название ШОТЭ, которая производится в рамках серии шкафов оперативного тока ШНЭ8003. ШОТЭ предназначено для питания различных потребителей в нормальных и аварийных режимах постоянного тока: • с истемы РЗА и ПА; • ц епи управления первичного оборудования энергообъекта; • а варийное освещение; • у стройства АСУ и т.д. ШОТЭ выполняет следующие основные функции: • п рием электроэнергии от источников переменного тока; • п реобразование переменного тока в постоянный; • п рием электроэнергии от аккумуляторных батарей; • з ащита вводов и отходящих линий от коротких замыканий и перегрузки; • р езервирование и автоматическое переключение между источниками энергии; • к онтроль сопротивления изоляции сети постоянного тока и автоматическое определение отходящей линии с пониженным сопротивлением изоляции; • м ониторинг состояния оборудования ШОТЭ и связь с АСУ; • и ндикация состояния оборудования ШОТЭ. Как и любая система оперативного постоянного тока, ШОТЭ состоит из следующих компонентов: • з арядные устройства (ЗУ); • а ккумуляторные батареи (АБ); научно‑практическое издание

• у стройства ввода и распределения; • с истема контроля сопротивления изоляции; • с истема мониторинга и связи с АСУ; • с истемы контроля и автоматики. ШОТЭ обычно работают в двух основных режимах: • н ормальный режим, когда зарядные устройства получают питание от щита собственных нужд и обеспечивают питание нагрузки постоянным током и одновременно подзаряд/заряд аккумуляторной батареи. В этом режиме основным источником являются зарядные устройства, а аккумуляторная батарея может работать кратковременно, при резком увеличении (бросках) тока нагрузки; • а варийный режим, когда зарядные устройства не работают (из-за отсутствия питания или неисправности) и питание нагрузки обеспечивает аккумуляторная батарея в течение определенного времени. Основные характеристики ШОТЭ: Род тока: основных цепей шкафа

постоянный

питающей сети

переменный, трехфазный, 50 Гц

Номинальное напряжение: основных цепей шкафа, В

24, 48, 110, 220

питающей сети, В

220/380

Номинальный выходной ток, А

10, 20, 30, 40, 60, 80, 100

Вид конструкции

шкаф

Способ обслуживания

односторонний

Степень защиты

P31-IP54

Габаритные размеры, мм, не более: высота

2100

ширина

600-1600

глубина

600

Рабочий диапазон температур

0 ÷ +45°С -20÷+45°С (с подогревом)

Срок службы аккумуляторов, лет,

5-15

не менее Сейсмостойкость MSK-64

по

шкале

до 9 баллов включительно

ПРАКТИКА

Оперативный ток

Аккумуляторная батарея (АБ): • производство: Hawker (PowerSave), EXIDE (Sonnenschein), Hoppecke, Delta, Challenger и др; • е мкость АБ С10 = 20-200 Ач; • н еобслуживаемая; • н е требует принудительной вентиляции и отдельного помещения; • срок службы 5-18 лет; • р азмещается в отдельном отсеке ШОТЭ (при С10<50 Ач) или в отдельном шкафу или на стеллажах (при С10>=50 Ач). Зарядные устройства (ЗУ): • производство: Argus Technologies (CORDEX), Eltek Valere (PSR), НПП «ЭКРА» (ЗПУ-10, ЗПУ-50); • в ыходное напряжение 24, 48, 110, 220 В; • в ыходной ток 5-100 А; • м одульная система, резервирование N+1; • з амена модулей в «горячем» режиме; • термокомпенсация напряжения подзаряда; • низкий уровень пульсаций выходного напряжения; • в ысокая точность регулирования напряжения. Зарядные устройства обеспечивают заряд/подзаряд аккумуляторной батареи и одновременно питание потребителей. Электрическая изоляция между сетью переменного тока на входе и постоянным током на выходе обеспечивается высокочастотным импульсным трансформатором. Зарядное устройство работает под управлением контроллера, который обеспечивает распределением тока нагрузки по модулям, формирование режимов заряда, индикацию тока и напряжения, диагностику и связь с системой мониторинга. Также к контроллеру подключается датчик температуры, который устанавливается в отсеке или в шкафу с аккумуляторами, что позволяет обеспечить работу функции термокомпенсации напряжения подзаряда. Защитная и коммутационная аппаратура: • производство: Schneider Electric, 34

03 / Сентябрь 2011

ABB, Moeller, Siemens, OEZ, Контактор, КЭАЗ и др; • защитная аппаратура: автоматические выключатели, предохранители, реле максимального постоянного тока. • о борудованы вспомогательными и сигнальными контактами. Контроль сопротивления изоляции и поиск фидера с замыканием на землю: • производство: НПП «ЭКРА» («ЭКРАСКИ», РКИ-Э), фирмы BENDER; • в арианты исполнения: • с поиском фидера (опция); • без поиска. При выборе варианта с автоматическим поиском отходящих линий с пониженным сопротивлением изоляции, на отходящие линии будут установлены датчики тока утечки изоляции. С работой системы контроля изоляции фирмы BENDER можно ознакомиться в фирменной документации. Краткие технические характеристики системы контроля изоляции ЭКРА-СКИ приведены ниже. Система контроля изоляции

«ЭКРА-СКИ» обеспечивает: • измерение, контроль сопротивления изоляции и автоматический поиск фидеров с пониженным сопротивлением изоляции, в сетях оперативного постоянного тока подстанций и электростанций; • м аксимально исключена возможность ложного срабатывания РЗА при работе системы (может работать с традиционной схемой контроля изоляции); • л егкость увеличения количества датчиков контроля присоединений; • связь с АСУ через интерфейс ETHERNET или RS-485; • р егистрацию событий. Получен Патент на способ определения сопротивления изоляции присоединения (№2381513). Система мониторинга и связи с АСУ ТП (Опция): Функции: • с бор и обработка информации о состоянии коммутационного, защитного оборудования (автоматические выключатели, рубильники, предохранители, реле и другие), а также

Основные характеристики «ЭКРА-СКИ» №

Наименование параметра

Величина

Напряжение питания, В

=170…275

Потребляемая мощность, Вт

системы датчика дифференциального тока

20 1

Напряжение контролируемой сети постоянного тока, В

=220+10% –20%

Диапазон определяемого сопротивления изоляции сети, кОм

1…1000

Максимальная емкость контролируемой сети, не более, мкФ

200

Предельное селективно-определяемое снижение сопротивления изоляции присоединения, не более, кОм

100

Погрешность определения сопротивления изоляции полюсов сети в диапазоне: 1…100 кОм 100…1000 кОм

5% 10%

Число автоматически контролируемых присоединений, не более, шт.

255

Количество уставок величин сопротивлений изоляций полюсов

Количество уставок величин сопротивлений изоляций присоединений

Диапазон задаваемых сопротивлений изоляций уставок, кОм

20…100

Время цикла контроля сопротивлений полюсов сети, не более, сек.

Время цикла измерения сопротивлений всех присоединений, не более, сек.

Амплитуда напряжения смещения нейтрали в режиме измерения сопротивлений присоединений, не более, В

Диаметр окна датчика дифференциального тока присоединения, мм

25, 40, 70

ПРАКТИКА

Оперативный ток

о токах и напряжениях в главных цепях ШОТЭ; • р егистрация и осциллографирование аварийных событий; • о бмен информацией с «интеллектуальными» устройствами внутри ШОТЭ (системы контроля изоляции, зарядные устройства и др.); • у правление оборудованием ШОТЭ; • связь с АСУ (прием команд и передача информации). Интерфейсы связи: • R S-485 (RS-232); • Ethernet (основной интерфейс); • Радиоканал GSM (прием/передача SMS-сообщений). Протоколы связи: • M odbus RTU(основной протокол); • M odbus TCP; • MЭК 61870-5-104 (основной протокол); • МЭК 61850 (на стадии завершения разработки). По единому каналу связи в АСУ передается информация о состоянии коммутационной и защитной аппаратуры, информация о работе системы контроля сопротивления изоляции и автоматического поиска отходящих линий и о зарядном устройстве. Конструктивные особенности: • с тепень защиты IP31-IP54; • к лиматическое исполнение УХЛ4; • п одвод кабелей снизу, сверху; • о бслуживание: одностороннее или двухстороннее; • к арман для хранения документации. Конструктивно ШОТЭ состоит из металлической несущей конструкции шкафного типа, предназначенной для установки на полу. В дополнительном шкафу (шкаф АБ) смонтированы на полках 17 аккумуляторных батарей, а также датчик температуры АБ. В основном шкафу ШОТЭ смонтированы зарядное устройство, схема ввода и распределения оперативного тока, система контроля сопротивления изоляции и автоматического поиска отходящих линий, система мониторинга, клеммные зажимы и др. На двери шкафа ШОТЭ смонтированы приборы, контроллер зарядного

устройства и сигнальные лампы. Дополнительное оборудование (опции): • о богрев шкафа; • б лок аварийного освещения (БАО); • устройство мигающего света; • з ащита от глубокого разряда АБ; • м немосхема и световая индикация состояния ШОТЭ; • программное обеспечение для организации АРМ ШОТЭ; • панельный компьютер с сенсорным дисплеем для организации человеко-машинного интерфейса. На рис. 1 приведены типовые однолинейные силовые схемы ШОТЭ. На основе ШОТЭ можно организовывать системы оперативного постоянного тока распределенного типа для крупных энергообъектов. В этом случае ШОТЭ будет являться локальной СОПТ.

Особенности распределенных СОПТ: • н есколько локальных СОПТ, каждая из которых работает на отдельную группу потребителей; • к аждая локальная СОПТ имеет свою аккумуляторную батарею небольшой емкости необслуживаемого типа; • д вухуровневая система защит; • р езервные связи между локальными СОПТ (кольцевая схема); • в озможность размещения локальных СОПТ максимально близко к потребителям, что позволяет сократить объем кабельной продукции; • л егкость расширения СОПТ при расширении энергообъекта; • н ет необходимости организовывать отдельное помещение для аккумулятора. ШОТЭ является проектно-компонуемым изделием, что позволяет получить устройства с различным сочетанием свойств. Для удобства заказчика и проектантов разработана Техническая информация и опросный лист на ШОТЭ, с помощью которых можно скомпоновать необходимую конфигурацию ШОТЭ.

Рис.1. Типовые однолинейные схемы ШОТЭ

Рис.2. Шкаф ШОТЭ и шкаф с АБ

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА Авторы: к.т.н. Алимов Ю.Н., заместитель технического директора по РЗА

к.т.н. Галкин И.А., ведущий инженер

Оперативный ток

Особенности контроля изоляции в цепях оперативного постоянного тока 220 В

отдела НКУ

к.т.н. Шаварин Н.И., заведующий отделом НКУ

03 / Сентябрь 2011

Вопросы надежности сетей оперативного постоянного тока (СОПТ) тесно связаны с вопросами контроля изоляции. Традиционная схема контроля сопротивления изоляции СОПТ, основанная на использовании трех последовательно соединенных резисторов, одно из которых выполнено в виде потенциометра П2ДС и сигнального реле РН-51/32 [1], не позволяет определить присоединения с поврежденной изоляцией. В системах оперативного постоянного тока нашли применение устройства контроля изоляции, позволяющие определить присоединения с ухудшенной изоляцией, например: «Микро-СРЗ» (НПЦ «Энергоавтоматика»), «Сапфир» и «Скиф» (Белэнергоремонтналадка), ИПИ-1М (ОРГРЭС), УКИ-МП и СПК (ЮРГТУ), устройства фирм ГОСАН, НИПОМ, Bender , Merlin Gerin и т.д. Эти устройства отличаются по применяемым способам измерения сопротивления изоляции и полученным на их основе характеристикам. Проведенный анализ систем контроля изоляции показал, что эти устройства используют следующие способы измерения сопротивления изоляции, основанные на: •  наложении на сеть линейно-изменяющегося напряжения (ИПИ-1М); •  наложении на сеть одно- или двухполярного напряжения прямоугольной формы от регулируемого источника постоянного тока (устройства ФГУП «ЦНИИ судовой электротехники и технологии»); •  наложении на сеть импульсов напряжения прямоугольной формы относительно земли (УКИ-3); •  наложении на сеть напряжения контрольного источника переменного тока («Сапфир», «Скиф», устройства НИПОМ, ГОСАН, Merlin Gerin); •  подключении к шинам аккумуляторной батареи R импеданса («Микро-СРЗ», устройства Bender); •  применении мостовой схемы с включением в ее диагональ измерительного прибора (УКИ-2). Разработанные на основе существующих способов устройства контроля изоляции и поиска поврежденного присоединения отличаются главным образом следующими параметрами: •  предельное селективно определяемое сниже-

ние сопротивление изоляции (10…50 кОм); •  максимальная суммарная емкость контролируемой сети (до 50 мкФ) и присоединения (до 5 мкФ); •  число автоматически контролируемых присоединений (до 247 шт.); •  величина напряжения генератора опорного сигнала (до 300 В) или величина инжектируемого в оперативную сеть тока (1… 50 мА); •  внутреннее сопротивление полюса устройства относительно земли (10…360 кОм). Сравнение характеристик некоторых систем контроля изоляции приведено в таблице 1. В стандарте ОАО «ФСК ЕЭС» «Cистемы оперативного постоянного тока подстанций. Технические требования » (приложение к приказу ОАО «ФСК ЕЭС» №191 от 29.02.2010) приведено следующее требование к системам контроля изоляции в СОПТ: поиск земли должен обеспечиваться без отключения электроприемников и без инжекции в сеть СОПТ токов, способных вызвать ложное срабатывание устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, при этом инжектируемый в сеть ток должен быть менее 1,8 мА. Как видно, важной характеристикой устройств контроля изоляции оперативного постоянного тока и автоматического поиска поврежденного присоединения является исключение ложного срабатывания устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА) вследствие работы устройств контроля изоляции или ухудшения сопротивлений изоляции СОПТ при замыкании на землю в цепях РЗА. При установке в сети СОПТ приведенных выше систем контроля изоляции приходится исключать традиционную схему контроля сопротивления изоляции, так как ни одна из существующих систем контроля изоляции с автоматическим поиском поврежденного присоединения не позволяет совместную работу с традиционной схемой контроля сопротивления изоляции. Исключение из СОПТ стандартной схемы контроля изоляции на основе Т-образного моста, которая обладает малым (примерно 9 кОм) внутренним сопротивлением каждого полюса относительно «земли», повышает вероятность ложного срабатывания устройств РЗА.

ПРАКТИКА

Оперативный ток

Внутреннее сопротивление полюса устройства относительно земли, кОм

Время поиска поврежденного присоединения, сек.

Возможность работы со стандартной схемой контроля изоляции

автоматика

Максимальная емкость контролируемой сети, мкФ

НТЦ Энерго-

Ток контрольного источника тока, мА

Белэнерго Ремналадка

Амплитуда напряжения генератора контрольного тока при поиске поврежденного присоединения, В

НТЦ ГОСАН

Максимальное число автоматически контролируемых присоединений

Merlin Gerin

Максимально определяемое сопротивление изоляции поврежденного присоединения, кОм

Bender

Диапазон измеряемых сопротивлений изоляции сети, кОм

Фирма

Таблица 1. Сравнительные характеристики систем контроля изоляции.

1…10000

12...360

1...50

360

нет

0.1…999

100

12...*

6…*

40…*

нет

350

180

нет

1…100

20…100

нет

2…16000

2…100

40…247

3.5

200

нет

постоянная времени составит t=0.5 секунды, что достаточно для ложного срабатывания РЗА. Очевидно, что чем меньше величина выравнивающего сопротивления, тем меньше величина напряжения на дискретном входе при замыкании его на «землю». На рис. 2 приведены осциллограммы напряжений на входе (1) и выходе (2) платы дискретных сигналов при замыкании на землю входа платы для одного из случаев.

* Примечание. По этим позициям данные отсутствуют

Данное утверждение основывается на проведённом анализе схемы замещения СОПТ (рис. 1), где Rд+ и Rд- сопротивления выравнивающих резисторов, Rизол+ и Rизол- сопротивления изоляции соответственно положительного и отрицательного полюса СОПТ относительно «земли», С+ и С- – емкости полюсов соответственно положительного и отрицательного полюса СОПТ, Rвх – сопротивление обмотки реле повторителя, например, газовой защиты или входа платы дискретных сигналов 2, 3 – сухие контакты. До замыкания на «землю» входа платы дискретных сигналов напряжение на положительном полюсе сети относительно «земли» U+=UАБ*(Rизол+//Rд+)/ (Rизол+//Rд++Rизол-//Rд-), напряжение на отрицательном полюсе сети относительно «земли» U-=UАБ*(Rизол-//Rд-)/(Rизол+// Rд++Rизол-//Rд-), где UАБ – напряжение на аккумуляторной батарее. При этом напряжение на входе платы дискретных сигналов Uвх=0. При сопротивлении изоляции, например, Rизол+=100 кОм, Rизол-≥10 МОм и сопротивлении выравнивающих резисторов Rд+=Rд-=200 кОм напряжения U+=55 В, U-=165 В при на-

пряжении на аккумуляторной батарее UАБ=220В.

Рис. 2. Осциллограмма напряжений на входе (1) и выходе (2) платы дискретных сигналов при замыкании на «землю» при Rизол+=100кОм, Rизол≥10МОм, R Д+=R д-=200кОм, С=10мкФ, UАБ=220 В

Рис. 1.Схема замещения сети оперативного постоянного тока. (1– аккумуляторная батарея; 2 – реле повторителя, например, газовой защиты или плата дискретных сигналов РЗА; 3 – сухие контакты)

При замыкании на «землю» платы дискретных сигналов напряжение на входе платы в момент замыкания скачком увеличивается до значения 165 В, а затем с постоянной времени t=2*C*(Rизол+//Rд+//Rизол-//Rд-//Rвх) уменьшается до величины Uвх=UАБ*(Rизол-// Rд-//Rвх)/(Rизол+//Rд++Rизол-//Rд-//Rвх). Например, при сопротивлении Rвх=50 кОм напряжение на входе платы после завершения переходного процесса составит Uвх=82 В. При емкости сети С=10 мкФ

научно‑практическое издание

При сопротивлении выравнивающих резисторов Rд+=Rд-=10 кОм и тех же величин сопротивлений изоляции и напряжении аккумуляторной батареи напряжение на входе платы в момент замыкания составит 115 В, что недостаточно для ложного срабатывания платы дискретных сигналов. Кроме этого при замыкании на «землю» платы дискретных сигналов, напряжение на входе платы зависит также от соотношения между сопротивлением Rизол+ изоляции положительного полюса СОПТ относительно «земли» и сопротивлением Rвх – обмотки реле повторителя, например, газовой защиты или входа платы дискретных сигналов. Его величина определяется выражением Uвх=UАБ*(Rизол-// Rд-//Rвх)/(Rизол+//Rд++Rизол-//Rд-//Rвх). Например, при сопротивлении Rвх=50 кОм, Rизол+=10 кОм, Rизол->1 Мом, напряжение на входе платы даже при использовании традиционной схемы контроля сопротивления изоляции составит Uвх=138 В, 37

ПРАКТИКА

Оперативный ток

что достаточно для ложной работы. Поэтому, для исключения ложного срабатывания устройств РЗА в СОПТ, устройство контроля изоляции с автоматическим определением поврежденного присоединения должно не только позволять совместную работу с традиционной схемой контроля изоляции, но и найти поврежденное присоединение с сопротивлением изоляции не менее 50 кОм. В случае поиска поврежденного присоединения устройством контроля изоляции, величина напряжения на входе платы дискретных сигналов также не должна превышать 138 В. Анализ схемы СОПТ (рис. 3) и проведенные исследования показали, что в случае поиска поврежденного присоединения устройством контроля изоляции, использующего наложение на сеть оперативного постоянного тока напряжения контрольного источника переменного тока («Сапфир», «Скиф», устройства НИПОМ, ГОСАН, Merlin Gerin), при напряжении генератора контрольного тока 50В и при «металлическом» замыкании входа платы дискретных сигналов на «землю», практически при любом значении сопротивления изоляции положительного полюса аккумуляторной батареи на «землю» напряжение на входе платы дискретных входов превысит 138 В, что может привести к появлению ложных сигналов устройств защиты.

Рис.4. Схема испытаний устройства контроля изоляции Bender (IRDH-575, EDS470, датчик W0-S15)

В случае поиска поврежденного присоединения устройством контроля изоляции, использующего способ, основанный на подключении к шинам аккумуляторной батареи R импеданса (устройством IRDH-575 Bender), напряжение на поврежденном фидере в режиме поиска при токе 10 мА и более достигает величины 180 В при сопротивлении изоляции присоединения 20 кОм и выше, что достаточно для срабатывания дискретного входа в случае металлического замыкания его на «землю» (рис. 4, 5). Применение устройств контроля изоляции для цепей газовой защиты трансформаторов в СОПТ, например, устройства «Орион-КИ», обычно связано с применением традиционной схемы кон-

Рис.3. Упрощенная схема сети оперативного постоянного тока

03 / Сентябрь 2011

Рис. 5. Осциллограмма напряжения на положительном полюсе сети оперативного тока в режиме поиска поврежденного присоединения устройством IRDH-575 при емкости сети 20 мкФ, сопротивлении изоляции 20 кОм и токе 10 мА

ПРАКТИКА

Оперативный ток

троля сопротивления изоляции. В случае отказа от применения в СОПТ традиционной схемы контроля сопротивления изоляции возможна ложная работа устройства «Орион-КИ» даже при хорошей изоляции кабеля, соединяющего контакты реле газовой защиты и входа «ОрионКИ». Проведенные исследования показали, что при сопротивлении изоляции кабеля, соединяющего контакты реле газовой защиты и входа «Орион-КИ» Rкаб более 1 Мом и сопротивлении изоляции входа устройства «Орион-КИ» относительно земли Rиз вх 900 кОм при сопротивлении положительного полюса СОПТ Rизол+ менее 100 кОм, происходит ложное срабатывание «Орион-КИ» (рис. 6). НПП «ЭКРА» получен патент на способ определения сопротивлений

изоляции присоединений в сети оперативного постоянного тока 220 В [2], на основе которого разработано устройство контроля изоляции, позволяющее совместную работу со стандартной схемой контроля сопротивления изоляции СОПТ и не вызывающее при контроле изоляции и поиске поврежденных присоединений ложных сигналов устройств релейной защиты. Способ измерения сопротивлений изоляции сети постоянного тока основан на измерении напряжений между «землей» и ее полюсами, а также токов, протекающих по присоединениям сети после подключения сначала к одному, а затем к другому полюсу резистивного элемента при одновременном выравнивании напряжений на полюсах сети.

Рис.6. Пример подключения «Орион-КИ» в СОПТ

Рис.7. Схема системы оперативного постоянного тока с предлагаемым способом определения сопротивлений изоляций сети постоянного тока и поиска поврежденного присоединения

научно‑практическое издание

Схема системы оперативного постоянного тока с предлагаемым способом определения сопротивлений изоляций сети постоянного тока и поиска поврежденного присоединения, представлена на рис. 7. На нем изображены: аккумуляторная батарея 14, нагрузки присоединений 1, 2, 3 с емкостями и активными сопротивлениями их изоляции, резистивные элементы 4 и 5, подключенные через ключи к полюсам + и – соответственно, устройства для измерений напряжения 6 и 7, дифференциальные датчики для измерения токов, протекающих по присоединениям 1, 2, 3, резисторы 11, 12 соединенные последовательно и подключенные параллельно полюсам источника 14, резистор 13 подключенный между общей точкой резисторов 11, 12 и землей и дифференциальный датчик для измерения тока, протекающего по присоединению 16. Дифференциальные датчики 8, 9, 10 контролируют изоляцию присоединений 1, 2, 3. Дифференциальный датчик 15 контролирует изоляцию всей сети оперативного тока. На основе разработанного способа измерения сопротивлений изоляции сети постоянного тока, создана система контроля сопротивлений изоляции в сети оперативного постоянного тока с напряжением 220 В «ЭКРА-СКИ», предназначенная для определения присоединений с поврежденной изоляцией без отключения потребителей от сети, а также для контроля сопротивлений изоляции каждого полюса относительно «земли» сети постоянного тока в целом. На рис. 8 приведена функциональная схема системы контроля изоляции «ЭКРА-СКИ». В состав «ЭКРА-СКИ» входит: •  блок автоматики (БА) с панелью оператора (ПО) (рис. 9); •  блок дополнительных резисторов (БДР) в случае отсутствия стандартной схемы контроля сопротивления изоляции; •  датчики дифференциальных токов ДДТ1…ДДТN контроля изоляции отдельных присоединений; •  дополнительные источники питания с выходным напряжением =24 В для питания блока автоматики и датчиков дифференциальных токов. 39

ПРАКТИКА

Оперативный ток но для срабатывания дискретного входа в случае металлического замыкания его на «землю» (рис. 10).

Рис. 10. Осциллограмма напряжения на Рис. 8. Функциональная схема системы контроля изоляции сети оперативного постоянного тока

отрицательном полюсе сети постоянного

«ЭКРА-СКИ».

оперативного тока в режиме измерения

В состав блока автоматики входит: •  блок делителей напряжения (БДН); •  датчик полного тока (ДПТ) контроля сопротивления изоляции сети оперативного тока в целом; •  контроллер совместно с модулем аналоговых входов и модулем дискретных выходов.

Рис. 9. Внешний вид блока автоматики «ЭКРА-СКИ»

Система контроля изоляции в сети оперативного постоянного тока «ЭКРА-СКИ» имеет два режима работы: режим контроля сопротивления изоляции полюсов сети оперативного тока и режим автоматического поиска поврежденного присоединения. В режиме контроля сопротивления изоляции полюсов сети оперативного тока производится контроль дифференциального тока присоединения блоков добавочных резисторов и делителей напряжений. В этом режиме производится контроль изоляции всей системы оперативного постоянного тока. В случае, если величина полного сопротивления сети становится ниже величины устав40

03 / Сентябрь 2011

ки, заданной программно (на заводе-изготовителе установлено сопротивление изоляции сети значения 150 кОм), а также при истечении времени контроля сопротивления изоляции полюсов сети, заданного в меню панели оператора системы «ЭКРА-СКИ», переходит в режим автоматического поиска поврежденного присоединения, при котором производятся измерения сопротивлений изоляции всех присоединений, на которых установлены датчики дифференциальных токов и всей сети оперативного постоянного тока в целом. Измерения производятся после подключения, поочередно – сначала к одному полюсу, а затем к другому полюсу контролируемой сети постоянного тока делителей напряжения, один из выводов которых соединен с «землей». Управляемые ключи и делители напряжений расположены в блоке делителей напряжений (БДН). Одновременно производится измерение напряжения между полюсами аккумуляторной батареи, а также напряжений на полюсах аккумуляторной батареи относительно «земли». Величины значений сопротивлений плеч делителей напряжений выбраны таким образом, чтобы величина амплитуды напряжения смещения нейтрали в режиме измерения сопротивлений присоединений не превышала 15 В. Величина амплитуды напряжения на поврежденном фидере в режиме измерения сопротивления изоляции присоединения не превышает величины 130 В, что не достаточ-

сопротивлений изоляции присоединений и всей сети оперативного тока.

Блок добавочных резисторов (БДР) включает в себя резисторы R1 и R2, которые имеют те же значения, что и в стандартной схеме контроля изоляции. Резистор R3 имеет значение 3,8 кОм, что соответствует эквивалентному сопротивлению обмотки реле РН-51/32. БДР выполняет функцию выравнивания напряжения на полюсах аккумуляторной батареи относительно «земли», связанного с ухудшением изоляции системы оперативного постоянного тока и отдельных присоединений, а также работой самой системы «ЭКРА-СКИ». Контроллер управляет работой реле БДН и датчиков дифференциальных токов, а также на основе полученных значений напряжений от БДН и токов от датчиков дифференциальных токов контроллер производит вычисление значений полного сопротивления изоляции всей системы, полного сопротивления изоляции каждого присоединения с указанием полярности поврежденного полюса. Информация о состоянии изоляции присоединений и сети оперативного тока в целом выводится на панель оператора. Одновременно на панель оператора выводится информация об исправности датчиков дифференциальных токов, об отклонении от нормы напряжения аккумуляторной батареи, об отклонении напряжений на полюсах контролируемой сети постоянного тока относительно «зем-

ПРАКТИКА

Оперативный ток

ли» от величины уставки, а также об исправности подсоединения системы «ЭКРА-СКИ» к шине «РЕ», об исправности интерфейса, связующего датчики дифференциальных токов и контроллер системы, об установленном режиме работы системы. Блок автоматики имеет выход Ethernet для взаимодействия с АСУ ТП по протоколу 60870-5-104. Кроме этого контроллер ведет архив событий, текущие значения сопротивлений и архив событий можно посмотреть на компьютере. Для контроля токов утечки в присоединениях СОПТ разработаны датчики дифференциальных токов, принцип работы которых основан на смещении петли гистерезиса магнитопровода в измерительной обмотке при появлении дифференциального тока в «плюсовом» и «минусовом» проводах присоединения (рис. 11). Магнитопровод содержит также дополнительную тестовую обмотку, подключенную к источнику калибровочного тока, с помощью которой производится тестирование датчика. С помощью интерфейсного устройства RS485 датчики дифференциальных токов обмениваются сообщениями с контроллером блока автоматики. Каждый датчик дифференциального тока имеет свой адрес (1…255), который задается с помощью переключателя. Датчик дифференциального тока с адресом 0 установлен в блоке автоматики для измерения полного дифференциального тока. На корпусе датчика расположены светодиоды желтого и красного цвета. Зажигание светодиода желтого цвета свидетельствует о приеме сигнала датчиком по интерфейсу RS485. Зажигание светодиода красного цвета в режиме постоянного свечения показывает о неисправности датчика.

Рис. 11. Внешний вид датчиков дифференциальных токов

Зажигание светодиода красного цвета в импульсном режиме показывает снижение сопротивления изоляции присоединения ниже уставки «Предупреждение». На корпусе датчика имеются разъемы для подключения источника питания =24 В и выхода интерфейса RS485. Основные параметры системы контроля изоляции в сети оперативного постоянного тока «ЭКРА-СКИ» приведены в таблице 2. Опытный образец системы контроля сопротивлений изоляции в сети оперативного постоянного тока с напряжением 220 В «ЭКРА-СКИ» находится в эксплуатации на ПС «Бугульма-110» с августа 2009 года. В настоящее время шкафы СОПТ с системой «ЭКРА-СКИ» и системой мониторинга установлены на Калининградской ТЭЦ-2. Опыт эксплуатации «ЭКРА-СКИ» – положительный. Получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов. В 2011 году планируется поставка шести систем «ЭКРА-СКИ» для объектов Нижнекамской ГЭС, Курской АЭС и СевероЗападной ТЭЦ-2, а также аттестация системы «ЭКРА-СКИ» для применения на объектах ОАО «ФСК ЕЭС».

Выводы: 1.  Предложено устройство контроля сопротивлений изоляции присоединений и сети оперативного постоянного тока с напряжением 220 В «ЭКРА-СКИ», позволяющее совместную работу со стандартной схемой контроля сопротивления изоляции СОПТ и не вызывающее ложную работу устройств РЗА. 2.  Опыт эксплуатации «ЭКРА-СКИ» на ПС «Бугульма-110» и Калининградской ТЭЦ-2 в 2009-2010 гг.– положительный. 3.  Предложенная система контроля изоляции и автоматического поиска замыканий на землю имеет связь с АСУ ТП, обеспечивая мониторинг сети и архив событий. 4.  Технические характеристики системы «ЭКРА-СКИ» удовлетворяют всем современным требованиям. Литература: 1. Электротехнический справочник. В 4 т. Т.3. Производство, передача и распределение электрической энергии.8-е изд., исп. и доп.-М.: Изд. МЭИ, 2002.-964 с. 2. Патент РФ №2381513.МПК G01R27/18. Способ определения сопротивлений изоляции присоединений в сети постоянного тока с изолированной нейтралью, устройство для его осуществления и дифференциальный датчик для этого устройства /Алимов Ю.Н., Галкин И.А., Шаварин Н.И. Опуб.10.02.2010 (приоритет от 16.07.2008).

Таблица 2.Основные параметры «ЭКРА-СКИ» №

Наименование параметра

Напряжение питания, В

Потребляемая мощность, Вт

Величина =170…275 системы датчика дифференциального тока

20 1

Напряжение контролируемой сети постоянного тока, В

=220+10% –20%

Диапазон определяемого сопротивления изоляции сети, кОм

1…1000

Максимальная емкость контролируемой сети, не более, мкФ

200

Предельное селективно-определяемое снижение сопротивления изоляции присоединения, не более, кОм

100

Погрешность определения сопротивления изоляции полюсов сети в диапазоне: 1…100 кОм 100…1000 кОм

5% 10%

Число автоматически контролируемых присоединений, не более, шт.

255

Количество уставок величин сопротивлений изоляций полюсов

Количество уставок величин сопротивлений изоляций присоединений

Диапазон задаваемых сопротивлений изоляций уставок, кОм

20…100

Время цикла контроля сопротивлений полюсов сети, не более, сек.

Время цикла измерения сопротивлений всех присоединений, не более, сек.

Амплитуда напряжения смещения нейтрали в режиме измерения сопротивлений присоединений, не более, В

Диаметр окна датчика дифференциального тока присоединения, мм

25, 40, 70

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Авторы: Иванов С.И., руководитель группы отдела НКУ

НКУ

СБОРНЫЕ ШКАФЫ ИЗ ОЦИНКОВАННОГО МЕТАЛЛА

Семенов Д.А., ведущий инженер отдела НКУ

к.т.н. Шаварин Н.И., заведующий отделом НКУ.

В 2009 году отделом НКУ НПП «ЭКРА» разработана серия унифицированных модульных сборных шкафов, предназначенная для производства низковольтных комплектных устройств с любым типом внутреннего секционирования (по ГОСТ Р 51321.1) и различных габаритов (рис. 1).

• другое нетиповое и типовое оборудование НКУ (шкафы управления, автоматики, релейных защит и др.). Применение сборной конструкции позволяет выделить в шкафах с силовой аппаратурой функциональные отсеки (рис. 2): • отсек силовых выключателей; • отсек релейной аппаратуры; • отсек сборных шин; • отсек для подключения кабелей.

Рис. 1. Щит собственных нужд переменного тока для подстанции 500 кВ, выполненный в сборном оцинкованном конструктиве

Сборные шкафы, имеющие модульную конструкцию, собираются из унифицированных составных деталей, которая позволяет гибко комбинировать различные типы панелей и получить оптимально сконфигурированные любые размеры шкафов. Конструкция позволяет производить различную компоновку оборудования для оптимального доступа во время проведения работ по эксплуатации и обслуживанию. Благодаря оптимальному набору функций и возможности наращивания каркаса обеспечивается необходимая степень безопасности и надежности. Сборные шкафы предназначены для установки на ГЭС, ПС, АЭС, ТЭЦ, промпредприятиях и других объектах энергетики и промышленности. Область применения сборной оцинкованной металлоконструкции: • устройства переменного тока (ЩСН, КТП, КТПСН); • устройства системы оперативного постоянного тока (ЩПТ, ШРОТ, ШОТЭ, шкафы аккумуляторных батарей); • устройства с модульными выдвижными ячейками (по типу КРУЗА); 42

03 / Сентябрь 2011

Рис. 2. Внутреннее разделение шкафа отходящих линий ЩСН: справа – отсек шинных спусков; слева – отсек для подключения фидеров; сверху – отсек шинной сборки (закрывается защитным экраном); аппараты разделены горизонтальными защитными перегородками

Каждый из отсеков может закрываться индивидуальной модульной дверцей. Благодаря унифицированности деталей и крепежа и однотипных рабочих операций достигается значительная экономия времени и затрат. Сборка металлоконструкции может производиться одним человеком (рис. 3). Шкафы на базе сборной металлоконструкции прошли сертификацию на электромагнитную совместимость в соответствии с ГОСТ Р 51317.

ПРАКТИКА

НКУ

а)

б) Рис. 3. Каркас на этапе сборки

Каркас шкафа состоит из деталей, выполненных из листовой оцинкованной стали без применения сварки. Наружные поверхности шкафа (двери, стенки, крыша) покрыты полимерной порошковой эмалью, цвет – светло-серый RAL7035. Вот некоторые преимущества, обусловленные особенностями конструкции: • современная компактная модульная конструкция; • б езопасная и удобная эксплуатация; • небольшое количество деталей си-

стемы позволяют гибко изменять и функционально расширять возможности устройства; • разнообразие способов использования одних и тех же деталей системы; • универсальный шаг линейки отверстий 12,5 мм; 25 мм позволяет производить произвольное позиционирование для каждого элемента и соединять между собой любые детали; • возможность использования поворотной рамы со съемными панелями (например, для щитов с односторонним обслуживанием) (рис. 4); • разделяемые по горизонтали модульные двери (рис. 5); • разделяемые по вертикали сегментированные двери (рис. 6); • передние двери с обзорным окном (рис. 7). Производство щитов и шкафов с электрооборудованием – процесс, требующий профессионального подхода, специальных навыков, и под си-

голетний опыт производства электрооборудования для электростанций

а)

Рис. 7. Двери с обзорным окном

б) Рис. 5. Горизонтальные модульные дверцы

Рис. 4. Щит одностороннего обслуживания с поворотными рамами

лу только квалифицированному персоналу предприятия, для которого данное направление работы является профильным. НПП «ЭКРА» имеет мно-

научно‑практическое издание

Рис. 6. Вертикальные двери

и электроподстанций. Производство электрических шкафов должно производиться в соответствии с множеством различных требований, предъявляемых и к металлоконструкции, и к электроаппаратуре, и к монтажу и сборке. Качество изделий оценено по достоинству многими экспертами в области электроэнергетики. Разработанные и производимые в НПП «ЭКРА» сборные шкафы из оцинкованного металла позволяют производить щиты и отдельные шкафы любой сложности для электростанций и подстанций. 43

ПРАКТИКА Авторы: Иванов А.Б., руководитель группы АСУ отдела НКУ,

НКУ

Регистратор аварийных событий в СОПТ

к.т.н. Шаварин Н.И., менения в условиях повышенных электромагнитных помех на электроподстанции цепи питания и сигнальные цепи контроллеров защищаются дополнительными фильтрами. Такая система собирает и обрабатывает информацию о состоянии АБ, ЗПУ, положении устройств распределения тока, о состоянии изоляции отходящих линий и т.д. Основной полевой шиной в данном случае является интерфейс RS-485. Частота опроса периферийных устройств порядка 10 Гц. Допустим, что случается некая авария – происходит КЗ на линии СОПТ и происходит аварийное отключение фидера. Максимум, на что способна данная система мониторинга, – это указать номер автоматического выключателя или предохранителя и записать в журнал время события с меткой времени с точностью около 100 м/сек. Конечно, это тоже не плохо, и вся эта информация будет полезна при разборе происшествия, но ведь мы могли бы сделать больше. На картинке показан процесс протекания некой аварии, когда из-за короткого замыкания на линии перегорает предохранитель (слева) или отключается автомат (справа). Видно, что процесс этот длится всего несколько м/сек. Датчики системы мониторинга, структуру которого мы рассматривали выше, не смогут ни замерить ток КЗ, ни засечь падение напряжения в сети, ни определить длительность протекания процесса. Это сможет только система, способная работать в сотни раз быстрее. Поиски такой техники привели нас на сайт в интернете http://ethercat.org/. Эта организация занимается продвижением технологии организации быстродействующей полевой шины связи, которая называется EtherCAT. Все мы знаем, что компьютерная сеть Ethernet позволяет цифровым устройствам обмениваться на больших скоростях. Но разработанная изначально для офисных сетей, она не позволяет передавать информацию с гарантированно малой задержкой. В Ethernet многое зависит от загрузки сети. А сеть EtherCAT хорошо решает эту проблему – время доставки информации в этой сети от одного устройства к другому строго постоянно и меньше 1 миллисекунды (например, на сайте сказано, что 1000 дискретных сигналов, распределенных по всей территории сети, система опрашиваРис. 3. Структурная схема системы мониторинга СОПТ

Основными компонентами системы оперативного тока электростанций и подстанций являются аккумуляторная батарея (АБ), зарядное устройство (ЗПУ) и система распределения тока (ЩПТ, ШОТ). Система распределения доставляет бесперебойное питание к сотням важных устройств релейной защиты и автоматики по всей территории подстанции или станции. На пути от выпрямительного устройства к аккумуляторной батарее и к потребителям ток проходит через Рис. 1. Аккумуляторная батарея систему автоматических выключателей или плавких предохранителей. Таких выключателей и предохранителей, выполняющих функцию токовой защиты, в системе несколько сотен. От слаженной работы всего этого оборудования зависит надежность работы всей станции или подстанции. Поэтому в современные СОПТ встраивается система монитоРис. 2. Щит постоянного тока ринга, которая непрерывно «следит» за состоянием основного оборудования. Ставшая уже классической, система мониторинга ЩПТ представляет из себя сеть компактных контроллеров сбора данных, равномерно распределенных по шкафам оборудования СОПТ. Для призаведующий отделом НКУ.

03 / Сентябрь 2011

ПРАКТИКА

НКУ

ет за 30 м/сек. Это особенно много значит для автоматизированной системы, управляющей неким быстрым процессом, например, тормозной системой грузовика или поезда. Достигаются такие возможности за счет того, что все участники обмена информации соединяются друг за другом в цепочку и по очереди правят один и тот же пакет информации, который проходит а) от главного контроллера до конца цепочки и обратно. Используя компактные модули EtherCAT фирмы Beckhoff (http://www.beckhoff.com/), компактные свободно программируемые контроллеры фирмы MOXA (http://www.moxa.com/) и свое программное обеспечение, мы смогли сделать систему, которая справляется с задачей регистрации аварийного б) процесса в СОПТ. Наш контроллер РАС соРис. 4. Осциллограммы отключения бирает значения токов и напряжений с чакороткого замыкания: а стотой 2000 Гц. Этого хватает, чтобы опреавтоматическим выключателем; б делить токи КЗ, снижение напряжения предохранителем в момент КЗ, длительность отключения. Также хорошо просматриваются пульсации тиристорного выпрямителя. Такая сеть может засекать импульсные помехи длительностью около 500 м/сек. Конечно, еще и хотелось бы иметь возможность вести статистику по количеству микросекундных помех в сети СОПТ, т.к. они сильно влияют на работу процессорных контроллеров РЗА, АСУ ТП. Такая информация помогла бы выявить много проблемы, коРис. 5. Сегмент шины EtherCAT торые не видны сегодня, но проявят себя завтра – при работе среди помех процессорные устройства деградируют постепенно, если не ставить фильтры. Но это уже более быстрые процессы,

Рис. 6. Пример экранной формы для ЩПТ

научно‑практическое издание

и для этого нужно разрабатывать специализированные устройства. В итоге, сегодня наша система РАС в СОПТ может осциллографировать сигналы на частоте 2000 Гц, формировать файлы COMTRADE и передавать в АСУ ТП по стандартным протоколам передачи данных ftp, http. Кроме этого система может вести локальный журнал событий. Интегрируется в АСУ ТП всей ПС по протоколу МЭК60870-5-104 или ModbusRTU. Планируем в ближайшее время реализовать протокол МЭК61850. Синхронизация времени – по протоколам NTP/SNTP или по протоколу МЭК60870-5-104. Система устанавливается в различные конфигурации СОПТ и позволяет свободно настраивать списки сигналов и логику управления. Также есть возможность создать webинтерфейс, где будет отображаться мнемосхема с показаниями датчиков, список зарегистрированных событий, индикаторы тревог. Это позволяет оператору, находясь на рабочем месте, удаленно наблюдать за работой СОПТ. Работа над развитием систем мониторинга СОПТ идет все время. Сегодня, например, делаем возможность интегрироваться в АСУ ТП ПС по протоколу 61850. Также есть планы по созданию графической утилиты для настройки контроллеров и программ под конкретный проект – сегодня мы это делаем через правку конфигурационных файлов в формате XML, что занимает дольше времени. Есть еще много возможностей по развитию алгоритмов диагностики основного оборудования СОПТ. Мы, инженеры НПП «Экра», помним об этом и улучшаем систему каждый день, чтобы электроэнергетика – важнейшая часть народного хозяйства, становилась надежнее, эффективнее, и гармоничнее вписывалась в картину природы нашей планеты.

Рис. 7. Осциллограммы, полученные регистратором

ПРАКТИКА

Авторы: Павлов Ю.В., ведущий инженер отдела НКУ,

к.т.н. Шаварин Н.И., заведующий отделом НКУ.

НКУ

ИСТОЧНИК ПИТАНИЯ ОПЕРАТИВНОЙ БЛОКИРОВКИ РАЗЪЕДиНИТЕЛЕЙ ДЛЯ ПОДСТАНЦИЙ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ Как же и чем запитать цепи оперативной блокировки разъединителей? Такой вопрос возник в связи с появлением Распоряжения №236р от 05.05.10 «Об утверждении Порядка организации оперативной блокировки на подстанциях нового поколения», ОАО «ФСК ЕЭС». В этом документе к цепям питания блокировки разъединителей предъявляются следующие требования: 1. Питание цепей блокировки разъединителей осуществляется от цепей гарантированного источника постоянного тока с временем автономной работы не менее 2 часов. 2. Питание должно быть осуществлено от системы гарантированного питания ПС с обязательной гальванической развязкой цепей блокировки разъединителей от системы оперативного постоянного тока (СОПТ). Питание входных сигналов типа «сухой контакт» должно быть организовано отдельно

Рис. 1. Внешний вид источника питания ОБР «ИППН-220»

03 / Сентябрь 2011

для сигналов КА (коммутационные аппараты) одного присоединения 110 кВ и выше. 3. Цепи блокировки разъединителей должны иметь контроль питания и сигнализацию снижения изоляции полюсов относительно земли. 4. Напряжение срабатывания блокирующих реле, электромагнитов, блок-замков, дискретных входов контроллеров должно быть в пределах 0,6-0,7 Uном. Исходя из этих требований, на НПП «ЭКРА» разработан и подготовлен к производству источник питания (ИП) оперативной блокировки разъединителей (ОБР) серии «ИППН-220», позволяющий строить различные схемы питания. Например, когда питание осуществляется и от ЩПТ (=220В), и от ЩСН (~220В) одновременно. Внешний вид источника питания ОБР «ИППН-220» показан на рис. 1.

ПРАКТИКА

НКУ Основные характеристики источника питания ОБР «ИППН-220» для варианта питания как от ЩСН, так и ЩПТ: Входные параметры Номинальное напряжение сети (переменное/постоянное), В

220/220 (+10%, - 15%)

Номинальная частота переменного напряжения, Гц

Выходные параметры Номинальное напряжение на выходе, В

220

Номинальный ток на выходе, А

Диапазон задания напряжения, В

160 - 260

Точность стабилизации напряжения в диапазоне изменения уставки, не более, %

± 0,5

Диапазон рабочих токов в режиме стабилизации напряжения, А

0 - 10

Величина пульсаций напряжения на выходах в номинальном режиме при работе

0,5

на активную нагрузку, не более, % Коэффициент полезного действия, не менее, %

Режим работы

Продолжительный Общие параметры

Габаритные размеры В х Д х Ш, мм

180 х 420 х 120

Масса, кг

Охлаждение

Воздушное, принудительное

Степень защиты по ГОСТ 14254 – 96

IP20

Вид системы заземления

TN-С

Основными конструктивными особенностями «ИППН-220» являются: • И мпульсный преобразователь, построенный на базе мостового инвертора с фазовым регулированием и «мягкой» коммутацией силовых IGBT-транзисторов. • Аналого-цифровая система управления высокочастотным преобразователем. • Встроенная система мониторинга режимов работы ИП, дистанционное управление. Система управления выполняет функции управления преобразователем и обеспечивает защиту ИП от повреждения с формированием сигнала тревоги. Система управления «ИППН-220» обеспечивает следующие виды защит: • Дистанционная электронная блокировка выхода ИП. • Сигнализация пониженного напряжения в присоединённом ИП (контроль входного (сетевого) и выходного напряжения). научно‑практическое издание

• Постоянный мониторинг параметров ИП в реальном времени. • Защита от перегрева узлов ИП. • Контроль исправности узлов и всего ИП. • Индикация токовой нагрузки и режима холостого хода (индикатор на передней панели). Связь с источником питания «ИППН-220» может осуществляться по одному из следующих каналов связи: • CAN. • Интерфейс RS-485 (ModBus RTU). На сегодняшний день источник питания проходит сертификационные испытания. Литература: 1. Распоряжение №236р от 05.05.10. Порядок организации оперативной блокировки на подстанциях нового поколения. ОАО «ФСК ЕЭС», Москва, 2010.

ПРАКТИКА

Авторы: Титов В.Г., Верендеев М.Н., инженеры отдела НКУ

НКУ

Устройство контролируемого разряда аккумуляторных батарей

к.т.н. Шаварин Н.И., заведующий отделом НКУ.

Системы оперативного постоянного тока (СОПТ), шкафы оперативного постоянного тока ШОТЭ содержат от одной до нескольких аккумуляторных батарей, емкостью от нескольких ампер-часов до нескольких тысяч ампер-часов. При вводе в эксплуатацию АБ необходимо выполнить определенное число циклов заряда-разряда. Цикл разряда фиксируется в виде протокола. С течением времени параметры аккумуляторных батарей меняются. В частности, уменьшается ёмкость (Е,А*ч) аккумулятора. При достижении остаточной ёмкости 70-80% от номинальной (Е н), определяемой из паспорта АБ, процесс старения батареи резко ускоряется. При необходимости такая АБ не сможет питать нагрузку потребителя в течение положенного времени. Классический метод определения остаточной ёмкости АБ – контрольный разряд. Предварительно заряженную до номинальных параметров батарею разряжают постоянным током, регистрируя время до конечного напряжения разряда. Дальше определяют остаточную ёмкость АБ по формуле Е( А*ч) = I(A)*T(ч) При этом необходимо учитывать температуру помещения, в котором находится АБ. Потому что, при повышении температуры от 20 до 40 градусов Цельсия ёмкость свинцового аккумулятора возрастает примерно на 5%, а при уменьшении от 20 до 0 градусов – падает на 15%.

Рис. 1. Повышающая структура

03 / Сентябрь 2011

Существует две основных структурных схемы устройств контролируемого разряда (УКР): повышающий стабилизатор (рис. 1) и понижающий(рис. 2). У обеих схем есть достоинства и недостатки. Главным отличием структур является положение ключевого элемента. В повышающей схеме ключ не прерывает ток АБ. Поэтому можно отказаться от входного низкочастотного фильтра. Недостаток повышающей структуры плавно вытекает из главного достоинства – силовой коммутирующий ключ не может снизить ток ниже значения I=U аб /R нагр . В понижающей структуре значение разрядного тока можно менять от нуля, что расширяет сферу применения устройства. В ООО НПП «ЭКРА» разработано устройство «Сток-ЭКРА», общий вид на рис.3, предназначенное для диагностики АБ. В основу положена понижающая структура стабилизатора. Заданное значение разрядного тока обеспечивается ШИМ модуляцией IGBT транзистора. Использование электронного преобразователя обеспечивает стабилизацию тока разряда на установленном уровне, не зависимом от изменения напряжения батареи. В процессе разряда регистрируются все необходимые параметры: ток разряда, U аб , температура помещения АБ, время разряда. Сразу вычисляется емкость аккумулятора. Интуитивно понятное меню позволяет максимально ускорить работу. Обучение

Рис. 2. Понижающая структура

ПРАКТИКА

НКУ персонала не требуется. Для облегчения перемещения «Сток- ЭКРА» оборудовано кон-

струкцией на колесах. Краткие технические характеристики в табл. 1:

Umin- Umax

24-265

Imin- Imax

5-100

Пульсация тока разряда АБ

Диапазон регулировки времени разряда

100

мин

170-240

Около 50

кг

350*915*500

мм

Шаг измен. времени разряда Напряжение питания устройства (50-60 герц) Вес Габариты Таблица 1.

Устройство оснащено микропроцессорной панелью управления, которая позволяет осуществлять следующие функции: • ввод параметров разряда с их отображением на жидкокристаллическом экране; • з ащита (электронная) от переполюсовки аккумуляторной батареи и искрения входных контактов в момент подключения; • о тображение заданных и текущих параметров разряда (напряжения, тока, емкости и времени разряда); • тестирование силовых электронных блоков перед началом работы; • в озможность автоматического возобновления разряда при его случайном прерывании с сохранением всех данных; • контроль температуры силовых электронных ключей, корпуса и балластного рези-

стора (также есть возможность контроля температуры воздуха непосредственно в помещении с аккумуляторными батареями через выносной датчик температуры); • автоматическое прекращение работы и отключение от аккумуляторной батареи по истечении заданного времени или достижению заданного минимального напряжения; • в едение протокола разряда с последующим его сохранением во встроенной энергонезависимой памяти; • по окончанию контролируемого разряда его результаты отображаются на цифровом экране. Протокол разряда также может быть перенесен на стандартный USB флеш-накопитель; • х ранение во встроенной энергонезависимой памяти до 100 протоколов разряда.

Рис. 3 Общий вид УКР «Сток-ЭКРА»

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316

Авторы: д.т.н. Гарке В.Г., Конова Е.А. Федеративный научноисследовательский центр Казанский Государственный

РАСЧЕТ УСТАВОК СОВРЕМЕННОЙ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ A CALCULATION OF REACH SETTINGS FOR MODERN DISTANCE RELAYS

Технический Университет им. А.Н. Туполева (Казанский авиационный институт), г. Казань.

Рассмотрен расчет уставок микропроцессорных дистанционных защит от междуфазных КЗ и от КЗ на землю на примере устройств производства ООО НПП «ЭКРА». Этот расчет является развитием методик расчета дистанционных защит, данных в Руководящих указаниях по релейной защите.

Ключевые слова: микропроцессорная дистанционная защита, расчет уставок, измерительные органы Лопухов В.М., Васильева Т.В. Филиал Открытого акционерного общества «Системный Оператор Единой Энергосистемы» Регионального Диспетчерского Управления Татарстана, г. Казань.

Article's abstract: This paper is focused on the calculation of reach settings for digital phase distance relays and ground distance relays on an example of equipment for protective relaying produced by EKRA Ltd. This calculation is the development of the procedure for distance protection's calculation, given in Guidelines on protective relaying.

Keywords: digital distance protection, calculation of settings, measuring units

03 / Сентябрь 2011

Дистанционная защита (ДЗ) – это универсальная защита от коротких замыканий (КЗ). Ее принцип действия основан на измерении и оценке полного сопротивления при КЗ, которое, в общем случае, пропорционально расстоянию от места установки защиты до точки КЗ. Дистанционная защита является более быстродействующей и более селективной, чем токовая защита. Она менее чувствительна к изменению сопротивлений и режима работы системы. Хотя классические дистанционные защиты на электромеханической и микроэлектронной базе до сих пор широко распространены, наиболее современными считаются многофункциональные микропроцессорные (МП) устройства. Цифровая обработка сигнала и интеллектуальные алгоритмы работы позволили значительно повысить точность и селективность действия устройств [1]. Однако на практике высокие качества защиты остаются недоиспользованными, так как традиционные методики расчета уставок не учитывают всю специфику интеллектуальных терминалов. Эмпирический подход в задании параметров может иметь следствием неселективное срабатывание или недостаточную чувствительность. В то же время дальнейшее развитие дистанционной защиты связано с более высокими требованиями к системам защиты, из-за усложнения схем магистральных и распределительных сетей, а также возросшего энергопотребления установок [1]. Таким образом, необходима доработка основных подходов к расчету уставок новых защит. В Руководящих указаниях по релейной защите [2, 3] приведены методы расчета дистанционных защит от многофазных КЗ, выполненных на электромеханической элементной базе. Характеристика срабатывания измерительных органов

(ИО) сопротивления таких защит представляет собой окружность, для задания которой необходимо определить сопротивление срабатывания защиты Zс.з и угол максимальной чувствительности φм.ч. В устройствах релейной защиты нового поколения реализованы более сложные характеристики срабатывания ИО сопротивления. Рассмотрим их подробнее на примере шкафа дистанционной и токовой защит линий типа ШЭ2607 021 производства ООО НПП «ЭКРА» [4]. Характеристика срабатывания каждого из ИО сопротивления (рис. 1) представляет собой параллелограмм, верхняя сторона которого параллельна оси R и пересекает ось Х в точке с координатой Хуст, а правая сторона имеет угол наклона φ1 относительно оси R и пересекает ее в точке с координатой Rуст (Rуст и Хуст – уставки соответствующей ступени по активному и реактивному сопротивлениям: RI, RII, RIII, RIV, RV и XI, XII, XIII, XIV, XV). Характеристики ИО сопротивления направленных ступеней ограничены с помощью двух отрезков, исходящих из начала координат и расположенных во втором и четвертом квадрантах, причем направленность определяется углами наклона этих отрезков относительно оси R: соответственно, φ3 и φ2. Для характеристики ИО I и V ступеней дополнительно существует область, вырезаемая углом φ4. Для характеристик ИО I - V ступеней предусмотрен общий вырез области сопротивления нагрузки с параметрами Rнагр и φнагр [4]. Необходимо отметить, что обозначение Rуст для электромеханических защит относится к известной точке в комплексной плоскости, а именно, к точке Zуст (Rуст, Хуст) на векторе Zл. Для МП защит Rуст – точка пересечения правой боковой стороны характеристик ИО сопротивления с осью R, следовательно, в этом случае точки Хуст и Rуст не соответствуют какой-либо одной точке комплексной плоскости, то есть замеры ИО сопротивления по Х и R не зависимы друг от друга.

НАУКА

Релейная защита

Рис. 1. Характеристики срабатывания ИО сопротивления ступеней ДЗ

Значение уставки срабатывания ИО N ступени на угле максимальной чувствительности Zуст.N выбирается на основании замера в расчетном режиме при металлическом КЗ в заданной точке и отсутствии сдвига ЭДС по фазе по условию обеспечения отстройки (конец линии, конец зоны ступени защиты смежного присоединения) или по условию обеспечения чувствительности, в зависимости от назначения рассматриваемой ступени защиты, для всех возможных условий первичной сети. ИО сопротивления от междуфазных КЗ (I – IV ступени защиты) используют междуфазные напряжения (UАВ, UВС, UСА) и соответствующие разности фазных токов (IА - IВ, IВ - IС, IС - IА) аналогично тому, как это принято для электромеханических защит [2, 3]. Угол максимальной чувствительности ИО определяется углом защищаемой линии, который зависит от параметров линии: Rл, Xл. Замеры ИО сопротивления при металлических междуфазных КЗ определяются при решении дифференциального уравнения: (1)

где ф1, 2, 3 – фаза А, В, С; , – мгновенные значения напряжения и тока; , – активное сопротивление и индуктивность фазы линии электропередачи. ИО сопротивления от КЗ на землю (V ступень защиты) содержит три ИО сопротивления для защиты, включенные на фазные напряжения (UА0, UВ0, UС0) и соответствующие фазные токи (IА, IВ, IС), с учетом компенсации тока нулевой последовательности защищаемой линии (3I0) и параллельной линии (3I0II). Замеры ИО сопротивления при металлических КЗ на землю определяются при решении дифференциального уравнения:

, ,

где ,

(2) – одна линия отключена,

, (3)

– коэффициенты компенсации тока 3I0 своей линии и тока 3I0II параллельной линии по X и по R, соответственно; , – корректирующие множители ко-

научно‑практическое издание

эффициентов компенсации тока 3I0 по Х и R; , , , , , – удельные сопротивления нулевой, прямой последовательностей и взаимоиндукции с параллельной линией. На примере ВЛ – 110 кВ З. «Дол – Волна» покажем, для чего же нужен коэффициент компенсации тока 3I0. При трехфазном КЗ в конце линии замер ИО сопротивления равен ZР = 3,31 Ом. Это значение соответствует параметрам защищаемой линии. При однофазном КЗ без учёта коэффициентов компенсации тока 3I0 замер ИО сопротивления будет больше и равен ZР = 4,96 Ом. Рассчитываем коэффициенты компенсации, и с учётом этих коэффициентов значение сопротивления будет таким же, как и при трехфазном КЗ, то есть будет соответствовать параметрам защищаемой линии. Теперь, на примере этой же линии, сравним зоны действия 1 ступени токовой защиты нулевой последовательности (ТЗНП) и V ступени ДЗ от однофазных КЗ. Из рис. 2 видно, что зона действия токовой защиты намного меньше зоны действия ДЗ от однофазных КЗ. И, если происходит однофазное КЗ на участке (15÷81)% ZЛ, и, если нет ДЗ от однофазных КЗ, это КЗ отключится 2 или даже 3 ступенью ТЗНП, которые имеют большее время срабатывания. В этом и есть преимущество ДЗ от однофазных КЗ. При выборе уставок V ступени ДЗ от КЗ землю необходимо учитывать, что эквивалентное сопротивление нулевой последовательности линии зависит от наличия взаимоиндукции с параллельной линией или линиями, идущими в общем коридоре. Для двух параллельных линий в зависимости от режима их работы оно определяется как [1, 5]: – две линии в работе,

– одна линия отключена и заземлена на двух концах, где – полное сопротивление нулевой последовательности линии; – полное сопротивление взаимоиндукции между параллельными линиями. 51

НАУКА

Релейная защита

ПС Зеленодольская

Волна

110кВ

81%Zл V ступень ДЗ

110кВ

15%Zл 1 ступень ТЗНП

лей (через деревья и падение проводов на землю) и носят активный характер. В случае междуфазных КЗ переходное сопротивление в месте КЗ – это сопротивление электрической дуги (рис. 3, а): , (5) где – сопротивление электрической дуги.

Рис. 2. Зоны действия 1 ступени ТЗНП и V ступени ДЗ от однофазных КЗ ВЛ-110 кВ З. Дол – Волна

Расчетным является режим, когда параллельная линия отключена и заземлена. Однако выбор в качестве расчетного наименьшего значения , необходимого для обеспечения селективности, обуславливает недокомпенсацию и сокращение зоны действия V ступени ДЗ в других режимах работы. Из выражений (1) и (2) видно, что замер ИО и при междуфазных КЗ, и при КЗ на землю соответствует фазному сопротивлению от места установки защиты до места КЗ. Ниже дан порядок расчета параметров характеристик ИО от всех видов КЗ. 1.  Расчет уставки срабатывания ИО всех ступеней на угле максимальной чувствительности Zуст.N Значение Zуст.N определяется по известным выражениям для расчета уставок электромеханических защит [2, 3]. Чувствительность всех ступеней ДЗ также определяется на основе рекомендаций Руководящих указаний по релейной защите [2, 3], но может дополнительно выполняться отдельно для Хуст.N и Rуст.N. 2.  Определение уставки срабатывания ИО всех ступеней по оси Х, Xуст.N На основании уставок по полному сопротивлению Zуст.N определяются уставки ИО по реактивной составляющей сопротивления по оси Х N ступеней: (4) Через точки Zуст.N и Xуст.N проходит верхняя сторона характеристики (многоугольника) ИО сопротивлений ступеней ДЗ, параллельная оси R. 3.  Расчет переходных сопротивлений в месте КЗ и на входе ИО сопротивления. Правая боковая, нижняя и верхняя правые части характеристики ИО сопротивления предназначены для обеспечения срабатывания ИО при КЗ через переходное сопротивление. Переходные сопротивления в месте КЗ, в общем случае, определяются сопротивлениями электрических дуг, посторонних предметов в месте повреждения, опор и их заземлений, а также сопротивлениями между проводами фаз и зем52

03 / Сентябрь 2011

а)

б)

в) Рис. 3. КЗ через переходное сопротивление на ВЛ с двухсторонним питанием: а) двухфазное КЗ; б) однофазное КЗ; в) векторная диаграмма токов и ЭДС

В случае однофазных КЗ на землю это сумма сопротивлений электрической дуги между

НАУКА

Гарке Владимир Георгиевич, Дата рождения 22 февраля 1941 года; окончил в 1963 году Иркутский политехнический институт, кафедра электромеханики; в 1971 году в Рижском техническом институте защитил кандидатскую диссертацию на тему: «Быстродействующие измерительные органы дистанционной защиты», в 1991 году в Рижском техническом университете была присвоена ученая степень д.т.н. за эту же тему. д.т.н. Рижского технического университета, профессор кафедры электрооборудования Федеративного научно-исследовательского центра Казанского государственного технического университет им. А.Н. Туполева (Казанский авиационный институт);

Релейная защита проводом и опорой и эквивалентного сопротивления опоры относительно земли, то есть сопротивления самой опоры и сопротивления заземления опоры (рис. 3, б): , (6) где – то же, что в выражении (5); – сопротивление опоры и ее заземления. Ввиду сложности процессов и влияния многих факторов на горение дуги сопротивление дуги оценивается приближенно. В первом приближении можно принять модуль напряжения дуги на единицу длины дуги постоянным , определяемым только ее длиной и независящим от тока . В этом случае сопротивление дуги определяется соотношением . Значение , В/м, в различных источниках колеблется в пределах 1000 - 3000 В/м (действующее значение) [5]. В отечественной практике используют значение =1050 В/м, в Германии - =2500 В/м. Решение дифференциального уравнения сопротивления электрической дуги дает значение = 2200 В/м [6]. При двухфазном КЗ при одностороннем и двухстороннем питаниях первичное сопротивление замера ИО сопротивления равно: , (7) где – сопротивление прямой последовательности от места установки ДЗ до места КЗ; – вектор напряжения на дуге, совпадает по направлению с вектором тока через дугу; – вектор тока, который подается на ИО сопротивления. При одностороннем питании ток, который подается на ИО сопротивления, равен току дуги, и вектор напряжения на дуге совпадает по направлению с вектором этого тока, то есть сопротивление в месте повреждения, которое определяется ИО, является активным сопротивлением и равно из (7): . (8) При двухстороннем питании ток, который подается на ИО сопротивления, не равен току дуги. Последний равен сумме токов с двух сторон питания, и направление вектора напряжения на дуге совпадает с вектором суммы токов, то есть сопротивление на входе ИО сопротивления является комплексным сопротивлением и равно: ,

(9)

где – угол между вектором тока, который подается на ИО сопротивления, и вектором суммы токов через дугу . При однофазном КЗ через переходное сопротивление на линии с односторонним питанаучно‑практическое издание

нием, на приемном конце которой отсутствуют трансформаторы с заземленной нейтралью, и при отдельном задании коэффициентов компенсации тока нулевой последовательности линии по осям R и X, что и практикуется в шкафах серии ШЭ2607, справедливы соотношения [5]: ,

(10)

(11)

где , – индуктивное и активное сопротивления прямой последовательности, измеряемые ИО сопротивления ДЗ от КЗ на землю; , – напряжение и ток, которые подаются на ИО сопротивления при однофазных КЗ; , – индуктивное и активное сопротивления прямой последовательности до места КЗ; – сопротивление электрической дуги; – сопротивление опоры и заземления опоры. Следовательно, переходное сопротивление в месте КЗ, измеряемое ИО сопротивления, является активным и равно из (11): .

(12)

При однофазном КЗ через переходное сопротивление на линии с двухсторонним питанием справедливы соотношения: , (13)

. (14) То есть переходное сопротивление на входе ИО сопротивления является комплексным и равно: . (15) 4.  Определение уставки срабатывания ИО всех ступеней по оси R, Rуст.N Уставка срабатывания по оси R определяется переходным сопротивлением, которое замеряется ИО сопротивления. Она равна: •  для ИО сопротивления от междуфазных КЗ из (8) и (9): или

(16)

НАУКА

Релейная защита •  д ля ИО сопротивления от однофазных КЗ из (12) и (15): или ,

(17)

Конова Елена Александровна, Дата рождения: 8 мая 1987 год; закончила в 2009 году Казанский государственный энергетический университет, кафедра Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем; Аспирант кафедры Электрооборудования Федеративного научноисследовательского центра Казанского Государственного Технического Университета им. А.Н. Туполева (Казанский авиационный институт).

где – удлинение дуги относительно расстояния провод – провод или провод – опора, из-за ее формы; – коэффициент запаса, принимается равным 0,8÷0,9 для надежного срабатывания при КЗ через переходное сопротивление; – угол между вектором тока, который подается на ИО сопротивления и вектором суммы токов, протекающих через дугу. 5.  Расчет угла наклона правой боковой части характеристики ИО φ1N Угол наклона правой боковой части характеристики ИО сопротивления определяется из найденных ранее величин Zуст.N, Xуст.N, Rуст.N и φл (рис. 4). Единственная величина, которая еще не определена, это Rуст.Nкон – уставка по переходному сопротивлению ИО в конце зоны действия N ступени ДЗ, определяемая по выражениям (16), (17), но для точки КЗ не в начале линии, а в конце зоны действия соответствующей ступени ДЗ. Данная уставка не настраивается и не входит в бланк уставок. В выражениях (16) и (17) нужно выбрать соответствующие величины токов II и III.

6. Расчет углов наклона нижней и верхней правой частей характеристики ИО φ2 и φ4(I), φ4(V) Следующим шагом при определении параметров характеристики срабатывания является определение углов наклона нижней и верхней правой (I, V ступени защиты) частей: φ2 и φ4(I), φ4(V), соответственно. Рассмотрим их физическую суть. Для передачи мощности по линиям необходим сдвиг фаз системных напряжений (рис. 3, в). Поэтому в случае КЗ питающие ЭДС имеют различные углы. ЭДС на передающем конце опережает ЭДС на принимающем конце на угол передачи δ. Поэтому в первом приближении токи КЗ на обоих концах линии имеют такой же сдвиг по фазе (рис. 3, в) [1]. Пределу статической устойчивости соответствует угол δ, равный 90º. На практике этот угол, для обеспечения запаса статической устойчивости, принимают не больше 60º. На ВЛ 110 - 220 кВ угол δ, как правило, не превышает 10 - 15º. Данные явления могут приводить к отказу действия защит при КЗ на защищаемом участке из-за подпитки места КЗ при наличии переходного сопротивления током от противоположной части энергосистемы и расположения вследствие этого вектора входного сопротивления вне характеристики срабатывания защиты [5]. Соответственно, нижняя правая часть характеристики ИО сопротивления должна быть повернута для охвата всех возможных сопротивлений в месте КЗ в начале линии электропередачи. Из выражений (9) и (15) можно определить угол поворота вектора сопротивления в начале и конце зоны действия всех ступеней ДЗ (рис. 5). jX

Rпер.кон e j 1кон

R пер.кон

Z уст . N

I I кон 1кон

Rпер.кон e

1кон

I I кон

Rпер.нач e j 1нач

R пер.нач Rпер.нач e

1нач

I II кон

I I нач

1 нач

I I нач

I II нач

Рис. 5. Области измерений ИО сопротивления N ступени ДЗ Рис. 4. Определение угла наклона характеристики ИО сопротивления ДЗ φ1(N)

Исходя из этих соображений, определяется угол наклона φ1N: . (18)

03 / Сентябрь 2011

при КЗ через переходное сопротивление

Угол φ2 равен: •  для ИО сопротивления от междуфазных КЗ из (9): ; (19) •  для ИО сопротивления от однофазных КЗ из (15): ,

(20)

НАУКА

Лопухов Валентин Михайлович, Дата рождения: 01.11.1946 г. Окончил Московский энергетический институт (МЭИ) в 1971, кафедра Электрические сети и системы. Начальник службы релейной защиты и автоматики Филиала ОАО «Системный Оператор Единой Энергосистемы» Регионального Диспетчерского Управления Татарстана.

Релейная защита где – угол между вектором тока, который подается на ИО сопротивления, и вектором тока через переходное сопротивление, то есть вектором суммарного тока КЗ с двух сторон питания. Максимально возможное значение угла δ1 равно углу передачи δ, поэтому с достаточной точностью и запасом можно принять . (21) Угол наклона верхней правой части характеристики ИО сопротивления используется только для первой и пятой ступеней защиты. В данном случае наклон характеристики необходим для отстройки от КЗ через переходное сопротивление в начале последующей линии электропередачи, поскольку при КЗ через переходное сопротивление и повороте вектора сопротивления может произойти ложное срабатывание данных ступеней ДЗ. Для исключения таких случаев верхнюю правую часть характеристики (рис. 1) поворачивают на угол поворота вектора сопротивления, который определяется точно так же, как угол φ2, из выражений (9) и (15). Искомые углы можно принять с достаточной точностью и запасом . (22) 7. Расчет уставок ИО для отстройки от нагрузок Rнагр, φнагр и φ3 В шкафах ШЭ2607 021, ШЭ2607 021021 предусмотрена возможность снижения чувствительности ИО сопротивления ДЗ к активной составляющей в области углов, соответствующих замерам в режимах нагрузки. Для этого характеристики ИО сопротивления имеют общий вырез области сопротивления нагрузки с параметрами Rуст.нагр и φнагр.ИО (рис. 1). Данное обстоятельство позволяет существенно повысить чувствительность ИО к переходным сопротивлениям при удаленных КЗ и, в частности, в зоне дальнего резервирования. Наиболее точным способом определения максимальной нагрузки (максимальной передаваемой мощности) является анализ режимов работы линии электропередачи при передаче максимальной мощности. На рис. 6 представлена эквивалентная схема энергосистемы в симметричном режиме, где , и , – эквивалентные ЭДС и сопротивления системы с двусторонним питанием, приведенные к месту установки ДЗ, включая и участки энергосистемы с протяженными ВЛ [5]. В симметричном нагрузочном режиме ток , напряжение и полное сопротивление нанаучно‑практическое издание

Рис 6. К анализу ДЗ в нагрузочном режиме

грузки

определяются соотношениями: ;

(23) ;

(24) ;

(25)

Области расположения вектора полного сопротивления замера ИО сопротивления в нагрузочном режиме определяются, исходя из двух ограничений [5]:  1 ) соотношение ЭДС и по модулю не выходит за пределы: , (26) где , ;  2 ) угол передачи из условия устойчивости энергосистемы не должен выходить за пределы: , (27) где ; . Результирующие области нагрузочных режимов определяются как общие для условий 1 и 2 и находятся вне дуг окружностей. Так, например, при , области нагрузочных режимов ограничены дугами 1, 2, 7 в I и IV квадрантах и дугами 1, 2, 6 во II и III квадрантах плоскости (рис. 7). Окружности на рис. 7 построены на основании выражений (23) – (27) [5].

Рис. 7. Области расположения вектора замера ИО сопротивления ДЗ в нагрузочных режимах

Из рис. 7 следует, что минимальное сопротивление при максимальной нагрузке равно: 55

НАУКА

Релейная защита

Васильева Татьяна Владиславовна, Дата рождения 6.07.1978 г.; закончила в 2001 г. Казанский Государственный Энергетический Университет (КГЭУ), кафедра РЗиА. Ведущий специалист СРЗА Филиала ОАО «Системный Оператор Единой Энергосистемы» Регио-

(28)

Выше был рассмотрен идеальный случай, когда вектора сопротивлений и совпадают по модулю и углу и представляют собою Х1 и Х2. На практике модули и углы соответствующих векторов различны. В связи с этим области нагрузочных режимов уже не будут симметричны относительно начала координат, и это обстоятельство необходимо учитывать при выборе угла отстройки от нагрузочного режима φнагр.ИО и угла наклона левой части характеристики ИО сопротивления φ3(N). Уставку срабатывания ИО сопротивления по оси R для отстройки от нагрузки (вырез нагрузки) можно определить разными способами: •  исходя из минимального сопротивления нагрузки:

нального Диспетчерского Управления Татарстана.

(29)

, – минимальное напряжегде ние и максимальный ток при максимально возможной нагрузке, с учетом запуска или самозапуска электродвигателей; •  исходя из заданного режима передачи максимальных активной и реактивной мощности по линии электропередачи (задается службой режимов предприятия энергетики); •  исходя из расчета минимального сопротивления по (28). Для последнего условия уставка срабатывания ИО сопротивления по оси R (вырез нагрузки) определяется как ,

(30)

где – коэффициент отстройки, который можно принять для ДЗ равным 0,8 ÷ 0,9. Угол наклона частей характеристики ИО сопротивления для отстройки от нагрузки (вырез нагрузки) также можно определить по трем вышеприведенным условиям. Для последнего условия угол максимальной нагрузки можно определить графически (рис. 7), зная точки пересечения дуг окружностей 1 и 3, 5, 7; 2 и 3, 5,7 с правой стороны; 1 и 3, 4, 6; 2 и 3, 4, 6 с левой стороны и центр координат, имея в виду, что при малых углах передачи мощности выреза нагрузки может не потребоваться. Зная угол максимальной нагрузки, можно определить угол наклона частей характеристики ИО сопротивления для отстройки от 56

03 / Сентябрь 2011

нагрузки (вырез нагрузки): •  в I и IV квадрантах: ; (31) •  в II и III квадрантах: . (32) Угол наклона нижней левой части характеристики ИО сопротивления φ3 определяется, исходя из условия отстройки от максимальной нагрузки, которая может передаваться от линии к шинам, то есть от второго источника питания. Следовательно, данный угол определяется так же, как угол φнагр.ИО, учитывая его расположения во II квадранте: . (33) Выводы Особенности расчета уставок ИО ДЗ, выполненной на микропроцессорах, заключаются в следующем: •  ДЗ применяется не только для защиты от междуфазных КЗ, но и от КЗ на землю, причем в последнем случае следует отстраиваться от токов нулевой последовательности защищаемой и параллельной линии; •  ДЗ позволяет эффективно работать при КЗ через переходные сопротивления в месте КЗ в сложных схемах первичной сети с многосторонним питанием места КЗ; •  ДЗ имеет повышенную отстройку от нагрузочных режимов; •  параметры характеристик ИО ДЗ могут регулироваться в широких диапазонах, и поэтому требуются новые методики (алгоритмы) расчета уставок защиты для выбора оптимальных параметров характеристик. Литература: 1. Циглер Г. Цифровая дистанционная защита: принципы и применение. – М.: Энергоиздат, 2005. – 322 с. 2. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 7. Дистанционная защита линий 35-330 кВ. – М.: Энергия, 1966. 3. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 7 (дополнение). Дистанционная защита линий 35-330 кВ. – М.: Энергия, 1966. 4. Руководство по эксплуатации ЭКРА.656453.049 РЭ. Шкаф дистанционной и токовой защит линии типа ШЭ2607 021021, ШЭ2607 021. 5. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. 549 с.: ил. 6. Гарке В.Г. К вопросу о сопротивлении электрической дуги. – Изв. АН ЛССР, серия физ. и техн. наук, №1, 1971.

НАУКА

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316.925

Авторы: Вдовин С.А., Шалимов А.С., ООО «НПП Селект», г. Чебоксары S. Vdovin, A. Shalimov, SPE «Select», Cheboksary.

Повышение чувствительности и быстродействия поперечной дифференциальной токовой защиты шунтирующего реактора с использованием динамической коррекции уставок при холодном пуске The enhancement of sensitivity and performance of shunt reactor’s transverse differential current protection with application of dynamic cold load pickup Аннотация: рассматривается применение функции динамической коррекции уставок при холодном пуске поперечной дифференциальной токовой защиты шунтирующего реактора, реализованной на основе функции максимальной токовой защиты микропроцессорных устройств РЗА, для повышения чувствительности и быстродействия при витковых замыканиях в обмотках реактора.

Ключевые слова: шунтирующий реактор, поперечная дифференциальная токовая защита, максимальная токовая защита, динамическая коррекция уставок, холодный пуск.

This paper considers the application of the dynamic cold load pickup of the shunt reactor’s transverse differential current protection, based on the overcurrent function of the microprocessor relay protection device, for the enhancement of sensitivity and performance of circuits in windings of shunt reactor.

Keywords: shunt reactor, transverse differential protection, overcurrent protection, dynamic cold load pickup.

03 / Сентябрь 2011

Поперечная дифференциальная токовая защита (ПДЗ) шунтирующих реакторов (ШР) применяется для ликвидации витковых замыканий обмотки реакторов, имеющих две ветви (расщепление) в фазах. ПДЗ реагирует на дифференциальные токи фаз А, В, С, каждый из которых формируется: либо двумя трансформаторами тока (ТТ), установленными в цепи обеих секций расщепленной обмотки соответствующей фазы реактора на стороне нейтрали реактора и включенными в противофазе, либо дифференциальным ТТ специального исполнения (типа ДТФ), как это представлено на рис. 1. В нормальном режиме и в режиме внешних КЗ токи в параллельных ветвях обмотки реактора практически одинаковы. При повреждениях одной из ветвей это равенство нарушается, появляется ток небаланса, вызывающий срабатывание защиты в поврежденной фазе. Защита имеет одну или две ступени по току срабатывания, действующие при появлении тока небаланса (витковое замыкание в расщепленной фазе реактора) без выдержки, или с независимой выдержкой времени (ANSI 50), на: •  отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения); •  пуск устройства резервирования при отказе вы-

ключателей (УРОВ) реактора. Следует отметить, что поперечная дифференциальная токовая защита реактора может быть реализована как с применением функции максимальной токовой защиты, измеряющей дифференциальные токи двух полуветвей в каждой

Рис. 1. Варианты подключения комплектов ПДЗ c функцией МТЗ к ТТ в расщеплённых обмотках ШР

НАУКА

Релейная защита

расщепленной фазе ШР (традиционное исполнение ПДЗ с тремя измерительными входами), так и на базе устройства дифференциальной токовой защиты с торможением, с независимым измерением токов указанных полуветвей (шесть измерительных входов ПДЗ). Последнее исполнение ПДЗ не рассматривается в настоящей статье.

При реализации ПДЗ реактора с применением функции максимальной токовой защиты (МТЗ) используются две отдельные ступени функции фазной МТЗ с независимыми выдержками времени I>> и I>. Уставки при этом выбираются следующим образом. Ток срабатывания отдельной быстродействующей (грубой) ступени I>> ПДЗ реактора, выбирается согласно методике, приведенной в [1], по условию отстройки от тока небаланса в режиме протекания через реактор сквозных токов включения: (1)

где

– коэффициент отстройки; – коэффициент однотипности ТТ; – коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме; – относительная полная погрешность трансформаторов тока класса 10Р, принимается 5% в предположении, что расчетная кратность тока включения реактора значительно ниже номинальной кратности тока ТТ (которой соответствует погрешность измерения ≤ 10%), и сопротивление нагрузки ТТ не превышает номинального значения; – составляющая относительного тока небаланса, обусловленная неравенством первичных токов в параллельных ветвях расщепленной фазы обмотки реактора величиной до 10% (уточняется в процессе наладки или эксплуатации защиты); – ток в одной из параллельных ветвей обмотки реактора в рассматриваемом режиме. – номинальный ток реактора. Выдержка времени срабатывания отдельной быстродействующей (грубой) ступени ПДЗ, с действием на отклю-

чение и пуск УРОВ ШР: (2) Ток срабатывания отдельной чувствительной ступени ПДЗ реактора выбирается по условию отстройки от тока небаланса в режиме максимальной перегрузки реактора: (3) где – коэффициент запаса, учитывающий перенапряжения в сети ВН, допустимые для шунтирующих реакторов в течение ограниченного периода времени (согласно [2], п.5.11.17). Выдержка времени отдельной чувствительной ступени ПДЗ реактора, минимально необходимая для отстройки от переходных режимов в сети ВН и реакторе, с действием на отключение и пуск УРОВ ШР: (4) Как видно из приведенного выше, быстродействующая функция ПДЗ имеет низкую чувствительность, а относительно чувствительная функция должна иметь существенную выдержку времени, которая снижает эффективность ее действия. С учетом данных переходного процесса включения шунтирующего реактора, полученных по результатам пусконаладочных испытаний, указанная выдержка времени может быть увеличена. Существуют следующие возможности повышения чувствительности и/ или быстродействия ПДЗ, выполненной на основе функции максимальной токовой защиты: 1. Величина тока небаланса, обусловленная неравенством токов в параллельных ветвях обмотки реактора (в расчете выше учитывается максимально допустимое значение ), может быть уточнена (измерена) в процессе наладки или эксплуатации защиты. В этом случае уставки ПДЗ по току срабатывания (1) и (3) могут быть существенно понижены, при соответствующем повышении чувствительности защиты. 2. В случаях применения высокоточного ТТ типа ДТФ-35, имеющего две параллельные секции первичной обмотки, подключаемые в каждой ветви

научно‑практическое издание

расщепленной фазы на стороне нейтрали реактора, и единую вторичную измерительную обмотку с классом точности 0,5Р для измерительных цепей ПДЗ, в расчетных выражениях (1) и (3) следует применять значения погрешности измерения (вместо 0,05), что также позволит существенно повысить чувствительность защиты. 3. Микропроцессорные (МП) устройства релейной защиты и автоматики (РЗА), как правило, имеют внутреннюю функцию торможения при бросках тока намагничивания (БТН), основываемую на оценке составляющей второй гармоники, имеющейся в БТН. В случае возможности эффективного применения функции торможения (блокирование действия) при БТН по наличию 2-й гармонической составляющей тока включения для чувствительной ступени ПДЗ, выдержка времени ее срабатывания на отключение может быть оптимально снижена до величины: Однако, для ШР, ток включения которых содержит незначительную величину высших гармонических составляющих (уточняется согласно техническим данным изготовителя оборудования), указанное торможение (блокирование) функции ПДЗ часто оказывается неэффективным. В связи с этим, предпочтительным вариантом реализации ПДЗ является быстродействующая МТЗ с одной общей ступенью, имеющей две независимые уставки по току срабатывания: •  чувствительная уставка – для нормального нагрузочного режима реактора, •  грубая уставка – для динамического режима включения реактора, вводимая автоматически функцией динамической коррекции уставок при холодном пуске МТЗ (ПДЗ). С помощью функции динамической коррекции уставок холодного пуска может быть автоматически увеличен порог срабатывания по току (и времени) ПДЗ реактора в момент подачи питающего напряжения (при условии фиксации предварительного отключения), в случаях значительного возрастания потребления мощнос ти по 59

НАУКА

Релейная защита

Вдовин Сергей Аркадьевич, Дата рождения: 19.05.1955 г. Год окончания вуза – 1978, Политехнический институт г. Самара. Руководитель группы проектирования ООО «НПП Селект».

Рис. 2. Временная диаграмма функции динамической коррекции уставок при холодном пуске

сравнению с нормальным режимом работы ШР, вследствие возникновения пускового тока. Таким образом, если при включении защищаемого реактора используется динамическое увеличение уставок тока срабатывания и соответствующих выдержек времени ПДЗ, то в нормальном режиме работы ШР могут применяться уставки по току и времени срабатывания без учета возможных (максимальных) пусковых токов включения. В МП устройствах РЗА [3, 4, 5, 6] могут использоваться два способа определения отключенного состояния защищаемого объекта: •  c помощью блок-контактов выключателя, подключенных к дискретным входам устройства защиты; •  задание порогового значения контроля протекания тока для определения отключения питания объекта. Для рассматриваемой ПДЗ должен применяться только первый способ, т.к. в нормальном нагрузочном режиме работы реактора ток в измерительной дифференциальной цепи защиты близок к нулю (протекает только ток небаланса незначительной величины), т.е. критерий про60

03 / Сентябрь 2011

верки включенного состояния выключателя по току не может быть применен. Если устройство фиксирует, что защищаемый объект отключен, то после истечения заданной выдержки времени TОТКЛ.ВЫКЛ активируются альтернативные (увеличенные) значения срабатывания ступеней МТЗ. Когда защищаемый объект включается (т.е. устройство получает через дискретный вход информацию о том, что соответствующий выключатель включен), запускается время действия TДЕЙСТ.ДИН. После того, как время действия истекло, значения срабатывания ступеней МТЗ возвращаются к нормальным значениям (рис. 2). Указанное время TДЕЙСТ.ДИН может быть автоматически уменьшено, если значения токов после пуска (включения выключателя) становятся меньше нормальной уставки срабатывания на заданный период времени ТСНЯТИЯ ДИН. Условие для быстрого сброса выдержки времени возврата выполняется при возврате всех органов МТЗ. Уставка по току срабатывания функции динамической коррекции уставок защиты должна выбираться по условию отстройки от максимальных токов небаланса переходного процесса вклю-

НАУКА

Шалимов Александр Станиславович, Дата рождения: 24.02.1982 г. Год окончания вуза – 2005, электротехнический факультет Чувашского государственного университета, кафедра электрических и электронных аппаратов. Ведущий инженер ООО «НПП Селект».

Релейная защита чения ШР под напряжение (бросок тока включения), т.е. в соответствии с выражением (1). Таким образом, в случаях использования функции динамической коррекции уставок, достаточно использование единой (общей) ступени ПДЗ (МТЗ) с уставками по току и времени срабатывания, определяемыми: •  д ля условий включения реактора – в соответствии с выражениями (1) и (2); •  д ля нормального (длительного) режима работы реактора – в соответствии с выражениями (3) и (2). Выдержку времени продления действия функции динамической коррекции уставок (TДЕЙСТ.ДИН) рекомендуется принимать исходя из условий процесса включения реактора, больше (с запасом) длительности возможного переходного процесса (уточняется согласно техническим данным изготовителя оборудования). В заключение отмечаем, что применение рассматриваемой функции возможно так же и для сетевой обмотки (высокого напряжения) управляемых шунтирующих реакторов (УШР), с учетом некоторой специфики выбора уставок для конкретного типа УШР.

научно‑практическое издание

Выводы: Использование динамической коррекции уставок при холодном пуске поперечной дифференциальной токовой защиты шунтирующего реактора, реализованной на основе функции максимальной токовой защиты микропроцессорных устройств, позволяет выполнить эффективную отстройку параметров срабатывания от бросков тока включения реактора и, совместно с другими известными мероприятиями, повысить быстродействие и чувствительность ПДЗ при витковых замыканиях в обмотках ШР. Литература: 1. Типовой проект №407-03-47.87 «Схема и НКУ релейной защиты шунтирующих реакторов 500-750 кВ. Пояснительная записка», Энергосетьпроект, М. 1988 г. 2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М.: СПО ОРГРЭС, 2003. 3. Многофункциональное устройство защиты и местного управления 7SJ62/64 V4.7. Руководство по эксплуатации. C53000-G1156-C207-1. Русская версия. 4. F60 Реле управления фидером. Руководство по эксплуатации терминалов серии UR. F60 версия: 5.2x. Руководство №: 1601–0214–P1 (GEK 113224), 2008 GE Multilin. 5. MiCOM P141, P142, P143. Техническое справочное руководство. 6. Relion 615 series. Feeder Protection and Control REF615. Application Manual. Document ID 1MRS756378, product version 2.0, revision E. ABB, 03.07.2009.

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316

Авторы: Васильев Д.С., к.т.н. Козлов В.Н., OOO «НПП Бреслер», г. Чебоксары

Родионов И.А., Зам. гл. инженера филиала «Тулэнерго»

ДАЛЬНЕЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ ЗАЩИТ ОТВЕТВИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В НЕПОЛНОФАЗНЫХ РЕЖИМАХ LONG-RANGE BACKUP PROTECTION OF TAPPING SUBSTATIONS IN THE OPEN-PHASE MODE

ОАО «МРСК Центра и Приволжья», г. Тула. D.S. Vasilyev, V.N. Kozlov,

Аннотация: в работе представлены результаты исследования, направленного на повышение чувствительности защит линий в неполнофазных режимах, приводящих к повреждению ответвительных трансформаторов.

I.A. Rodionov

Ключевые слова: дальнее резервирование, ответвительная подстанция, неполнофазный режим. Article’s abstract: The report contains results of the research, which was aimed at sensitization protections of lines in open-phase mode, resulting in damage to the tapping substation. Keywords: long-range backup protection, tapping substation, open-phase mode.

Родионов Игорь Александрович, Дата рождения: 12.01.1964 г. Окончил Московский Энергетический Институт в 1990 г., кафедра «Релейная защита». Заместитель главного инженера филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».

03 / Сентябрь 2011

Защита дальнего резервирования (ЗДР) устанавливается на головных концах линии электропередачи и обеспечивает выявление повреждений в силовых отпаечных трансформаторах или на стороне их низшего напряжения [1]. Однако, в последние годы увеличилось количество повреждений силовых трансформаторов ответвительных подстанций в режимах продольно-поперечной несимметрии в линии, т.е на стороне высшего напряжения трансформаторов. В статье предлагается вариант выявления таких режимов с помощью ЗДР. Выдержка из распоряжения по итогам расследования технологического нарушения на ПС Привокзальная филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»: «1 декабря 2010 г. в результате обрыва провода фазы «С» ВЛ 110 кВ Обидимо-Октябрьская с отп. Производственного отделения Тульские электрические сети (ПО ТЭС), с падением на землю в сторону тупиковой ПС 110 кВ Привокзальная и обрывом в сторону источника питания (ПС 110 кВ Обидимо) без замыкания на землю, возник неполнофазный режим, что вызвало работу защит минимального напряжения на ПС Привокзальная. АВР 6-10 кВ на ПС Привокзальная отработали успешно. Обмотка 110 кВ Т-1 ПС Привокзальная длительно обтекалась током однофазного замыкания на землю, т.к. нейтраль трансформатора в нормальной схеме заземлена. При этом резервные защиты ВЛ 110 кВ (ТЗНП) со стороны ПС Обидимо не чувствительны и не работали. Дифференциальная защита Т-1 по принципу действия в данном режиме также не работала. Длительное протекание тока замыкания на землю через заземленную нейтраль Т-1 ПС При-

вокзальная привело к разрушению вывода нейтрали 110 кВ Т-1 с выбросом и воспламенением масла. При этом работала газовая защита Т-1, короткое замыкание отключалось после срабатывания КЗ и ОД на ПС Привокзальная. ДФЗ ВЛ 110 кВ на ПС Обидимо с успешным АПВ. Вытекание масла через поврежденный ввод нейтрали 110 кВ Т-1 и короткое замыкание привело к возгоранию силового трансформатора». То есть на отпайке присутствовал режим обрыва фазного провода воздушной линии, со стороны высшего напряжения трансформатора с его одновременным замыканием на землю со стороны трансформатора. В сетях 110 кВ основной защитой при данных видах повреждений является токовая защита нулевой последовательности, но ее чувствительности, как правило, недостаточно. Защиты ответвительного трансформатора (если они есть) не чувствительны к данному режиму, поскольку измерительные трансформаторы тока защит на стороне высшего напряжения соединены в треугольник, и токи нулевой последовательности замыкаются в нем, не фиксируясь в дифференциальном реле. В [2] рассмотрен вариант совершенствования защит ответвительных трансформаторов с целью выявления вышеупомянутых режимов. Предлагается отключение трансформатора в этих условиях производить дополнительной токовой защитой нулевой последовательности, включив трансформатор тока в нейтраль трансформатора. Защита трансформатора будет иметь две выдержки на отключение. Первая работает на отключение выключателя трансформатора или на включение короткозамыкателя 110 кВ. Вторая – на отделитель 110 кВ в цепи трансформатора при отказе в отключении выключателя или если включение короткозамыкателя не привело к отключению линии.

НАУКА

Релейная защита

Рис. 1. Схема сети с ответвительными подстанциями

Однако такое решение не исключает необходимость резервирования защитами линий при отказе отделителя или выключателя. Рассмотрим неполнофазные режимы на примере сети приведенной на рисунке 1. Для наглядности используем реальные параметры элементов. Системы, обозначенные символами s и r, вносятся в модель сопротивлениями прямой (обратной) и нулевой последовательности: , . Линии электропередачи заданы параметрами: тип опоры ПБ110-1, марка провода АС-120/19, марка трос С-70, длина линий равна 10 км. Трансформаторы типа ТДН-10000/110 с сопротивлением .

Коэффициент загрузки трансформаторов и . Нейтраль трансформаторов на стороне высшего напряжения заземлена. Имитационное моделирование выполнялось методом каскадного эквивалентирования. Проводились опыты: обрыв фазы «А» в точках «О1» и «О2», обрыв фазы «А» в точке «О2», сопровождающийся однофазным замыканием со стороны трансформатора (рис. 1). В таблице 1 приведены токи в обмотках и в нейтрали трансформаторов Т1 и Т2, а также токи и их симметричные составляющие в месте наблюдения (т.е. в месте установки ЗДР в головном конце линии). Угол передачи между системами равен 15о.

Как видно из таблицы, наиболее опасным для ответвительного трансформатора Т1 является режим «обрывзакоротка», приводящий к большим токам нулевой последовательности в нейтрали, что и является причиной его повреждения. Также видно, что эффективным средством выявления рассмотренных режимов является измерительный орган, контролирующий модуль отношения тока обратной последовательности к току нулевой последовательности . При повреждениях в отпайке (точка О2) этот модуль меньше 1, а для линии (точка О1) наоборот больше 1. Дальнейшее моделирование показывает, что величина возмущения, вызываемого обрывом, зависит от величины тока, протекающего в месте обрыва в доаварийном режиме. В отсутствии перетока мощности по линии (для точки О1) или нагрузки трансформатор Т1 (для точки О2) данный режим, в отличие от режима «обрыв-закоротка», становится неразличимым. Таким образом, мы имеем информационный параметр , позволяющий отличить рассмотренные виды

Таблица 1. Результат моделирования

Режим

Фазные токи в месте наблюдения, А

Симметричные составляющие тока в месте наблюдения, А

Ток в трансформаторе Т1, А

Ток в трансформаторе Т2, А

«Обрыв-закоротка» в точке «О2»

Обрыв в точке «О2»

Обрыв в точке «О1»

научно‑практическое издание

НАУКА

Козлов Владимир Николаевич, Дата рождения: 15.08.1952 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 1975 г., кафедра «Электрические аппараты». В 1985 г. защитил кандидатскую диссертацию в Ленинградском политехническом институте на тему «Комплексная защита

Релейная защита повреждений в отпайке от повреждений в магистральной линии. Для его использования в ЗДР необходимо добавить критерии, позволяющие обеспечить селективность действия защиты по отношению к защищаемым отпайкам. Теория алгоритмического моделирования, используемая в ЗДР «Бреслер-0107.030», позволяет получать необходимые оценки токов и напряжений в произвольной точке защищаемой схемы. Общие принципы построения алгоритмических моделей (АМО) были рассмотрени в [1]. Для решения данной задачи необходимо дополнительно к [1] выполнить построение алгоритмической модели для схемы нулевой последовательности, при этом изменится место установки виртуального реле сопротивления (ВРС), т.е. изменится ветвь, в которой необходимо получить оценку токов и напряжений. Варианты установки виртуальных реле сопротивлений приведены на рисунке 2. На ответвление, не имеющее заземленную нейтраль, виртуальное реле сопротивления не устанавливается.

судовых генераторов». Доцент каф. «ТОЭРЗА» Чувашского госуниверситета, главный конструктор ООО «НПП Бреслер».

Рис. 2. Алгоритмическая модель объекта

Васильев Дмитрий Сергеевич, Дата рождения: 08.06.1984 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н.

Для каждого из ВРС расчетная схема будет иметь вид, приведенный на рисунке 3. Проведем ее подробный анализ для неполнофазного режима, сопровождающегося замыканием на землю. Сеть имеет следующие параметры: , , трансформатор ТДН10000/110 , работает на холостом ходу.

Результаты моделирования следующие: , , , . Анализ схемы показал, что имея величины тока и напряжения фаз «B» и «С» в месте установки ВРС может быть построен замер вида: .В случае адекватности алгоритмической модели к имитационной модели, замер виртуального реле будет равен сопротивлению трансформатора. Это свойство замера закладывается в алгоритм выявления рассмотренных видов повреждений. Выводы: Предложенный алгоритм позволяет реализовать дальнее резервирование защит трансформатора в условиях неполнофазного режима, сопровождающегося замыканием на землю. Запуск алгоритма расчета алгоритмических моделей и виртуальных реле сопротивлений осуществляется при выполнении двух условий: и . Применение алгоритмических моделей позволяет идентифицировать ответвление, в котором произошел неполнофазный режим, сопровождающийся однофазным замыканием, при условии различия мощности ответвительных трансформаторов. Имеется возможность выполнения сигнализации о неполнофазном режиме (обрыве) на линии, реализованной на проверке условий: и . Защита дальнего резервирования «Бреслер-0107.030», выпускаемая серийно с 1998 г. «НПП Бреслер», может быть дополнена изложенными в статье алгоритмами. Что позволит в дополнение к основной функции защиты – дальнему резервированию при повреждениях в ответвительном трансформаторе и на стороне его низшего напряжения – ввести еще три функции: резервирование защит в неполнофазном режиме, сопровождающемся замыканием в ответвлении, сигнализацию о неполнофазном режиме на линии и в отпайке.

Ульянова в 2008 г., Литература: 1. Васильев Д.С., Козлов В.Н., Павлов А.О. Развитие высокочувствительной защиты дальнего резервирования // Релейная защита и автоматизация, №2, 2011, с. 24-28. 2. Маруда И.Ф. Релейная защита понижающих трансформаторов от коротких замыканий на линии при разрывах фаз // Электрические станции, №2, 2003, с. 44-46.

кафедра «ТОЭРЗА». Аспирант кафедры «ТОЭРЗА» Чувашского госуниверситета, заведующий сектором защиты дальнего резервирования ООО «НПП Бреслер». Рис. 3. Неполнофазный режим работы трансформатора

03 / Сентябрь 2011

НАУКА

Автоматика УДК 621.311.1:681.518

Авторы: к.т.н. Успенский М.И., Смирнов С.О., ИСЭиЭПС КНЦ УрО

Защита от крупных аварий в ЭЭС: управляемое деление

РАН, Сыктывкар, Россия

Protection from large-scale failures in power systems:

M.I. Uspensky,

controlled separation

S.O. Smirnov ISE&EPN KSC UD RAS, Syktyvkar, Russia

Аннотация: рассмотрены требования к управляемому делению электроэнергетических систем с целью предотвращения крупных аварий с возможным погашением; показаны существующие подходы к его реализации.

Ключевые слова: предотвращение погашения, противоаварийная автоматика, управляемое деление, оценка динамической надёжности в реальном времени. Requirements to controlled separation of power systems for the purpose of prevention of major emergences with possible blackout are considered; existing approaches to its realization are shown. Keywords: blackout prevention, emergency control, controlled separation, on-line dynamic security assessment.

03 / Сентябрь 2011

Как отмечено в предыдущей статье [1], существующий высокий уровень развития релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА) не исключает вероятности возникновения крупных аварий в электроэнергетических системах (ЭЭС). Большинство масштабных погашений за последние полвека возникли по следующим причинам [2]: потеря динамической устойчивости (короткие замыкания, отключение сильно нагруженной линии), потеря статической устойчивости (лавина напряжения), массовое отключение оборудования при асинхронном режиме, массовое отключение генераторов из-за перегрузок при лавине напряжения, отключение нескольких линий (ошибочная реакция РЗ на снижение напряжения, провисание проводов), массовое отключение теплового оборудования электростанций при снижении частоты. Как правило, эти процессы приводили к развалу ЭЭС на несбалансированные по мощности части вследствие некорректных срабатываний локальных устройств РЗ и ПА. Современное развитие информационных и аппаратостроительных технологий даёт возможность поиска подходов к совершенствованию существующих способов противоаварийного управления с целью повышения живучести ЭЭС. Одним из таких способов является деление системы. Деление энергосистемы (ДС) относится к средствам противоаварийного управления с воздействием коммутационного типа и осуществляется во время переходного процесса. Насколько известно, впервые ДС в СССР было применено на Волжской ГЭС, когда она соединила два энергообъединения [3]. Появилась необходимость передачи мощности в несвязанные друг с другом узлы. Опыт применения ДС оказался весьма успешным при повреждениях и перегрузке отходящих меж-

системных линий, так как размещение секционных выключателей 500 кВ на ГЭС приблизительно соответствовало балансу мощностей. Однако обеспечение надежного разделения генераторов требовало усложнения и удорожания схемы электрических соединений электростанций, что помешало дальнейшему развитию ДС. По цели различаются три вида деления: для предотвращения нарушения устойчивости (упреждающее), для прекращения асинхронного хода (автоматика ликвидации асинхронного режима), для предотвращения потери собственных нужд электрических станций при недопустимом снижении частоты в энергосистеме в результате развития аварии (частотная делительная автоматика) [4]. Упреждающее деление осуществляется по факту возникновения опасного аварийного возмущения или при существенном изменении параметров режима и имеет следующие преимущества: предотвращает асинхронный ход, повышает эффективность использования отключения генераторов и нагрузки. Такое деление получило сравнительно редкое применение вследствие сложности и снижения надежности его реализации с ростом контролируемых выключателей. На практике получили широкое развитие второй и третий вид ДС, реализуемые локальными устройствами. Однако при скоординированном воздействии на определённые выключатели с учётом дополнительных условий упреждающее деление может привести к существенному системному эффекту. Осуществляемое таким образом деление за рубежом получило название управляемого (controlled separation, islanding, partitioning; operated division и т.п.). Моделирование крупного погашения, произошедшего 14 августа 2003 года в США и Канаде, показало, что своевременно проведённое управляемое деление позволяло быстро ограничить развитие аварии и обеспечивало существенное снижение перетоков активной мощности в перегруженных сечениях, улучшение уровня напряжения и угловых характеристик генераторов

НАУКА

Автоматика

в образующихся изолированных подсистемах (островах) [5]. Эти преимущества создают хорошую основу для последующего быстрого восстановления нормального режима работы ЭЭС и минимизации ущерба от аварии. Успешность управляемого деления зависит от корректного определения: где и когда делить. Практическая реализация метода управляемого деления связана с решением целого ряда дополнительных вопросов. Ниже рассматриваются требования для их решения, а также существующие подходы к ним. Определение момента начала деления (когда). Результат управляемого деления во многом зависит от времени его осуществления. Наиболее эффективно деление практически сразу (доли секунды) после возникновения триггерного события [1, 6]. Чем больше времени проходит после такого события до запуска деления, тем большее развитие получит авария, и, как следствие, будет потеряно больше мощности. Определение момента деления в реальном времени представляет собой достаточно сложную задачу вследствие непредсказуемости и разнообразия возможных аварийных возмущений в крупной ЭЭС. Для решения задачи могут быть использованы активно развивающиеся методы оценки динамической надёжности (dynamic security assessment) [7, 8]. Традиционный подход к такой оценке заключается в проведении циклического моделирования переходного процесса путём решения множества дифференциальных уравнений. Большой набор возможных непредвиденных обстоятельств и параметров модели ЭЭС существенно увеличивает время получения оценки, что неприемлемо для целей управляемого деления. Системы на базе искусственного интеллекта и интеллектуального анализа данных имеют следующие преимущества перед традиционными: скорость выработки оценки (доли секунды), обучаемость, обнаружение в системе ранее неизвестных характеристик и отношений. В качестве пороговых значений при принятии решения о делении в реальном времени могут быть использованы параметры (например, фазные углы

напряжений) приводящего к развалу системы на части переходного процесса. Полученная в результате моделирования база знаний может быть дополнена информацией о крупных авариях, произошедших в системе ранее, и использована для обучения деревьев принятия решений или искусственных нейронных сетей. Использование данных инструментов искусственного интеллекта совместно с синхронизированными векторными измерителями (Synchronized Phasor Measurement Units, PMU) позволит в режиме реального времени автоматически принимать решение о запуске управляемого деления. Поиск сечения деления (где). В сложной ЭЭС всегда существует множество вариантов деления – сечений. Выбор среди них лучшего является достаточно сложной многофакторной задачей. В общем случае сечение представляет собой набор ряда линий электропередачи. Так для ЭЭС с n лини-

которые будут демонстрировать сходные колебания при возникновении крупных возмущений, основанные на параметрах предаварийного режима [13]. Такие генераторы можно назвать когерентными, и они могут быть сгруппированы. Причём связи между группами будут слабыми. На рис. 1 показаны углы роторов генераторов 118 узловой тестовой схемы IEEE при устранении трёхфазного короткого замыкания отключением линии через 0,17 с без действия ПА (а) и при осуществлении через 0,57 с управляемого деления (б) [14]. Таким образом, для обеспечения динамической устойчивости образующихся островов необходимо включать в один остров генераторы одной когерентной группы. Необходимо также учитывать, что одновременное отключение линий, передающих значительную мощность, приводит к возникновению переходных процессов из-за резкого перераспределения перетоков мощности.

Рис. 1. Динамика движения генераторов без действия ПА (а) и при успешном управляемом делении (б)

ями теоретическое количество возможных вариантов деления составляет 2n. Но поскольку результат поиска должен обеспечить выполнение ряда ограничений, то количество допустимых вариантов существенно снижается. К таким ограничениям относятся: Динамическая устойчивость. Очевидно, что все генераторы в пределах острова должны быть синхронны. Реакция генераторов ЭЭС на крупные возмущения различна и зависит от их динамических характеристик и структурных особенностей системы. Существует ряд подходов к определению генераторов,

научно‑практическое издание

Обеспечение допустимых уровней частоты и напряжения. В каждом образующемся острове основные режимные параметры: частота и напряжение, должны находиться в заданных пределах. Для этого следует свести к минимуму дисбаланс «генерация-потребление» по активной и реактивной мощности. В противном случае развал островов на меньшие части и их последующее погашение может продолжиться. Для учёта этого требования при поиске оптимального сечения, как правило, используется граф ЭЭС: вершинами являются узлы, а рёбрами – линии и трансформаторы. В ряде подходов на67

НАУКА

Автоматика

правление ребер и вес графа соответствуют абсолютному значению и направлению перетока активной мощности [9]; в других используется ненаправленный граф, где вес вершины представляет собой разность генерации и потребления активной мощности в узле [10]. В работе [11] рёбра графа имеют два значения весов – величины активного и реактивного перетоков, что отличает этот подход от других, предоставляющих решение проблемы обеспечения баланса реактивной мощности автоматическим локальным устройствам ее компенсации. Для повышения вычислительной эффективности поиска сечения, приемлемого с точки зрения обеспечения баланса мощности острова, исходный граф сокращают, применяя: эквивалентирование параллельных линий, удаление нагрузочных тупиковых узлов (узлы первой степени), транзитных узлов без нагрузки (узлы второй степени), исключение повышающих трансформаторов, замещение тупиковых «колец» одним узлом [9]. С помощью библиотек, реализующих многоуровневые методы разбиения графа, разделение системы с 22000 узлами (даже без сокращения графа) обеспечивается за время, меньшее секунды [11]. Однако для больших графов (более 5000 узлов и ветвей) расчёт может выдать больше желаемого количества островов [9]. Это приводит к необходимости дополнительных вычислений по их объединению. Использование упорядоченных бинарных разрешающих диаграмм (Ordered Binary Decision Diagrams, OBDD) [10], угловой модуляции метода роя частиц (Angle Modulated Particle Swarm Optimization, AMPSO) [12] также позволяет существенно ускорить поиск минимального сечения в крупной ЭЭС. Общим недостатком данных методов является ввод поправочных коэффициентов, определяемых в значительной степени результатами экспертных оценок. Несмотря на существование ряда эффективных подходов к поиску сечения с наименьшим суммарным перетоком мощности (минимальное сечение), вопрос о выборе лучшего из них является открытым. Сравнение нескольких алгоритмов применительно к определенной ЭЭС, насколько нам известно, не проводилось. Стоит отметить, что практически все 68

03 / Сентябрь 2011

упомянутые здесь способы поиска минимального сечения предлагаются к реализации вне реального времени до аварии. Допустимость послеаварийных режимов по загрузке оборудования. В образовавшихся островах необходимо обеспечить соблюдение пределов по статической устойчивости. Возможная перегрузка оборудования (по пропускной способности линий, загрузке трансформаторов, по условиям теплового нагрева) приведет к его отключению и дальнейшему развитию аварии. Таким образом, необходимо оценить приемлемость послеаварийного режима в каждом острове для проверки предлагаемой схемы деления. Минимизация количества образуемых островов и коммутируемых элементов. Еще одним критерием выбора приемлемого сечения (сечений) деления является количество образующихся островов. Снижение количества островов упрощает как процесс управляемого деления, так и последующее восстановление нормального режима работы

ется в процесс деления, тем выше вероятность возникновения отказов их работы. Отказ выключателя при делении резервируется в соответствии с общими принципами резервирования таких событий. Поиск сечения деления, определяемый балансом мощностей в той или иной форме и подтверждаемый выполнением остальных перечисленных условий, представляет собой задачу оптимизации. Результаты её решения, как отмечалось выше, необходимы в течение первой секунды протекания аварии. Возникает вопрос приемлемого соотношения скорости расчета и его точности. В этой связи поиск сечения деления, по-видимому, следует осуществлять вне реального времени, уделив при этом максимальное внимание точности результата. Неправильно выбранное сечение деления может привести к снижению эффекта от его проведения или даже к развитию аварии. Примерная структура системы управляемого деления приведена на рис. 2.

Рис. 2. Примерная структура системы управляемого деления

энергосистемы. В целях минимизации потерянных перетоков мощности следует отдавать предпочтение вариантам деления, предполагающим отключение меньшего количества линий. Кроме того, необходимо стремиться к уменьшению количества коммутируемых выключателей. Чем больше выключателей вовлека-

Дополнительные вопросы. Форма реализации. Скоротечность развития серьезной аварии (зачастую секунды) не оставляет диспетчеру времени на экспертное рассмотрение различных вариантов. Кроме того, существует вероятность принятия человеком ошибочного решения в условиях стрессо-

НАУКА

Успенский Михаил Игоревич, Дата рождения: 09.04.1943. В 1971 г. окончил электромеханический факультет Ленинградского политехнического института с квалификацией инженерэлектрик. В 1984 г. там же защитил кандидатскую диссертацию на тему «Защита генератора от внутренних коротких замыканий на базе микроЭВМ». Работал в Пермском наладочном участке Свердловского ПНУ, на Согринской ТЭЦ «Алтайэнерго», доцентом кафедры «Электрификация и автоматизация с/х» СЛИ – филиала ГОУ ВПО «СПбГЛТА им. С.М. Кирова». В настоящее время ведущий научный сотрудник ИСЭиЭПС КНЦ УрО РАН.

Смирнов Сергей Олегович, Дата рождения: 26.10.1985. Окончил в 2008 г. Сыктывкарский лесной институт– филиал ГОУ ВПО «СанктПетербургская государственная лесотехническая академия им. С.М. Кирова» по кафедре «Электрификация и автоматизация сельского хозяйства». Аспирант ИСЭиЭПС КНЦ УрО РАН.

Автоматика вой ситуации. Всё это указывает на необходимость проектирования автоматической схемы. В этой связи алгоритм управляемого деления может быть реализован в рамках управляющего вычислительного программно-аппаратного комплекса централизованной системы противоаварийного управления (ЦСПА), располагающегося в диспетчерском центре. При достаточной обеспеченности коммутационной аппаратуры телеуправлением физические устройства деления не требуются. В противном случае такие устройства должны быть установлены в заранее определённых местах. Тогда для предотвращения погашения часть устройств должна срабатывать одновременно, остальные блокироваться [15]. Однако традиционно используемые устройства защиты от асинхронного режима не адаптированы для координации на системном уровне, что требует разработки специальных локальных устройств деления. Кроме того, серьёзное внимание следует уделить вопросам координации работы системы управляемого деления с установленными в ЭЭС локальными устройствами РЗ и ПА. Быстродействие. Стремительный характер развития каскадных аварий предъявляет особые требования к времени управляющего воздействия. Скорость осуществления деления во многом зависит от коммутационной аппаратуры и устройств связи. Различное быстродействие выключателей обуславливается их типом и техническим состоянием. Кроме того, для обеспечения возможности управляемого деления в режиме реального времени существует настоятельная необходимость в улучшении инфраструктуры ЭЭС (массовое применение синхронных векторных измерителей, широкополосных телекоммуникаций). Учёт перенапряжений при коммутации. В ЭЭС с длинными линиями для коммутационных режимов должны быть определены и приняты меры против возникновения перенапряжений и самовозбуждения слабо нагруженных генераторов правильным выбором реактивных компенсирующих устройств и отпаек трансформаторов. Заключение Управляемое деление является перспективным методом защиты ЭЭС от крупных аварий, приводящих к погашению. Разработка управляемого деления стала возможной с привлечением информационных технологий и появлением интеллектуальных сетей (smart grid). Данному виду противоаварийного управления уделяется большое внимание за рубежом. Однако для возможности его практической реализации необхонаучно‑практическое издание

димо дальнейшее совершенствование подходов к определению времени и места деления. Кроме того, требуют решения вопросы координации с уже установленными в системе устройствами РЗ и ПА. Существенна проблема обеспечения управляемого деления необходимым объёмом быстродействующих измерений и средств дистанционного управления. И, конечно же, очень важны не затронутые здесь вопросы надежности функционирования такой защиты, охватывающей практически все системообразующие элементы ЭЭС. Тем не менее, управляемое деление имеет серьёзный потенциал для проектирования системы автоматического восстановления ЭЭС, практически незаметного для потребителя. Литература: 1. Успенский М.И., Смирнов С.О. Крупные аварии в ЭЭС: причины и меры противодействия им // Релейная защита и автоматизация. 2011, №01(02). – С. 32-34. 2. Barkans J., Zalostiba D. Protection against Blackouts and SelfRestoration of Power Systems. – Riga: RTU Publishing House. 2009. – 142 p. 3. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. – М.: Энергия, 1974. – 416 с. 4. Кощеев Л.А. Автоматическое противоаварийное управление в электроэнергетических системах. – Л.: Энергоатомиздат, 1990. – 140 с. 5. Yang B., Vittal V., Heydt G. T. Slow-coherency-based controlled islanding – a demonstration of the approach on the august 14, 2003 Blackout Scenario // IEEE Trans. on PS. 2006. Vol. 21. №4. – P. 1840-1847. 6. Воропай Н.И., Ефимов Д.Н., Решетов В.И. Анализ механизмов развития системных аварий в электроэнергетических системах // Электричество. – 2008. №10. – C.12-24. 7. Review of on-line dynamic security assessment tools and techniques. – CIGRE, 2007. – 272 p. 8. Шумилова Г.П., Готман Н.Э., Старцева Т.Б. Оценивание границы динамической надежности электроэнергетической системы // Известия Коми научного центра УрО РАН. 2010, №1. – С. 80-86. 9. Xu G., Vittal V. Slow coherency based cutest determination algorithm for large power systems // IEEE Trans. on PS. 2010. Vol. 25. №2. – P. 877-884. 10. Sun K., Hur K., Zhang P. A new unified scheme for controlled power system separation using synchronized phasor measurements // IEEE Trans. on PS. [Early Access]. – 2011. 11. Li J., Liu C. C., Schneider K. P. Controlled partitioning of a power network considering real and reactive power balance // IEEE Trans. on Smart Grid. – 2010. Vol. 1. №3. – P. 261-269. 12. Liu L., Liu W., Cartes D. A., Chung I. Y. Slow coherency and angle modulated particle swarm optimization based islanding of large-scale power systems // Advanced Engineering Informatics. – 2009. Vol. 23. №1. – P. 45-56. 13. Абраменкова Н.А., Воропай Н.И., Заславская Т.Б. Структурный анализ электроэнергетических систем (в задачах моделирования и синтеза). – Новосибирск: Наука, 1990. – 224 с. 14. Sun K., Zheng D. Z., Lu Q. A Simulation Study of OBDDBased Proper Splitting Strategies for Power Systems Under Consideration of Transient Stability // IEEE Trans. on PS. 2005. Vol. 20. №1. – P. 389-399. 15. Adibi M.M., Kafka R.J., Maram S., Mili L.M. On power system controlled separation // IEEE Trans. on PS. 2006. Vol. 21. № 4. – P.1894-1902.

ПРАКТИКА

АСУ ТП

Авторы: Дорофеев И.Н.,

Пилотный проект активно-адаптивной сети кластера «Эльгауголь» – задачи создания и основные технические решения

НПП «Микроника».

Летуновский Д.Н., Маргулян А.М., ЗАО «НОВИНТЕХ», г. Москва.

Аннотация: в настоящее время в России впервые реализуется проект создания активноадаптивной сети в регионе МЭС Востока – кластер «Эльгауголь». В статье рассмотрены основные задачи, которые должны быть решены для осуществления проекта. Дана краткая характеристика объектов, входящих в состав кластера, режимов функционирования систем автоматизации, устанавливаемых на объектах, с учетом уникальности проекта. Представлена характеристика основных технических решений по созданию цифровых подстанций, включая подсистемы РЗА, ПА, АИИС КУЭ, векторных измерений на базе поддержки шины процесса (IEC 61850-9.2). Также рассмотрены решения по созданию центра управления объектами кластера, адаптивной системы регулирования напряжения и реактивной мощности и испытательного полигона для опробования основных технических решений. Ключевые слова: активно-адаптивная сеть, кластер, цифровая подстанция, шина станции, шина процесса. Введение Одним из важнейших направлений модернизации и инновационного развития электроэнергетики является переход к созданию интеллектуальных энергосистем с активноадаптивной сетью (ИЭС ААС). Интеллектуальная энергосистема (Smart Grid) – это, по сути, новая ступень развития электроэнергетических систем в XXI столетии. IEEE (The Institute of Electrical and Electronics Engineers, англ.) дает определение Smart Grid как полностью интегрированной, саморегулирующейся и самовосстанавливающейся электроэнергетической системы, имеющей сетевую топологию и включающей в себя все генерирующие источники, магистральные и распределительные сети и все виды потребителей электрической энергии, управляемые единой сетью информационно-управляющих устройств и систем в режиме реального времени. Интеллектуальная (активно-адаптивная) сеть – качественно новый вид электрической сети, позволяющей осуществлять в реальном времени мониторинг и управление сетью, осуществлять коммуникации между потребителями и поставщиками, предоставляя возможность оптимизации потребления, сокращая стоимость электроэнергии и тем самым обеспечивая но70

03 / Сентябрь 2011

вый уровень надежности и экономичности энергоснабжения. При поддержке Правительства Российской Федерации ОАО «ФСК ЕЭС» приступило к реализации масштабного пилотного проекта по созданию ИЭС ААС на базе ОЭС Востока (рис. 1). Характеристика проекта приведена на сайте ОАО «ФСК ЕЭС»: (w w w.f sk- ees.ru/media/File/press... / Presentation_Budargin_26.10.10.pdf). Первым результатом этого проекта станет создание первого в России кластера активно-адаптивной сети «Эльгауголь» с технологической платформой для реализации модели активно-адаптивного управления на базе решений ведущих отечественных и зарубежных производителей. Управление пилотным проектом создания территориального кластера ААС «Эльгауголь» и его реализацию осуществляет компания ЗАО «НОВИНТЕХ», имеющая большой опыт системной интеграции и внедрения нового оборудования российских и иностранных производителей. В задачи ЗАО «НОВИНТЕХ» входит разработка и реализация проекта создания интеллектуальных контуров ААС на объектах кластера, в том числе: • Разработка основных технических решений проекта. • Проектирование. • Испытания совместимости оборудования различ-

ПРАКТИКА

АСУ ТП

Рис. 1. Интеллектуальная сеть ОЭС Востока

ных производителей в соответствии с МЭК 61850. • Комплексные стендовые испытания оборудования. • Поставка оборудования на объекты кластера. • Ввод в опытную эксплуатацию оборудования. В настоящее время утверждены основные технические решения по новым подстанциям и линиям электропередачи и осуществляется разработка проектов по первичному и вторичному оборудованию. Создание ААС кластера «Эльгауголь» позволит отработать новые технологии и технические решения, которые могут использоваться при реализации новых проектов создания интеллектуальной сети на территории России.

1. К раткая характеристика кластера «Эльгауголь» Для электроснабжения Эльгинского угольного комплекса будут построены три подстанции 220 кВ: «Эльгауголь», «А» и «Б» и две линии электропередачи 220 кВ протяженностью 268 км каждая, включая специальный переход через Зейское водохранилище. Кроме того, будет проведена реконструкция действующей подстанции 220 кВ «Призейская». Электроснабжение Эльгинского угольного комплекса будет реализовано в два этапа. К концу 2012 года ОАО «ФСК ЕЭС» создаст условия для обеспечения комплекса электроэнергией в объеме 83 МВт, а к концу 2014 года – 134 МВт.

научно‑практическое издание

Основные решаемые проблемы: • Обеспечение резервирования энергоснабжения и качества электроэнергии горнопроходческой и тяговой нагрузки. • Обеспечение противоаварийного и режимного управления. Применяемые технологии: • Цифровые ПС. • Активные фильтры. • Устройства синхронизированных измерений. • СКРМ. 2. Цели и задачи создания кластера ААС «Эльгауголь» Целью реализации проекта интеллектуальной сети кластера «Эльгауголь» является создание в рамках пилотных зон элементов ИЭС ААС и получение их основных технико-экономических показателей. 71

ПРАКТИКА

АСУ ТП

Рис. 2. Организация пилотных зон и основные технические решения

Основные задачи, которые необходимо решить в рамках реализации проекта: • Разработка основных проектных и технических решений создания элементов интеллектуальной сети ЕНЭС на уровне ПС и пункта управления группой ПС. • Внедрение элементов ИЭС ААС на основе современных технологий с контролем результатов на каждом этапе. • Комплексные испытания технических решений для создания элементов интеллектуальной сети в различных режимах функционирования. • О ценка технико-экономических по72

03 / Сентябрь 2011

казателей предлагаемых инновационных решений в сравнении с традиционными. • Выдача рекомендаций производителям по улучшению технических характеристик, применяемых в проекте оборудования. • Выработка рекомендаций по изменению существующей и разработке новой нормативно-технической документации. • Сравнительный анализ работы интеллектуального и классического контуров кластера. Для достижения поставленной цели и выполнения задач проекта предлагается организовать пилот-

ные зоны на ПС 220 кВ «Призейская», ПС 220 кВ «Эльгауголь», ПС 220 кВ «А» и ПС 220 кВ «Б» с организацией на ПС «Призейская» центра управления группой ПС (ЦУГП). На новых объектах будет реализован ряд инновационных решений. Предполагается создать полномасштабные и полнофункциональные цифровые системы управления (ЦСУ), РЗА и АИС УЭР нового поколения, базирующиеся на цифровой шине процесса (IEC 61850-9-2). Источником информации для шины процесса будут служить устройства сопряжения с шиной (УСШ), преобразующие мгновенные значения тока и напряжения в цифровой поток IEC 61850-9-2., а также дискретные сигналы в сообщениях формата GOOSE. На присоединениях ВЛ 220 кВ предусматривается установка устройств системы векторных измерений (PMU). В ЦУГП планируется установить ПТК для мониторинга сети и управления оборудованием. На рис. 2. представлена организация пилотных зон и основные технические решения, применяемые на объектах кластера «Эльгауголь». 3. Режим функционирования объектов Все оборудование ЦСУ с цифровыми системами РЗА и АИС УЭР, предназначенное для создания интеллектуальных контуров ААС, устанавливается параллельно с АСУ ТП, РЗА и АИС УЭР традиционного исполнения (с поддержкой шины подстанции МЭК 61850-8.1). Это оборудование функционирует в режиме мониторинга без выдачи управляющих воздействий на исполнительные органы (а только «на сигнал»), в отличие от комплексов традиционного исполнения, которые в штатном режиме действует на отключение. Таким образом, ЦСУ с системами цифровых РЗА и АИС УЭР не будет оказывать никакого воздействия на работу как первичного оборудования ПС, так и на оборудование традиционных систем АСУ ТП и РЗА. Оборудование ЦСУ и традицион-

ПРАКТИКА

АСУ ТП

ных АСУ ТП и РЗА настраиваются идентично. Функционирование устройств, как новых принципов действия так и традиционных, будет протоколироваться для последующего сравнительного анализа. Информация от ЦСУ и АСУ ТП классического исполнения будет поступать в виде двух параллельных потоков в ПТК ЦУГП для анализа и сравнения результатов работы всех систем подстанций. 4. Краткая характеристика основных технических решений 4.1. Цифровая система управления подстанций. Основой предлагаемого решения является полное и всестороннее применение стандарта IEC 61850 (части 8-1 и 9-2). Применение решений, основанных на этом стандарте, позволяет получить ряд существенных преимуществ, в том числе:

• Снижение капитальных затрат на кабельные связи, монтаж и наладку. • Простая интеграция всех систем ПС в единое информационное пространство. • Повышение скоростей информационного обмена. • Повышение точности измерений за счет исключения дополнительных погрешностей. • Экономия средств за счет применения групповых устройств автоматики (одно устройство на несколько присоединений, например терминал резервной защиты). • Снижение эксплуатационных расходов. • Повышение надежности работы подстанции за счет: - средств самодиагностики терминалов и информационных сетей с возможностью раннего выявле-

научно‑практическое издание

ния нештатных режимов работы оборудования; - и сключения несанкционированных и неправильных действий персонала; - применения волоконно-оптических линий связи, обеспечивающих идеальную гальваническую развязку. Также значимой причиной использования стандарта IEC 61850 является поддержка его новыми типами первичного оборудования, что облегчает возможность информационной интеграции, управления и диагностики. Основным новшеством, апробируемым в данном проекте, является использование шины процесса (Process Bus), которая позволяет обеспечить большую часть описанных выше преимуществ. Под шиной процесса подразумевается высокоскоростная среда пере-

ПРАКТИКА

АСУ ТП

Рис. 3. Структурная схема пилотных цифровых зон ПС 220 кВ «Призейская»

дачи данных, обеспечивающая передачу измеренных и преобразованных в цифровой вид мгновенных значений тока и напряжения, а также положений КА для выполнения всех задач управления (РЗА ЦСУ, учета электроэнергии и др.). Шина процесса представляет собой оптический канал связи, обеспечивающий передачу данных согласно стандарту IEC 61850-9-2, и организуется виде сети Ethernet 100BASE-FX. Источником данных для шины процесса являются комбинированные трансформаторы тока и напряжения с цифровым интерфейсом или устройства сопряжения с шиной, подключаемые к традиционным измерительным трансформаторам. Данные устройства проводят измерения мгновенных значений тока и напряжения и выдают их по сети Ethernet в формате согласно IEC 61850-9-2. Для сбора дискретной информации и выдачи команд управления применяются устройства, которые фиксируют текущее состояние коммутационной аппаратуры и др. источников дискретных данных, преобразуют в цифровой вид (в формат GOOSEсообщения согласно IEC 61850-8-1) и передают их в сеть обмена данными (шину процесса). 74

03 / Сентябрь 2011

Также к шине процесса подключаются и потребители этой информации – терминалы релейной защиты, контроллеры присоединений, счетчики электрической энергии, регистраторы аварийных событий. Для организации единого времени технологической шины процесса применяются серверы времени с поддержкой протокола PTP. Ввиду большой значимости системы цифровых коммуникаций для функционирования всего комплекса подсистем кластера предусмотрены повышенные требования к информационной безопасности, в том числе защита данных от внешних и внутренних угроз, защита каждой точки потенциального вторжения в цифровую сеть, фильтрация сетевого трафика. ЦСУ обеспечивает выполнение всех технологических и общесистемных функций, соответствующих требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» и отраслевых нормативных документов. Отметим поддержку технологических функций: сбор и обработка аналоговых и дискретных сигналов, управление оборудованием, определение места повреждения, регистрация аварийных событий и процессов, контроль показателей качества электроэнергии и т.д.

ЦСУ обеспечивает интеграцию систем РЗА, АИС УЭР, подсистемы векторных измерений на базе МЭК 61850-8.1. На рис. 3 представлена Структурная схема систем автоматизации ПС 220 кВ «Призейская». 4.2. РЗА Подсистема РЗА ЦСУ базируется на всестороннем применении стандарта МЭК 61850. МП терминалы интегрируются в цифровую шину процесса в соответствии с МЭК 61850-9.2 и станционную шину в соответствии с МЭК 61850-8.1. Система РЗА разрабатывается с минимальным количеством кабельных связей: обмен информацией между терминалам РЗА осуществляется посредством GOOSE-сообщений, измеряемые ТТ и ТН аналоговые значения передаются терминалам SVпотоками, ключи оперативного управления исключаются из шкафов РЗА и заменяются командами управления с АРМ оператора ЦСУ. Состав защит интеллектуального контура позволяет в полном объеме обеспечить защиту всех силовых элементов кластера. На ПС «А» и ПС «Б» для защиты силовых трансформаторов опробуется решение HardFiber GE Multilin. На период опытной эксплуатации защиты интеллектуального контура работают на сигнал с последующим переводом действия на отключение. 4.3. АИС УЭР Для коммерческого учета ЭЭ на каждое присоединение устанавливаются счетчики, принимающие данные мгновенных величин тока и напряжения с шины процесса в формате МЭК 61850-9.2. Преобразуя эти величины в интервальные приращения мощности и энергии, а также основные параметры электрической сети, счётчики передают измеренные значения в формате DLMS на уровень ЦУГП посредством канала Ethernet для дальнейшей обработки. На уровне ЦУГП устанавливается сервер АИС УЭР, в котором помимо визуализации и хранения данных об измерениях и журналов событий, реализуются функции расчётов балансов потребляемых мощностей по различным точкам учёта, про-

ПРАКТИКА

АСУ ТП

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Дорофеев Иван Николаевич, Дата рождения: 26.11.1981 г. В 2004 году окончил Московский государственный университет путей сообщения (МИИТ), кафедру «Электроснабжение железных дорог». Руководитель направления активно-адаптивных сетей НПП «Микроника».

Летуновский Дмитрий Николаевич, Дата рождения: 12.01.1985 г. В 2009 году окончил Московский энергетический институт, кафедру «Релейная защита и автоматизация энергосистем». Начальник отдела R&D систем РЗА ЗАО «НОВИНТЕХ».

03 / Сентябрь 2011

АСУ ТП гнозирование энергопотребления по заданным точкам, а также экспорт данных, необходимых для коммерческих расчётов на ОРЭ. Кроме того, доступ к человеко-машинному интерфейсу выполнен в виде WEB-сервиса, что позволяет организовать АРМы операторов на распределённой территории, не применяя специализированного ПО. 4.4. PMU Для управления и мониторинга нормальных и переходных режимов транзита 220 кВ Призейская – «Эльгауголь» на всех присоединениях ЛЭП используются устройства синхронных векторных измерений PMU, подключаемые к цифровой шине процесса. 4.5. ЦУГП Создаваемый ПТК ЦУГП должен решить задачи управления объектами, входящими в энергокластер «Эльгауголь», в том числе, сбор, хранение и дальнейшая обработка оперативной и неоперативной информации, управление оборудованием подстанций, включая оборудование пилотных зон объектов кластера. В результате создания ПТК ЦУГП должны быть решены следующие основные задачи: • Организация оперативного управления группой подстанций транзита. • Организация верхнего уровня сбора оперативной и неоперативной технологической информации от ЦСУ и АСУ ТП подстанций транзита 220 кВ. • Мониторинг и диагностика интеллектуального первичного оборудования. • Сбор информации от смежных диагностических систем: векторных измерений (PMU), Мониторинг ВЛ (SmartBall). • Предоставление инструментария для сравнительного анализа информации, поступающей от АСУ ТП традиционного исполнения и от ЦСУ. • Дистанционное управление оборудованием ПС, включая сбор и анализ информации, поступающей от интеллектуальных сегментов ПС. • Организация информационного обмена между ЦГУП и Амурским ЦУС (г. Благовещенск). Особенностью ПТК ЦУГП является наличие двух потоков информации: • от АСУ ТП традиционного исполнения на базе оборудования Sprecher и Siemens, поставляемого в рамках основного титула строительства. • от ЦСУ нового поколения – устройств измерений, управления, РЗА и учета электроэнергии, функционирующих на базе шины процесса. В связи с этим, кроме традиционных задач, решаемых ПТК SCADA диспетчерских цен-

тров, данный ПТК должен решать задачу взаимодействия и сравнительного анализ двух систем АСУ ТП, реализуемых на объектах кластера. Также должно быть введено ограничение для управления оборудованием цифровых сегментов нового поколения – управление должно исполняться только «на сигнал» без непосредственного воздействия на коммутационные аппараты. В связи с неординарностью задачи повышаются требования к визуализации, структура построения мнемокадров должна обеспечивать возможность анализа обеих систем, но в то же время не загромождать зону визуального восприятия и обеспечивать удобный пользовательский интерфейс. 4.6. А АСОУ Целью создания адаптивной автоматической системы оптимального управления напряжением и реактивной мощностью (ААСОУ) энергокластера «Эльгауголь» является автоматическое поддержание заданных уровней напряжений на шинах подстанций, входящих в энергокластер, при одновременной минимизации потерь электроэнергии и повышении качества электроэнергии в условиях изменения режимов работы и состава включенного в работу оборудования электрически близких электросетевых объектов. Создание ААСОУ энергокластера «Эльгауголь» наряду с созданием ЦСУ формируют участок интеллектуальной энергосистемы – активно-адаптивную сеть энергокластера «Эльгауголь». ААСОУ строится как двухуровневая система. Нижним уровнем являются подстанционные локальные системы автоматического управления средствами компенсации реактивной мощности, устанавливаемые на объекты кластера (УШР, БСК, РПН Т и АТ, АУВ), реализующие команды управления, рассчитанные на верхнем уровне системы. Верхним уровнем ААСОУ является централизованная адаптивная система автоматического оптимального управления напряжением и реактивной мощностью энергокластера «Эльгауголь», решающая задачу определения оптимальных уровней напряжения и перетоков реактивной мощности. 4.7. Система мониторинга ВЛ-20 кВ Для обеспечения контроля за параметрами ВЛ пролет в районе перехода через р. Зея ВЛ 220 кВ Призейская – А и Призейская – Б оснащается системой мониторинга Smart Ball

ПРАКТИКА

АСУ ТП

Маргулян Александр Михайлович, Дата рождения: 14.07.1947 г. В 1971 году окончил Московский энергетический институт, кафедру «Электрические сети и системы». Работал на предприятиях Мосэнерго, в ОАО «ФСК ЕЭС». В настоящее время советник генерального директора ЗАО «НОВИНТЕХ».

Рис. 4. Структурная схема испытательного стенда

Hyundai. В ЦУГП транзита устанавливается контроллер и АРМ системы мониторинга ВЛ. 5. И спытательный полигон кластера ААС «Эльгауголь» Испытательный полигон кластера ААС «Эльгауголь» создается для опробования основных технических решений проекта и проведения испытаний совместимости оборудования различных производителей согласно стандарту МЭК 61850. По результатам проведенных испытаний будет сделан окончательный выбор производителей, участвующих в проекте. На рис. 4 представлена структурная схема испытательного полигона. На испытательном полигоне моделируются две ячейки ВЛ 220 кВ с полным набором устройств ЦСУ, РЗА ЦСУ, АИС УЭР, PMU и локальным центром управления. Для имитации реальных режимов в энергосистеме планируется использовать динамическую модель энергосистемы на базе комплекса RTDS. Итогом проведенных испытаний является определение поставщиков оборудования, отвечающих свойству совместимости стандарта МЭК 61850, разработка методик проведения пусконаладочных работ оборудования комплекса, руководств по обслуживанию системы и проведению плановых проверок. научно‑практическое издание

6. Заключение Проект ААС кластера «Эльгауголь» является пилотным и не имеет аналогов в ЕС России. Реализация проекта требует аккумулирования передовых решений в области цифровых технологий автоматизации и их применение на строящихся подстанциях кластера «Эльгауголь». Опыт, который будет получен в процессе разработки проекта, проведения испытаний, ввода в опытную эксплуатацию и последующего обслуживания интеллектуальных сегментов, трудно переоценить – он будет востребован как разработчиками оборудования, так и проектными, инжиниринговыми и сервисными компаниями. Результаты опытной эксплуатации кластера лягут в основу нормативно-технической документации, регламентирующей и базовые технические принципы разработки цифровых систем управления, их проектирования, ввода в работу и эксплуатации. Проект ААС кластера «Эльгауголь» является отправной точкой для реализации решений по элементам активно-адаптивного управления и предоставляет возможность на практике сравнить их с традиционными решениями.

ПРАКТИКА

Электромагнитная совместимость

Автор: Сарылов О.В.,

Виды электромагнитных помех, возникающих на этапе эксплуатации объектов электроэнергетики

НПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА», г. Москва.

Аннотация:в статье приведена классификация электромагнитных воздействий по причинам и источникам их возникновения. Приведены примеры распространения помех. Ключевые слова: электромагнитные воздействия, электромагнитная совместимость, молниевые разряды, радиочастотные поля, управляющие системы безопасности. Электромагнитные воздействия обусловлены естественными и искусственными явлениями и воздействуют на технические средства, в т.ч. на управляющие системы безопасности (УСБ), путем излучения в пространстве размещения технических средств и кондуктивным путем по приводам и кабелям питания, ввода-вывода сигналов и заземления. К наиболее жестким электромагнитным воздействиям природного и техногенного характера, оказывающим вредное воздействие на нормальное функционирование оборудования и систем УСБ, относятся: Молниевые разряды на молниеприемники (см. рис. 1) могут создавать риски пробоя через неметаллическую стену между спуском молниеприемника и корпусами заземленных шкафов оборудования УСБ, риски возникновения высоких потенциалов на экранах кабелей и в цепях заземления при плохом подсоединении к заземляющим устройствам; риски создания мощных импульсных магнитных полей на шкафы УСБ и наводок токов помех на кабели питания, линии передачи данных, цепи управления и защиты; риски пробоя оптоволоконных гальванических развязок входных сигнальных и управляющих цепей. В результате могут возникать «отказы на требования», когда УСБ не может выполнить предписанные командами функции (например, разгрузку энергоблока в аварийных ситуациях) или «отказы, вызывающие несанкционированные действия» (например, извлечение поглотителей нейтронов из активной зоны ядерного реактора при отсутствии команд на выполнение этих действий. Коммутационные помехи возникают при 78

03 / Сентябрь 2011

Рис. 1. Импульсное магнитное поле, зафиксированное на релейном щите ОРУ-750 Курской АЭС, при разряде молнии вне территории ОРУ (Н=0,5 А/м)

коммутациях мощных нагрузок в сети надежного питания управляющих систем безопасности или при оперативных манипуляциях разъединителями на ОРУ и высоковольтными выключателями вблизи шкафов энергетического оборудования, например, систем регулирования возбуждения электрических генераторов, систем релейной защиты и противоаварийной автоматики. Коммутационные помехи носят высокочастотный характер, амплитуда которых может достигать значения 4 кВ и которые распространяются по цепям питания, управления и защиты, линиям передачи данных как кондуктивным путем, так и в виде токов наводок из окружающего пространства. Коммутационные помехи могут способствовать несанкционированному срабатыванию аварийных защит или прекращению аварийной разгрузки энергоблоков. Динамические изменения напряжения и

ПРАКТИКА

Электромагнитная совместимость

Рис. 2. Осциллограммы импульсов затухающих коммутационных помех при выполнении переключений в процессе наладки защит и контакторов, производимых эксплуа-

Рис. 3. Типичная осциллограмма напряженности радиоча-

тационным персоналом в помещении релейного щита

стотного электромагнитного поля в диапазоне 200-1000

ОРУ-750 Курской АЭС (f = 2 МГц)

МГц, снятая в релейном щите. Вертикальная поляриза-

частоты сети электропитания могут возникать при аварийных включениях резерва или в аварийных режимах работы энергосистем и могут нарушить нормальный режим работы УСБ. Электростатические разряды обслуживающего персонала на корпуса шкафов УСБ изза своего высокочастотного характера могут легко проникать через индуктивные и емкостные связи непосредственно в элементную базу схем управления оборудованием и, как показывает опыт, могут приводить к несанкционированным включениям (отключениям) исполнительных механизмов УСБ. Устойчивость УСБ к радиочастотным электромагнитным полям регламентируется стандартами в диапазоне частот 0,15 – 80 МГц к кондуктивным радиочастотным токам помех и в диапазонах 80 – 1000 МГц и 1400 – 2000 МГц к радиочастотному электромагнитному полю, образуемому средствами радиосвязи, в том числе мобильными радиотелефонами, применяемыми как вне площадок, так и в помещениях размещения УСБ. Как показывает опыт эксплуатации объектов, важных для безопасности, использование мобильных радиотелефонов может привести как к формированию ложных сигналов о состоянии УСБ, так и к несанкционированному срабатыванию исполнительных механизмов. Воздействие магнитных полей промышленной частоты на мониторы УСБ создает неустойчивое изображение на экранах мониторов, что утомляет зрение операторов и оказывает косвенное влияние на безопасность эксплуатации. В условиях коротких замыканий в сети научно‑практическое издание

ция, направление «Север». Горизонтальная линия – уровень допустимых помех

электропитания силовые кабели создают мощные кратковременные магнитные поля промышленной частоты, воздействие которых на мониторы УСБ приводит к изменению цветовой гаммы выбранного формата, например, контроля распределения энерговыделения в активной зоне ядерного реактора, представляемого на экране монитора, что приводит к дезинформации оперативного персонала или к его неадекватным действиям по управлению. Природа возникновения импульсных магнитных полей в помещении УСБ связана с коммутацией мощных нагрузок или с молниевыми разрядами вне площадки размещения УСБ. Механизм воздействия на УСБ аналогичен воздействию магнитных полей промышленной частоты Токи помех в цепях защитного и сигнального заземления Качество функционирования УСБ зависит напрямую от сопротивления растекания заземляющих устройств (ЗУ), влияющего на значения разности потенциалов между обоими контурами заземления. Перепады потенциалов на ЗУ могут воздействовать на кабели передачи данных, цепи управления и защиты УСБ, способствуя несанкционированному формированию сигналов на перемещение исполнительных механизмов в опасные для технологических процессов направления. Качество сети питания Искажения формы синусоиды сети электропитания, вызванные высшими гармоника79

ПРАКТИКА

Электромагнитная совместимость

ми, могут нарушать режим нормального функционирования УСБ. Как показывает опыт эксплуатации, общий коэффициент несинусоидальности сети надежного питания может достигать 25%. Основными источниками искажения синусоиды являются некачественные преобразователи питания или несинфазная работа ТКЕО, ТКЕП. Последствиями некачественной сети питания могут быть перегревы и повреждения обмоток трансформаторов или двигателей исполнительных механизмов. Влияние геомагнитных токов, ин-

энергосистемы Опыт показывает, что при аварийных режимах в энергосистеме частота сети питания потребителей I категории (в т.ч. УСБ) может кратковременно изменяться на 15%. В то же время в соответствии с технологическим регламентом эксплуатации УСБ, допустимая длительность работы турбогенератора (ТГ) при аварийных изменениях частоты в энергосистеме: •  более 50 Гц – 10 с; •  менее 49 Гц – 5 мин; •  менее 48 Гц – 1 мин; •  менее 47 Гц – 10 с. Работа ТГ с частотой более 51 Гц

Рис. 4. Колебания и микропрерывание напряжения питания постоянного тока на ОРУ-750

дуцированных природными явлениями Помехи переходных процессов, возникающие в магнитном поле Земли, вызываемые взаимодействием электрически заряженных природных потоков частиц (вызываемых сложными явлениями на Солнце) с магнитным полем Земли, могут индуцировать градиенты электрических потенциалов на земной поверхности от 1,2 до 6 В/км. Они действуют подобно источникам напряжения квазипостоянного тока, воздействующим на заземленную нейтраль преобразователей питания, включенных по схеме «звезда», на противоположных концах системы передачи электроэнергии. В результате образуются геомагнитные индуцированные токи (ГМИТ) – т.е. квазипостоянные токи, которые могут во много раз превышать токи в обмотках преобразователей напряжения. В различных проектах ГМИТ достигали значений более 100 А. Изменение частоты сети 80

03 / Сентябрь 2011

или менее 46 Гц не допускается. В этих условиях энергоблок должен быть надежно разгружен с использованием УСБ. Однако в ТУ на УСБ указан допустимый диапазон изменения частоты ± 1 Гц, а уже при частоте 48,4 Гц изготовитель УСБ не дает гарантий на обеспечение нормального функционирования УСБ. Поэтому одной из важных задач при модернизации или продлении сроков эксплуатации является подтверждение устойчивой работы УСБ при авариях в энергосистеме. Электромагнитный импульс высотного ядерного взрыва При высотном (30 км) ядерном взрыве (ВЯВ) образующееся радиоактивное и тепловое излучение, взрывная и ударная волна не достигают поверхности земли. В то же время при ВЯВ возникает электромагнитный импульс (ЭМИ), который по форме схож с молниевым разрядом, но имеет более крутой фронт,

гораздо большую энергию, покрывает значительное земное пространство и имеет большой радиочастотный диапазон. Природа возникновения ЭМИ: образующиеся из гамма-квантов радиоактивного излучения электроны вместе с положительными ионами атмосферы создают электрический диполь, и за счет отклонения электронов в магнитном поле Земли образуется магнитный диполь. Изменяющееся во времени и в пространстве распределение заряда и тока создает изменяющееся электромагнитное поле (ЭМИ) большой энергии. В результате в металлических объектах, линиях электропередач и кабелях УСБ индуцируются высокие напряжения и токи, с которыми трудно бороться изза их высокой скорости нарастания. ЭМИ ВЯВ может наносить непоправимый ущерб и оказывать существенное влияние на безопасность УСБ. В 2009 г. на энергоблоках действующих, модернизируемых и вводимых в эксплуатацию АЭС (Белоярская АЭС-3; Ростовская АЭС-1 и 2; Кольская АЭС-3; Нововоронежская АЭС-4; Калининская АЭС3; Ленинградская АЭС-1 и 3; Курская АЭС 1, 2, 3 и 4) выполнен комплекс работ по испытаниям технических средств и комплексов АСУ ТП на устойчивость к электромагнитным воздействиям в реальных условиях эксплуатации, обследованиям реальной электромагнитной обстановки в помещениях эксплуатации АСУ ТП, оценке запасов по устойчивости к электромагнитным воздействиям, опытнопромышленной эксплуатации в условиях преднамеренных электромагнитных воздействий при штатном (проектном) размещении ТС и ПТК, выявлению прямых и корневых причин отказов и инцидентов на энергоблоках АЭС, разработке мероприятий и рекомендаций по повышению устойчивости АСУ ТП к внешним электромагнитным воздействиям природного и техногенного происхождения. С целью реализации мероприятий, предусмотренных «Программой повышения помехозащищенности № от 13.11.2007 г., в 2010 г. проведен комплекс аналогичных работ на Белоярской АЭС (ЭБ-3), Ростовской АЭС (ЭБ-2), Ленинградской АЭС (ЭБ-4), Кольской АЭС (ЭБ-3),

ПРАКТИКА

Электромагнитная совместимость

Курской АЭС (ЭБ-3), Билибинской АЭС (ЭБ-1÷ЭБ-4), Ленинградской АЭС (ЛАЭС-2). В состав обследуемых систем входили технические средства и программно-технические комплексы автоматизированных систем управления по технологическим параметрам и техни-

ческие средства электрической части АЭС, т.е. перечисленные системы являются яркими представителями средств АСУ ТП, базирующимися на современных разработках в области микропроцессорной техники, и эксплуатируемыми в электромагнитной обстановке, харак-

терной для крупных промышленных объектов со множеством линий связи и электропитания самых различных величин токов и напряжений. Перечень выполненных работ приведен в таблице 1. Целью выполненных работ явля-

Таблица 1. № п/п

АЭС

Наименование работ по обследованиям электромагнитной совместимости СКУ.

Дата выполнения

Белоярская (ЭБ-3)

Обследование ЭМО и ОПЭ преобразователей давления в реальных условиях эксплуатации (Метран-22МП, Метран-22АП, Метран-150СД, АИР-30А, Сапфир-22Р, ТЖИУ 406-М100, Yokogawa EJX)

2009 г.

Белоярская (ЭБ-3)

Испытания на устойчивость к электромагнитным воздействиям программно-технического комплекса верхнего уровня модернизированной системы радиационного контроля

2009 г.

Белоярская (ЭБ-3)

Испытания на устойчивость к электромагнитным воздействиям по месту эксплуатации электротехнического оборудования

2009 г.

Ростовская (ЭБ-2)

Обследование ЭМО в помещениях использования технических средств системы верхнего блочного уровня при вводе в промышленную эксплуатацию

2009 г.

Ростовская (ЭБ-1)

Испытания на устойчивость к электромагнитным воздействиям оборудования систем измерительных и регулирующих каналов РО и ТО

2009 г.

Ростовская (ЭБ-2)

Испытания устройств комплектных низковольтных распределения и управления на соответствие требованиям электромагнитной совместимости

2009 г.

Кольская (ЭБ-3)

Испытания комплектов специального оборудования вычислительного комплекса на соответствие требованиям устойчивости к электромагнитным и сейсмическим воздействиям в целях модернизации

2009 г.

Нововоронежская (ЭБ-4)

2009 г.

Нововоронежская (ЭБ-4)

Испытания на устойчивость к электромагнитным воздействиям по месту эксплуатации каналов измерения технологических параметров оборудования АЗ, АЗТП

2009 г.

Калининская (ЭБ-3)

Испытания стационарной системы диагностирования электроприводной арматуры на устойчивость к электромагнитным воздействиям по месту эксплуатации

2009 г.

Ленинградская (ЭБ-1)

Выявление первопричин возникновения ложных сигналов неисправности оборудования систем ВСО

2009 г.

Ленинградская (ЭБ-3)

Обследование электромагнитной обстановки по месту эксплуатации КСКУЗ

2009 г.

Курская (ЭБ-1÷ЭБ-4)

Испытания пускорегулирующей аппаратуры на устойчивость к электромагнитным воздействиям в реальных условиях эксплуатации

2009 г.

Курская (ЭБ-1÷ЭБ-4)

Обследование электромагнитной обстановки по месту эксплуатации оборудования СКУ, СФКРЭ, КСКУЗ, ИСС «СКАЛА-МИКРО», системы вибродиагностики

2009 г.

Курская (ЭБ-1)

Испытания на устойчивость к электромагнитным воздействиям модернизированной системы управления РЗМ

2009 г.

Белоярская (ЭБ-3)

Проведение опытно-промышленной эксплуатации помехоустойчивого устройства дуговой защиты в КРУ

2010 г.

Белоярская (ЭБ-3)

Испытания на устойчивость к электромагнитным воздействиям технических средств по технологическим параметрам второго комплекта аварийных защит и резервного пункта управления

2010 г.

Белоярская (ЭБ-3)

Испытания технических средств СУЗ второго комплекта аварийной защиты и резервного пункта управления в целях сертификации на электромагнитную совместимость

2010 г.

Ростовская (ЭБ-2)

Испытания системы управления краном кругового действия (фирмы «KONEСRANES») на соответствие требованиям устойчивости к электромагнитным и сейсмическим воздействиям по месту эксплуатации

2010 г.

Ленинградская (ЭБ-4)

Испытания электромагнитной совместимости и качества сети надежного питания системы бесперебойного электроснабжения ПТК-УСБТ и КСКУЗ

2010 г.

Кольская (ЭБ-3)

Обследование электромагнитной обстановки и испытания в реальных условиях эксплуатации УСБТ TELEPERM XS на устойчивость к электромагнитным воздействиям

2010 г.

Курская (ЭБ-3)

Обследование электромагнитной обстановки в помещениях АБП, ЩПТ, оборудования РЗиА, Г5, Г6, 26Т, 5Т, систем возбуждения Г5, Г6. Проведение испытаний на соответствие требованиям ЭМС, оценка влияния оборудования АБП и ЩПТ на работу КСКУЗ, СФКРЭ

2010 г.

Выпуск комплекта методических документов по обследованию электромагнитной обстановки и состояния Билибинская (ЭБ-1÷ЭБ-4) электромагнитной совместимости оборудования СУЗ с целью продления эксплуатации за пределами назначенного срока службы

2010 г.

Ленинградская (ЛАЭС-2)

Обследование параметров электромагнитной обстановки природного и техногенного происхождения в районе размещения ЛАЭС-2 для проектирования СКУ важных для безопасности и для анализа безопасности эксплуатации энергоблоков

2010 г.

12 13

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

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

лось обобщение результатов обследований фактического состояния по устойчивости штатного оборудования и систем АСУ ТП АЭС к регламентированным и реально существующим на энергоблоках АЭС электромагнитным воздействиям. В процессе выполнения работ зафиксированы реальные параметры электромагнитных помех, приведенные на рисунках выше по тексту. По результатам работ выявлены технические средства АСУ ТП, не удовлетворяющие требованиям электромагнитной совместимости, проведена оценка оперативных запасов по устойчивости обследованных АСУ ТП к реально существующим электромагнитным воздействиям, разработаны программы и комплекс мероприятий по повышению помехозащищенности технических средств АСУ ТП на АЭС с реакторами ВВЭР, РБМК и БН. Пример с результатами работ приведен в таблице 2. Согласно результатам испытаний, приведенным в таблице 2, наибольшее количество сбоев (отказов) современных средств АСУ ТП на микропроцессорной элементной базе происходит при воздействии электростатических разрядов, наносекундных импульсных помех, кондуктивного напряжения, наведенного радиочастотными полями на кабели связи и электропитания и собственно радиочастотными полями. Влияние вышеперечисленных видов помех

вполне объясняется природой их возникновения (коммутации, переключения, сбои в работе мощных выпрямителей, грозовые разряды), длительностью (чрезвычайно низкая длительность – десятки наносекунд), амплитудой (до 2-4 кВ для помех, распространяющимся по кабелям, и 8-15 кВ для электростатических разрядов обслуживающего персонала) и особенностями микропроцессорной техники, выражающейся в высоких частотах работы (от мегагерц до нескольких десятков гигагерц), малыми потенциалами и токами. Таким образом, при внедрении микропроцессорной техники новых поколений, которая позволяет уменьшать габариты АСУ ТП и насыщать их новым функционалом, недоступным простой релейной технике, следует особое внимание уделять проблемам электромагнитной совместимости этих устройств и проводить испытания в обязательном порядке, т.к. сбои в функционировании в системах, важных для безопасности, могут приводить как к многомиллионным убыткам, так и к человеческим жертвам или загрязнениям окружающей среды. Литература: 1. Калиберда И.В. Оценка параметров внешних воздействий природного и техногенного происхождения, НТЦ Госатомнадзора РФ, М., «Логос», 2002 г. 2 О.В. Сарылов, Л.В. Ярных и др. Электромагнитная совместимость электрической части атомных станций, изд. «Знак», М., 2006 г.

Таблица 2. Нормативные требования для ЭМО средней жесткости Перечень ТС СУЗ

03 / Сентябрь 2011

Соответствие нормативным требованиям ГОСТ Р 50746-2000

НИП

ДИН

КРЧП

РЧП

ЗИП

МИП

1 Устройства аварийной защиты АЗ-01Р1, АЗ-01Р2

±8/15 В В

±2/4 кВ В

0,2/2 сек А

10 В

10 В/м А

1/2,5 кВ А

±2/4 кВ А

Нет 1 Сигналы неисправности

Да

2 Логическая стойка аварийной защиты АЗ-01Р3

±8/15 кВ В

±2/4 кВ В

0,2/2 сек А

10 В

10 В/м А

1/2,5 кВ А

±2/4 кВ А

Нет 1 Сигналы неисправности

Да

3 Канал АКНП-01Р

±6/8 кВ А

±1/2 кВ В

0,1/1 сек А

10 В

10 В/м В

1/2 кВ А

±1/2 кВ А

Нет: 1 3М формирует сигналы 8 и 15% Δ N/G 2 Срабатывает ПС и АЗ 3 Отключается 3М

Да

4 Устройство КМ-Т-01Р

±6/8 кВ А

±1/2 кВ В

0,1/1 сек А

10 В

10 В/м А

1/2 кВ А

±1/2 кВ А

Нет: 1 Изменение показаний до 10% 2 Исчезновение сигнала об исправности тракта

Да

5 Устройство КПН-01Р

±6/8 кВ А

±1/2 кВ В

0,1/1 сек А

10 В

10 В/м А

1/2 кВ А

±1/2 кВ D

Нет: 1 Изменение показаний указателей положения СУЗ 2 Выход из строя фильтра

Да

ЭМО средней жесткости

Легкая ЭМО

ЭСР

НОВЫЕ КНИГИ

Издательство «Инфра-Инженерия» представляет новую книгу В.И. Гуревича «Микропроцессорные реле защиты: устройство, проблемы, перспективы», 336 стр., 2011 г. Современные микропроцессорные устройства релейной защиты (МУРЗ) – сложные электронные устройства, основанные на использовании специальных программ и сложных алгоритмов. Совершенно очевидно, что такие

сложные электронные устройства даже теоретически не могут не иметь технических проблем. Тем не менее, сегодня почти невозможно найти в технической литературе материалы, в которых рассматривались бы проблемы и недостатки микропроцессорных устройств релейной защиты. В многочисленных статьях и книгах обсуждаются лишь их преимущества и те новые возможности, которые открываются с их применением. Действительно, МУРЗ открыли новые, ранее не известные перспективы в области релейной защиты и сегодня им уже нет альтернативы. Однако, появление МУРЗ с их новыми возможностями, сопровождается, как это обычно бывает в технике, и появлением новых проблем, не известных ранее в релейной защите. Замалчивание этих проблем, имеющее место сегодня, отнюдь не способствует их успешному преодолению и наоборот, знание и понимание проблем современных МУРЗ позволит быстрее преодолеть существующие недостатки и повысить их надежность. Именно это побудило известного специалиста к.т.н. В.И. Гуревича к написанию данной книги. Не менее важным является и знание путей решения проблем. Поэтому описание технических проблем сопровождается и предложениями по их решению.

Попутно автор попытался решить еще одну проблему: преодоление информационной пропасти между разработчиками микропроцессорной техники и специалистами в области релейной защиты, которые, в большинстве своем, не являются специалистами в области микропроцессорной техники. Незнание специалистами в области релейной защиты элементной базы современной электроники и особенностей конструкции и принципов работы МУРЗ существенно затрудняет их повседневную работу и приводит к серьезным проблемам как на стадии выбора и закупки нового оборудования, так и во время его эксплуатации. Эту задачу автор попытался решить путем описания в первых двух главах книги основ электроники, элементной базы, а также устройства и принципа действия МУРЗ. Книга рассчитана на инженеров и техников, занимающихся эксплуатацией релейной защиты, также может быть полезна конструкторам, занимающимся разработкой МУРЗ, преподавателям и студентам соответствующих дисциплин средних и высших учебных заведений. Оформить заказ на книгу можно на сайте Издательства «ИнфраИнженерия»: http://www.infra-e.ru Справки по тел.: 8-911-512-48-48

Гарантированное получение всех номеров журнала

Подписка на 2011 г. (4 номера) – 3400 руб. Подписка на 2012 г. (4 номера) – 3400 2720 руб. Стоимость подписки включает НДС и цену доставки

В 2012 году Вы можете оформить подписку на журнал «Релейная защита и автоматизация» через редакцию, 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.

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Закрытое акционерное общество «Чебоксарский электроаппаратный завод» (ЗАО «ЧЭАЗ») 428000, Россия, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, д. 5 тел.: (8352) 62-20-99 (департамент продаж комплектных устройств), (8352) 62-04-61 (приемная ген. директора), (8352) 39-57-43 (канцелярия) факс: (8352) 62-72-67 e-mail: cheaz@cheaz.ru www.cheaz.ru Год создания: 1941 О компании: ЗАО «ЧЭАЗ» – электротехнический холдинг, готовый решать комплексные задачи по строительству и реконструкции систем распределения электроэнергии от проектирования до сдачи объекта «под ключ». Основные направления деятельности: • Проектирование систем электроснабжения объектов энергетики и промышленности; • Изготовление электротехнического оборудования напряжением 0,4-110 кВ: • Блочные комплектные трансформаторные подстанции 110/35/6(10) кВ высокой заводской готовности: • Открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 кВ, 35 кВ; • Общеподстанционные пункты управления (ОПУ); • Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) 6(10) кВ; • Блочно-модульные трансформаторные подстанции БМКТП 6(10)/0,4 кВ. • Комплектные распределительные устройства 6(10) кВ; • Низковольтные комплектные устройства распределения электроэнергии и управления электроприводами; • Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики: • Микропроцессорные устройства РЗА для защиты присоединений напряжением 6-35 кВ– серии БЭМП и БЭМП-РУ, напряжением 35-220 кВ – серии ШМ; • Комплекс устройств РЗА на базе терминалов Siprotec для подстанций 110-220 кВ и электрических станций; • Электромеханические и микроэлектронные устройства РЗА напряжением 0,4-1150 кВ; • Электромеханические и микроэлектронные блоки и реле (тока, напряжения, мощности, частоты, времени, тепловые, указательные, дифференциальные, промежуточные, сдвига фаз). • Низковольтные аппараты управления; • Энергосберегающее оборудование: регулируемые электроприводы, устройства плавного пуска электродвигателей 0,4-6(10) кВ. • Оказание услуг по монтажу, пусконаладочным работам, гарантийному и сервисному обслуживанию поставленного оборудования. Система качества: Система менеджмента качества соответствует требованиям международного стандарта ISO 9001:2008. Аккредитация: ЗАО «ЧЭАЗ» имеет аккредитацию в ОАО «Транснефть», НК «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «Росэнергоатом» и ОАО «ФСК ЕЭС». Заказчики: ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО «Концерн Росэнергоатом», ОАО «Газпром», ОАО «НК «Лукойл», ОАО «НК «Роснефть», ОАО АК «Транснефть», ОАО «Татнефть», Группа компаний «Петропавловск».

03 / Сентябрь 2011

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Закрытое акционерное общество «Научно-производственная фирма «ЭНЕРГОСОЮЗ» (ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ») 194354, Россия, г. Санкт-Петербург, ул. Есенина, д. 5, литер «Б» тел./факс: (812) 320-00-99, 591-62-45 e-mail: mail@energosoyuz.spb.ru Год создания: 1991 Численность персонала: свыше 100 чел. Производственные площади: 1300 кв. м О компании: НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» разрабатывает, производит и внедряет оборудование для автоматизации объектов электроэнергетики, а также проводит энергетические обследования энергообъектов и промышленных предприятий. Основная продукция компании – программно-технический комплекс «НЕВА», на базе которого решается широкий спектр задач автоматизации в энергетике. Виды деятельности: • разработка проектной документации в части автоматизации; • конструирование, изготовление и поставка оборудования; • разработка программного обеспечения;

• монтажные и пусконаладочные работы; • приемо-сдаточные испытания; • обучение персонала; • гарантийное и сервисное обслуживание.

Предлагаемые системы и решения: • системы регистрации аварийных событий «НЕВА-РАС»; • системы телемеханики «НЕВА-ТМ»; • системы противоаварийной автоматики «НЕВА-ПАА»; • автоматизированные системы контроля и диагностики генераторов «НЕВА-АСКДГ»; • автоматизированные системы контроля и диагностики трансформаторов «НЕВА-АСКДТ»; • автоматика управления электроустановками 0,4-500 кВ и выше; • комплексная АСУ ТП электрической части энергообъекта. География поставок: Оборудование НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» эксплуатируется более чем на 400 энергообъектах в 57 регионах России и 5 странах СНГ. Основные заказчики: Генерирующие предприятия: ТГК-1, ТГК-2, ТГК-7, ТГК- 9, «Фортум», ТГК-11, ТГК-13, ОГК-2, ОГК-3, «Э.ОН Россия», ОГК-5, ДГК, «РусГидро», «Росэнергоатом». Сетевые предприятия: МЭС Северо-Запада, МЭС Центра, МЭС Волги, МЭС Сибири, МЭС Востока, МРСК Волги, МРСК Северо-Запада, МРСК Центра, МРСК Сибири, МРСК Центра и Приволжья,

МРСК Урала, ДРСК, МРСК Юга. Промышленные предприятия: «Транснефть», «Сибур», «Комсомольский НПЗ», «Мечел», «Северсталь», «Сильвинит», «Минудобрения», «Каустик», «Соликамскбумпром», «Уралвагонзавод», «Группа «Илим», «Монди Сыктывкарский ЛПК».

Свидетельства: • саморегулируемых организаций НП «ЭНЕРГОСТРОЙ» и НП «ЭНЕРГОПРОЕКТ»; • совета энергоаудиторских фирм нефтяной и газовой промышленности. Лицензии и сертификаты: • сертификаты соответствия ГОСТ Р; • сертификаты об утверждении типа средств измерений; • лицензия на конструирование и изготовление оборудования для ядерных установок; • лицензия на изготовление и ремонт средств измерений; • аттестация на соответствие требованиям ОАО «ФСК ЕЭС»; • сертификат системы менеджмента качества ISO 9001:2008.

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Общество с ограниченной ответственностью «Исследовательский центр «Бреслер» (ООО «ИЦ «Бреслер») 428020, Россия, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, д. 1 тел./факс: (8352) 24-06-50 (многоканальный) e-mail: market@ic-bresler.ru www.ic-bresler.ru, иц-бреслер.рф Год основания: 2001 Численность персонала: 290 человек, в числе которых 1 доктор и 10 кандидатов технических наук Производственные площади: 6000 кв. м О компании: ИЦ «Бреслер» – научно-производственное предприятие, выполняющее разработку, изготовление, поставку продукции с последующим вводом оборудования в работу. Продукция аттестована и поставляется в ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «Газпром», ОАО «Транснефть» и другие компании. Продукция: • Пристанционное оборудование: ПАА, основные (ДФЗ, ДЗЛ, НВЧЗ) и резервные защиты ВЛ, защиты шин и ошиновок, защиты АТ и трансформаторов, АУВ, ОМП, шкафы НКУ, управления, АПЖТ, ЦС, ОБР; • Терминалы и реле 6-35 кВ (ТОР 100, ТОР 200, ТЭМП 2501); • Комплекс защиты от дуговых замыканий «Бреслер-ЗДЗ»; • В спомогательные устройства; • Станционное оборудование: шкафы защит генераторов, блоков генератортрансформатор, оборудование секций СН. ПО, ПТК и инжиниринговые услуги: • АСУ ТП ПС для комплексной автоматизации энергообъектов; • Программный комплекс «Служба РЗА» – централизация информации служб РЗА, автоматизация электротехнических расчетов (в т.ч. уставок защит), ведение справочников и составление отчетов; • Программа расчета параметров аварийных режимов электроэнергетических систем «ТКЗ++»; • Программа «PSC2» – автоматизированный расчёт уставок защит разных производителей; • Программный комплекс «PSS®E» – анализ режимов работы электроэнергетических систем в установившемся и динамических режимах; • ПТК «АРМ инженера-релейщика»; • ПТК «ОМП Бреслер». Услуги: • Проектные работы; • Расчёт уставок защит; • Расчёт режимов сетей, ведение расчётной схемы сети энергосистемы и другое; • НИОКР.

«Система менеджмента качества ИЦ «Бреслер» сертифицирована и соответствует стандарту ИСО 9001:2008»

03 / Сентябрь 2011

Сервис: • Сервисные центры и склады ЗИП в регионах РФ и странах СНГ; • «Горячая линия» приёма заявок. Оперативное гарантийное и послегарантийное обслуживание с выездом в короткие сроки; • Периодическое техобслуживание; • Поддержка потребителя на всех этапах сотрудничества: • Предоставление типовых проектных решений, консультирование; • Разработка и внедрение нетиповых решений; • Пусконаладка поставляемого оборудования; • Обучение (плановое и индивидуальное, в учебном центре и выездное).

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ПРОЭЛ» (ООО НПП «ПРОЭЛ») 190005, г. Санкт-Петербург, наб. Обводного канала, д. 118А, лит. Л тел./факс: (812) 331-50-33 (34) e-mail: proel@land.ru, proel-2001@mail.ru Год основания: 1992 Численность персонала: 60 человек Производственная площадь: 1000 кв. м О предприятии: Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ПРОЭЛ» (до сентября 2005 г. – ЗАО «ПРОЭЛ») создано в 1992 г. Основу коллектива предприятия составили специалисты объединения «Дальняя связь». Научно-производственная деятельность предприятия направлена на исследования, разработки и производство в области оптоэлектроники и волоконной оптики. Приоритетным направлением деятельности фирмы является разработка и производство устройств дуговой защиты (УДЗ) ячеек комплектных распределительных устройств электрических подстанций 0,4 – 35 кВ. УДЗ семейства «ОВОД» – современные устройства релейной защиты и автоматики, сочетающие в себе последние достижения волоконной оптики и микропроцессорной техники. Виды деятельности: • НИОКР и производство; • монтаж УДЗ и проведение пусконаладочных работ; • проектные работы; • гарантийное и сервисное обслуживание; • обучение. Продукция: • УДЗ для подстанций 0,4-35 кВ; • волоконно-оптические датчики. Научно-технический уровень выпускаемой продукции: Технические решения и технологии производства выпускаемых изделий основаны на последних достижениях в области электроники, волоконной оптики и микропроцессорной техники. Наряду с испытаниями опытных образцов и периодическими испытаниями серийной продукции каждое устройство, выпускаемое предприятием, проходит приемо-сдаточные испытания, включающие климатические испытания и испытания на устойчивость к механическим воздействиям. Современный уровень технической оснащенности предприятия, большой опыт работы в оборонном комплексе и высокая квалификация специалистов определяют высокое качество и надежность выпускаемой продукции. Сертификаты, свидетельства: • сертификаты соответствия в системе сертификации ГОСТ Р; • техническое свидетельство Министерства энергетики Республики Беларусь; • свидетельство о соответствии стандарта IEC Южной Кореи; • свидетельство СРО «Региональное проектное объединение»; • свидетельство СРО «Региональное строительное объединение». Заказчики и география поставок: Заказчиками продукции являются предприятия всех энергосистем России, предприятия Украины, Беларуси, Казахстана, Южной Кореи. Выпущено более 5500 УДЗ для защиты более 80000 ячеек КРУ и КРУН.

научно‑практическое издание

История

Давайте вспомним

Старая фотография и что такое МВК?

С большей долей вероятности эта фотография относится к началу 80-х годов, и на ней изображен весь многочисленный состав межведомственной комиссии (МВК) по приемке НИОКР комплекса защит серии ПДЭ 500-750 кВ или комплекса защит 1150 кВ серии ШЭ. Здесь мнения опрошенных участников МВК расходятся, но в равной пропорции, но это и не важно. Важно то, что приемочная комиссия в те времена была действительно межведомственной, т.к. она состояла из специалистов различных ведомств (главков) Министерства энергетики и Министерства электротехнической промышленности СССР. Об этом красноречиво говорит эта фотография. На ней представлены: специалисты организаций, подведомственных Главтехуправлению Минэнерго СССР: Председатель МВК – главный специ-

алист Главтехуправления Молчанов В.В.; представители ОРГРЭС – Орлов Ю.Н. и Белотелов А.К.; представители ВНИИЭ – Левиуш А.И. и Якубсон Г.Г., а также представители эксплуатации энергосистем. Специалисты института Энергосетьпроект, подведомственного Главниипроекту Минэнерго СССР – Левкович Д.Д., Красева В.Н., Козлов В.И., Любарский Д.Р. Министерство электротехнической промышленности традиционно было представлено специалистами института ВНИИР – Алимов Ю.Н., Нудельман Г.С., Шнеерсон Э.М., Шамис М.А., Дони Н.А., Рутман А.А., Малый А.П., Поляков В.Г. и специалистами ЧЭАЗ – Дашкиев В.А., Костина А.Д., Ху Эр Юн, Фуженков А.И. За давностью этого события я не смог вспомнить и установить фамилии, имена и отчества всех изобра-

СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. Б реслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 65 2. Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки 3. К омплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2 4. М икроника, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 75

03 / Сентябрь 2011

5. 6. 7. 8.

женных на этом снимке. Приемка нового электрооборудования и технологий в электроэнергетической отрасли успешно реализовывалась Главтехуправлением Минэнерго СССР на основе государственных и отраслевых стандартов системы разработки и постановки на производство продукции производственно-технического назначения. Заседанию МВК предшествовала длительная и кропотливая работа вышеперечисленных организаций по рассмотрению и согласованию технической, технологической и конструкторской документаций на принимаемое изделие. Конечно, основное внимание (особенно со стороны организаций Главтехуправления Минэнерго СССР) всегда уделялось Техническим условиям и Руководству по эксплуатации. Только при согласовании заинтересованными организациями принципиальных положений этих документов проводилось заседание МВК. Как правило, работа МВК продолжалась не менее 5 дней, читался, рассматривался и коллегиально принимался каждый пункт этих документов, рассматривались протоколы заводских испытаний, а также проводились дополнительные испытания и измерения по программе, предложенной МВК. Параллельно согласовывали свои вопросы технологи и конструкторы ВНИИР и ЧЭАЗ. Насколько серьезно и ответственно была организована работа по приемке устройств РЗА, всегда говорил высокий и стабильный показатель их правильной работы. Нельзя не отметить, что бремя финансовых затрат по работе МВК ложилось не только на разработчика, но и на заказчика.

НОВИНТЕХ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 73 Прософт-Системы, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 57 Уралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки ЭКРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки, стр.10-19, стр. 33-49.

научно‑практическое издание