Журнал «релейная защита и автоматизация» №2 (03) 2011 by РИЦ "СРЗАУ"

Ж У Р Н А Л Н Е КО М М Е Р Ч Е С КО ГО П А Р Т Н Е Р С Т В А « СОД Е Й 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 Э Л Е К Т Р ОЭ Н Е Р Г Е Т И К Е »

№ 02 (03) | Июнь | 2011

«Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. №02 (03), 2011 год, июнь. 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., доцент – МЭИ (Технический университет); Дорохин Евгений Георгиевич – филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович – ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович – ОАО «Холдинг МРСК»; Караулов Александр Александрович – ОАО «ВНИИАЭС»; Левиуш Александр Ильич, д.т.н. – ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Любарский Дмитрий Романович – институт «Энергосетьпроект»; Маргулян Александр Михайлович – ЗАО «НОВИНТЕХ»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор – Южно-Российский государственный технический университет; Орлов Юрий Николаевич – ОАО «Фирма ОРГРЭС»; Петров Сергей Яковлевич – ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович – ОАО «ФСК ЕЭС»; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ – Чувашский государственный университет; Шуин Владимир Александрович, д.т.н., профессор – Ивановский государственный энергетический университет. 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! Представляю Вам очередной номер журнала «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ». Особенностью этого номера является преобладание публикаций ООО «Уралэнергосервис», что связано с 20-летием этой известной компании. За 20 лет активной деятельности эта компания добилась значительных результатов и стала одним из основных поставщиков на объекты электроэнергетики аппаратуры передачи сигналов команд релейной защиты и противоаварийной автоматики по высокочастотным каналам связи линиии электропередач 35-1150 кВ. От имени редакции и редколлегии журнала поздравляю ООО «Уралэнергосервис» с этим знаменательным для компании событием! Мы обещали не оставлять без внимания прошедшие научно-практические семинары и конференции, на которых, как правило, происходит обмен опытом и активное общение специалистов. На этот раз прошедший период был богат на такие события. Читателям журнала будет интересна информация о событиях как регионального, так и всероссийского масштаба. В рубрике «Наука» можно отметить публикации на тему повышения эффективности защит от замыканий на землю и решения проблем дальнего резервирования. Рубрика «Практика» отличается большим разнообразием публикаций. Здесь и опыт внедрения системы мониторинга в Татарской энергосистеме, проблемы и трудности при строительстве и вводе в эксплуатацию подстанций нового поколения. Как обещали, продолжаем тему сертификации оборудования и ее роли в обеспечении надежного функционирования энергетических объектов. Уральский федеральный государственный университет делится опытом организации дополнительного профессионального образования на кафедре автоматизированных электрических систем. Небезынтересна читателям журнала будет историческая рубрика. Она посвящена памяти известного в кругах релейщиков заслуженного изобретателя РФ, ветерана труда фирмы ОРГРЭС Кузнецова Анатолия Павловича. В связи с этим публикуются также выдержки из его воспоминаний о фирме ОРГРЭС, с которой была связана вся его трудовая и творческая деятельность. Уважаемые читатели! Журнал продолжает укреплять свои позиции в среде специалистов-профессионалов. В последующих выпусках журнала мы планируем публиковать статьи, представляющие интерес для специалистов, работающих в сфере разработки, производства, инжиниринга и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП. Надеюсь на плодотворное сотрудничество с Вами в виде откликов и публикаций на волнующие Вас темы. С уважением, главный редактор Алексей Белотелов.

02 / Июнь 2011

Cодержание:

стр.

1. События:

•  На повестке дня – релейная защита . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 • Вторая конференция компании «Дженерал Электрик» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05 • Инициативу поддержали все . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 • Результаты конкурса «Лучший проект – 2010» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 • Желанный подарок к юбилею . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09

2. «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» - 20 лет на службе родной энергетике:

•  А.Л. Горохов Аппаратура АКА «КЕДР» и ПВЗУ-Е сегодня . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 •  А.Л. Горохов , А.В. Дистель Интеграция аппаратуры «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» В АСУ ТП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 •  Е.А. Фофанов Проектирование и изготовление шкафов ШЭ-200-АКА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 •  М.Ю. Акимов Аппаратный комплекс «ТриТОН» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 •  А.Л. Горохов Вопросы совмещения различных функций в аппаратуре ВЧ-связи и формирование требований к ак «ТриТОН» . . . . . . . . . 18

3. Наука:

Релейная защита: •  К.М. Добродеев Дистанционная защита автотрансформаторов от однофазных коротких замыканий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 •  Д.С. Васильев, В.Н. Козлов, А.О. Павлов Развитие высокочувствительной защиты дальнего резервирования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 •  Новые книги . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 •  В.А. Горюнов, А.И. Ширковец, В.С. Петров Способы повышения эффективности современных защит от замыканий на землю. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

4. Практика:

Релейная защита: •  А.А. Жереб РЗА СИСТЕМЗ: новые шаги в 2011 году . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 • И.М. Волошин Проблемы подстанций «нового поколения» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 •  В.М. Лопухов, В.А. Соколов Опыт внедрения системы мониторинга и сбора аварийной информации РЗА и ПА (СМРЗА) в Татарской энергосистеме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 Автоматика: • е.р. горский, н.в. кокорин, а.а. николаев программно-технический комплекс теплотехнической части системы локального автоматического выделения электростанции на несбалансированную нагрузку (авснн-т). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 •  В.А. Наумов, Р.В. Разумов, А.А. Петров Основные аспекты управления шунтирующими реакторами в шкафах противоаварийной автоматики серии ШЭЭ22Х производства ООО НПП «ЭКРА» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 • К.И. Апросин, Ю.В. Иванов, О.С. Бородин Фиксация переключения на обходной выключатель по токам. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 АСУ ТП: •  Т.Г. Горелик, Ю.А. Асанбаев, О.В. Кириенко К вопросу гармонизации CIM-модели энергосистемы и SCL описания подстанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 •  Д.С. Зозуля Промышленные компьютеры VALUELINE – компактное и надежное решение для шкафа управления . . . . . . . . . . . . . . 57 Кадры: •  О.М. Котов, А.В. Паздерин, В.Ф. Чесноков дополнительное профессиональное образование на кафедре автоматизированных электрических систем . . . . . 60 Сертификация: •  А.К. Белотелов, Э.М. Перминов, Д.С. Савваитов о роли добровольной сертификации в повышении технического уровня и качества аппаратуры РЗА, па и систем управления в электроэнергетике . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 В помощь эксплуатации: •  В.В. Никитин Проверка трансформаторов тока с использованием комплекса РЕТОМ-21 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5. Представляем партнеров НП «СРЗАУ»:

•  ООО «ЭМА» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 •  ОАО «ИВЭЛЕКТРОНАЛАДКА» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 •  ЗАО «РАДИУС Автоматика» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 •  ООО «Прософт-Системы» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

6. История: •  Вспомним ветеранов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 7. Требования к оформлению статей 8. Подписка на журнал научно‑практическое издание

События

Конференции

На повестке дня – релейная защита 29-30 марта 2011 года в г. Саранск проходил Научно-технический совет (НТС) ОАО «МРСК Волги», в котором приняли участие главные инженеры и руководители технического блока всех семи филиалов компании, в том числе и руководители служб РЗА.

На заседание НТС были приглашены представители крупнейших компаний-производителей электротехнического оборудования. Надо отметить, что ОАО «МРСК Волги» проводит НТС ежегодно в одном из регионов своей компетенции. Например, в 2010 году НТС проходил в г. Чебоксары Чувашской Республики на базе филиала «Чувашэнерго». Вопросы релейной защиты и автоматики, энергосбережения и АСУ ТП были включены в Программу первого дня заседания. С презентациями своей продукции выступили три предприятия – члены НП «СРЗАУ»: ООО НПП «ЭКРА», ООО «ИЦ «Бреслер» и ООО «Прософт-Системы». Представители компанийпроизводителей познакомили присутствующих с инновационными решениями своих предприятий и рассказали об опыте эксплуатации выпускаемых устройств РЗА и систем учета электроэнергии. Сотрудник компании ООО «Механотроника РА» в своем выступлении сделал упор на совершенствовании устройств РЗА как подсистемы АСУ ТП распределительных подстанций. 4

02 / Июнь 2011

В конце дня, с участием предприятий-производителей, состоялся обмен мнениями по проблемам, возникающим в процессе эксплуатации устройств РЗА на подстанциях филиалов ОАО «МРСК Волги»; обсуждались перспективы внедрения современной микропроцессорной техники. Особое внимание было обращено на требование ОАО «Холдинг МРСК» о необходимости предоставления всеми производителями оборудования 5-летнего гарантийного срока обслуживания устройств РЗА. Также начальников служб РЗА волновал вопрос о новых разработках и технических решениях в области дальнего резервирования трансформаторов. Но, как оказалось после опроса «с пристрастием», в этом направлении ни одна из присутствующих компаний-производителей сегодня не имеет готовых разработок и не ведет их. Большой интерес был проявлен к шкафам дистанционной защиты производства ООО НПП «ЭКРА» и, в частности, к опыту их эксплуатации. Подводя итоги НТС, заместитель генерального директора по техническим вопросам – главный инженер ОАО «МРСК Волги» В. Кучеренко отметил: «Регулярное проведение заседаний Научно-технического совета необходимо для коллегиального принятия решений, от которых в конечном счете зависит бесперебойное и качественное электроснабжение предприятий и населения». Наш корреспондент

События

Конференции

Вторая конференция компании «Дженерал Электрик» 6 апреля 2011 года в г. Москва компания «Дженерал Электрик» провела конференцию на тему «Интеллектуальные сети (Смарт Грид) и энергоэффективность», которая вызвала большой интерес. В ней приняло участие более 100 специалистов – представителей компаний и организаций электроэнергетического комплекса, включая ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК». Важность и значимость этому мероприятию придавало участие Президента GE Energy в Центральной и Восточной Европе, России и СНГ г-на Рода Кристи. В своем выступлении он подробно остановился на достижениях компании и отметил, что продукция и услуги компании GE Energy давно известны и востребованы в России: в рамках реализованных проектов в России работает около 600 газовых турбин, 660 компрессоров, 69 паровых турбин, 400 газопоршневых двигателей. GE Energy заинтересована в постоянном обновлении технологий в сфере электроэнергетики и машиностроения, в связи с чем были открыты и функционируют исследовательские центры в США, Германии, Китае, Индии. А десять лет назад такой центр был открыт в Москве. Работа этих центров связана, в том числе, и с новым направлением в электроэнергетике – Smart Grid или интеллектуальные сети. Все дальнейшие выступления участников конференции были посвящены этому новому направлению. Технический руководитель глобального подразделения интеллектуальных сетей Digital Energy GE Energy д.т.н. Бартош Войшчик в своей презентации практически изложил концепцию развития интеллектуальных сетей. Он рассказал о том, что представляет собой интеллектуальная сеть, какие цели она преследует и какие задачи выполняет на этапах выработки, передачи и распределения электроэнергии. Также был дан детальный анализ преимуществ, которые будут получены при реализации интеллектуальной сети. В частности, речь шла о повышении качества и безопасности энергоснабжения, обеспечении энергоэффективности силового оборудования, снижении технологических потерь передачи и распределения электроэнергии, повышении качества энергопотребления для конечного потребителя. научно‑практическое издание

«Можно по-разному определять Smart Grid как интеллектуальную сеть», – отметил Бартош Войшчик. Это означает, что каждая энергетическая компания в любой стране по-своему трактует и само понятие, и желание реализовать эту технологию, и ожидаемый экономический эффект. Поэтому, когда эта технология предлагается для внедрения в России, надо учитывать то обстоятельство, что отдельные составляющие и компоненты Smart Grid уже внедрены или внедряются. Создание интеллектуальной сети – процесс не революционный, а эволюционный, и он будет продолжаться в течение многих лет. Для начала необходима нормативная база, чтобы инвестировать в новые технологии. После чего компании должны исследовать последствия внедрения новых систем, определить степень и возможности применения этих технологий в электрической сети. И, наконец, важно, насколько заказчик (потребитель) примет и одобрит эти новые системы и технологии. По определению выступившего на конференции с докладом «Первый опыт компании «Дженерал Электрик Энерджи» в реализации проектов Смарт Грид» Николая Новикова: «Создание интеллектуальной сети есть не что иное, как интеграция двух инфраструктур: электрической и информационной, заключающаяся, в основном, в наращивании интеллектуальной составляющей электрической сети». Из выступлений можно было сделать вывод, что принципиальных противоречий между западным и российским взглядом на развитие интеллектуальных сетей нет. Нечаева А.А. 5

События

Конференции

ИНИЦИАТИВУ ПОДДЕРЖАЛИ ВСЕ (по материалам совещания служб релейной защиты и автоматики в Тульской области) Расширенное совещание служб релейной защиты и автоматики всех субъектов электроэнергетики Тульской области (далее – совещание) прошло в период с 6 по 8 апреля этого года в Алексинском районе впервые за долгие годы. Совещание состоялось благодаря инициативе Филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» при поддержке компании ЗАО «Инжиниринг» (г. Тула) и ряда предприятий ООО «НПП Бреслер», ООО «ИЦ «Бреслер», ООО «НПП «Динамика» и ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары). Все они являются участниками Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике». Для участия в совещании из г. Тула и области съехались специалисты-релейщики всех производственных отделений районных электрических сетей филиала «Тулэнерго», филиала ОАО «СО ЕЭС» «Тульское региональное диспетчерское управление», филиала ОАО «ФСК ЕЭС» «Приокское предприятие магистральных электрический сетей», филиала ОАО «ОГК-3» «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина», проектных организаций г. Тула. Прибыли на это мероприятие и специалисты энергетических компаний из соседних областей: филиалов «Калугаэнерго» и «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», ОАО «МОЭСК». Насыщенная программа совещания включала 3 больших блока вопросов, касающихся нынешней ситуации в электроэнергетике: •  анализ современного состояния электроэнергетического комплекса в свете выполнения задач по поддержанию оборудования с длительным сроком эксплуатации в работоспособном состоянии и реконструкции объектов электросетевого хозяйства; •  презентации выпускаемого оборудования компаниями-производителями по направлениям модернизации электросетевых объектов; •  о бмен опытом по вопросам режимов работы трансформаторов на отпаечных ПС. 6

02 / Июнь 2011

Представители всех съехавшихся на совещание предприятий и организаций энергетики выступили с сообщениями о состоянии дел в области релейной защиты и автоматики в своих компаниях. Отдельный блок совещания составили выступления руководителей фирм ООО «НПФ ЭЛНАП» и ООО «ЭЗОП», занимающихся обследованием электромагнитной обстановки на энергообъектах. Вопросы электромагнитной совместимости находятся в зоне пристального внимания специалистов–энергетиков в связи с массовой заменой морально и физически устаревших электромеханических устройств РЗА. Возникновению проблем ЭМС в большей степени способствует человеческий фактор: откровенная боязнь нововведений, плохое качество строительных работ, что приводит к отсутствию заземления у устанавливаемого на подстанции оборудования, а также малый рынок заземляющих устройств. Чтобы электромагнитная обстановка не оказывала влияние на надежность работы энергосистемы после реконструкции энергообъекта, необходимо совмещать жесткий контроль на всех стадиях проектирования и строительства с грамотным выбором оборудования РЗА на микропроцессорной элементной базе. Представители ряда производителей микропроцессорных устройств, присутствовавшие на совещании, доложили, что их предприятия решают вопросы ЭМС выпускаемого оборудования РЗА и АСУ: созданы и функционируют лаборатории по ЭМС на ООО НПП «ЭКРА», ЗАО «Радиус-Автоматика», РУП «БЭМП». Нарисованная выступавшими на совещании представителями эксплуатации общая картина в энергетике Тульской области выглядит далеко не радостной. Впрочем, во всех российских регионах так дело обстоит повсе-

События

Конференции

местно. Что касается Тульской области в целом, то 53% оборудования РЗА уже отслужило более 35 лет, и потому самой большой проблемой сегодня и в будущем является грамотное освоение выделенных инвестиций на модернизацию старого и установку нового оборудования РЗА и АСУ. На территории Тульской области более 20 лет не вводились новые генерирующие мощности, а в ближайшем будущем намечена реализация нескольких новых крупных проектов по строительству цементного завода, химического комбината и завода по производству большегрузных автомашин. Ввод новых мощностей может привести к усугублению ситуации в регионе с электроснабжением, и, прежде всего, осложнится работа по управлению режимами (необходимо поддерживать допуск отклонения частоты тока не более чем на ±0,05 – это требование, кстати, жестче, чем в Европе). В последнее время растет число неправильных срабатываний устройств РЗА: 26 случаев в 2010 году против 4 – в 2006 г., причем в 50% случаев причины случившегося так и остались невыясненными. Но главная проблема – нехватка и отсутствие квалифицированного оперативного персонала. Добавляет проблем и частая смена проектных организаций в ходе работы над объектом или «волевое решение» ОАО «СО ЕЭС», даже в условиях выдачи положительного заключения ОАО «ФСК ЕЭС». Начальник управления релейной защиты и автоматики электрических сетей ОАО «МОЭСК» Грибков М.А. обрисовал ситуацию в своей компании. Она, по сути, мало отличается от ситуации в филиале «Тулэнерго» – только значительно большим количеством работающих в этой системе микропроцессорных устройств РЗА: на 1.01.2011 г. в эксплуатации находилось 19% микропроцессорных устройств РЗА и 81% – электромеханических, среди которых 6% служат более 50 лет, а 38,6% – от 25 до 50 лет. Получается, что средний возраст комплектов РЗА равен 40,34 годам при среднем возрасте обслуживающего их персонала 43,92 года. С каждым годом ситуация с кадрами, ростом количества невыясненных случаев неправильной работы РЗА только ухудшается. Одно из уже реализуемых ОАО «МОЭСК» решений имеющихся проблем – разработка типовых схемотехнических решений для оборудования РЗА совместно с ведущими производителями. В заключительный день совещания рассматривались вопросы режимов работы научно‑практическое издание

трансформаторов подстанций с заземленной нейтралью и возможные мероприятия по обеспечению защит трансформатора от замыканий на землю. Поднятые вопросы напрямую связаны с аварией, произошедшей на одной из подстанций в декабре 2010 года в Тульской области. Как предотвратить подобные технологические нарушения в будущем в условиях, когда замена устаревшего оборудования РЗА неизбежно растянется на долгие годы, а рост электропотребления неотвратим? Предложенные коллегами технические решения не в полной мере устраивают сотрудников «Тулэнерго», и они обратились в наш

журнал с просьбой опубликовать на его страницах информацию «…о технологическом нарушении на подстанции 110 кВ «Привокзальная» для принятия общего решения по выбору типа защит и уставок для предотвращения подобных технологических нарушений». Мы направили материалы, полученные от филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», в адрес сразу нескольких компаний–производителей устройств РЗА и в ряд субъектов электроэнергетики. Полученные от них ответы и комментарии мы опубликуем в ближайших номерах. Н.А. Иванова

01 / Март 2011

События

Новости компаний

Результаты конкурса «Лучший проект-2010» В начале 2010 года компания ООО «Феникс Контакт РУС» объявила конкурс на лучший проект с использованием компонентов автоматизации из линейки продукции Automation. После подведения итогов конкурса первое место получило ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) с проектом на Омской ТЭЦ-4 (ТГК-11), г. Омск. Главный приз – это поездка двух представителей предприятия, в составе делегации ООО «Феникс Контакт РУС», в Германию на Ганноверскую промышленную выставку-2011 (Hannover Messe 2011). Также в программу пребывания была включена экскурсия на производство Phoenix Contact в гг. Бломберг и Бад Пирмонт. Все расходы в Германии (проживание, трансфер, питание и сопровождение) взяла на себя компания Phoenix Contact. Все остальные участники конкурса получили приз – набор монтажных инструментов производства Phoenix Contact. (По материалам сайта www.phoenixcontact.ru)

На фото: сотрудники ООО НПП «ЭКРА» в составе делегации в поездке по Германии.

Желанный подарок к юбилею ООО «Уралэнергосервис», участник нашего Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», получило положительное заключение аттестационной комиссии ОАО «ФСК ЕЭС» по новой аппаратуре АК «ТриТОН». Оно стало своеобразным подарком к 20-летнему юбилею предприятия. Для обмена опытом в области проектирования, наладки и эксплуатации аппаратуры передачи сигналов релейной защиты и противоаварийной автоматики с 20 по 22 апреля 2011 г. в г. Екатеринбург ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» провело технический семинар на тему: АК «ТриТОН»: возможности применения, проектирование, наладка и эксплуатация». На семинаре были заслушаны и обсуждены доклады по следующим темам: •  организация каналов ВЧ-связи: вопросы и решения; •  опыт эксплуатации аппаратуры ВЧ-связи; •  опыт проектирования ВЧ-каналов; •  вопросы обучения специалистов. На семинар, прошедший в деловой и конструктивной обстановке, съехалось более 120 специалистов из различных организаций России и зарубежья. В настоящем номере журнала мы публикуем статьи по материалам прошедшего семинара. Редакция нашего журнала поздравляет руководство и сотрудников ООО «Уралэнергосервис» с юбилейной датой. Желаем компании дальнейших успехов и процветания, развития и укрепления позиций на рынке электроэнергетики.

научно‑практическое издание

20 лет на службе родной энергетике

Автор: Горохов Александр Леонидович, главный инженер ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС».

02 / Июнь 2011

Аппаратура АКА «КЕДР» и ПВЗУ-Е сегодня ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» (г. Екатеринбург) разрабатывает и производит аппаратуру передачи сигналов высокочастотных защит и противоаварийной автоматики с 1991 года. На сегодняшний день аппараты, выпускаемые компанией – это ПВЗУ-Е, АКА «КЕДР» и АК «ТриТОН». ПВЗУ-Е – приемопередатчик высокочастотных защит выпускается с 2000 года, а АКА «КЕДР» – аппаратура передачи сигналов-команд РЗ и ПА – с 2005 года. К маю 2011 г. на энергообъектах РФ и СНГ установлено и успешно эксплуатируются более 4000 аппаратов ПВЗУ-Е и 2500 АКА «КЕДР» в системах ФСК, МРСК, ТГК, ОГК, ИНТЕР РАО ЕЭС, РУСГИДРО, ЭНЕРГОАТОМ и промышленности. Основной принцип ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС», используемый при разработке и изготовлении аппаратуры – непрерывное усовершенствование аппаратуры с учётом опыта её эксплуатации при использовании современных технологий и нацеленности на максимальное удовлетворение требований потребителей. Основные эксплуатационные характеристики аппаратуры: •  не требует пусконаладочной подготовки к работе; •  выполнена на современной элементной базе, оснащена средствами самоконтроля и диагностики, имеет гальваническую развязку по цепям управления и сигнализации; •  конструктивно соответствует стандарту МЭК 297, позволяет произвести настройку основных электрических, временных, частотных характеристик непосредственно на месте установки; •  имеет высокую ремонтопригодность за счет полной взаимозаменяемости блоков без демонтажа аппарата. Рассмотрим основные характеристики и функции, выполняемые современной аппаратурой ПВЗУ-Е и АКА «КЕДР». АКА «КЕДР» – аппаратура передачи сигналов-команд РЗ и ПА в соответствии с модификацией исполнения аппаратуры, обеспечивается передача сигналов: •  высокочастотным трактом по ВЛ 351150 кВ; •  п о выделенной оптоволоконной

линии связи – ВОЛС; •  низкочастотным трактом по физическим линиям связи или через аппаратуру уплотнения. Функции и возможности АКА «КЕДР» Количество передаваемых сигналов-команд – 32. При использовании двухчастотного кода в ВЧ/НЧ-канале возможно увеличение числа команд до 64.

Рис. 1. Состав аппаратуры для организации передачи 64 команд в полосе частот 4 кГц

•  сторона передачи – АКА «КЕДР Тх» на 32 команды (в исполнении ВЧ) + АКА «КЕДР Тх» на 32 команды (в исполнении ЦС); •  сторона приема – АКА «КЕДР Rx» на 32 команды (в исполнении ВЧ) + АКА «КЕДР Rx» на 32 команды (в исполнении ЦС). Трансляция команд: На промежуточном пункте ВЧ-канала трансляция сигналов-команд обеспечивается интерфейсом цифрового стыка (RS-422) или НЧинтерфейсом, в аналоговой форме. Трансляция сигналов-команд на промежуточном пункте канала ВОЛС обеспечивается оптическим интерфейсом. Возможна передача сигналов ТМ на скорости до 200 бод. Мониторинг состояния: •  контроль исправности ВЧ-тракта передачей сигнала контрольной частоты; •  контроль аппаратуры: от входов передатчика до выходных реле приемника со световой индикацией текущего состояния аппаратуры и запись в энергонезависимую память: передаваемых команд, изменения режимов/ состояний; •  передача данных мониторинга в локальную сеть АСУ ТП; •  доступ к журналу событий с помощью встроенной панели управления или ПК. Каждая запись включает информацию о дате и времени события, с дискретностью 1 мс.

20 лет на службе родной энергетике

Совместимость: •  обеспечивает возможность совместной работы в одном ВЧ-канале связи с УПАСК типов: ВЧТО-М, АНКА-АВПА, АКПА-В, АКАП-В. Технические характеристики Наименование параметра

Значение

Диапазон частот

16-1000 кГц

Шаг перестройки

4 кГц

Рабочая полоса частот

0,3÷3,4 кГц

Уровень передачи ВЧ-сигнала (на нагрузке 75 Ом) в диапазоне: - до 200 / 400 / 600 / 1000 кГц Уровень контрольного сигнала

45/ 44/ 43/ 42 дБ 31 дБ

Чувствительность приемника

-22 дБ

Избирательность приемного тракта (ВЧ) на уровне

80 дБ

Время передачи команды: в ВЧ/ НЧ канале / в канале ВОЛС, не более Средний срок службы

25 мс / 12 мс

20 лет

Приемопередатчик высокочастотных защит ПВЗУ-Е предназначен для работы с высокочастотным каналом связи по ВЛ 35-1150 кВ. При установке модуля оптического интерфейса ПВЗУ-Е обеспечивает работу высокочастотных защит по выделенному оптоволоконному каналу связи. Для ПВЗУ-Е в канале связи по ВОЛС предусматривается: •  работа двух приемопередатчиков по одной или двум выделенным ВОЛС по схеме «точка-точка»; •  работа трех или четырёх приемопередатчиков по двум выделенным ВОЛС в кольцевой схеме.

Функции и возможности ПВЗУ-Е Передача и прием сигналов ВЧзащит в комплекте с устройствами релейной защиты, выполненными на базе:

•  электромеханических реле (ДФЗ, НЗ); •  полупроводниковых элементов (ППЗ); •  цифровых микропроцессорных терминалов (в том числе: ШЭ 2607-2710 от НПП «ЭКРА»; ШЛ 2704 от «Бреслер»; Micom Р547 от АREVA; L 60 от GE). Контроль исправности канала связи и наличия запаса по затуханию ВЧ-сигнала. Устройство автоматической проверки канала (УАПК) осуществляет контроль состояния канала связи, поста и цепей управления от терминала защиты, включает аварийный и предупредительный сигнал. В одном канале связи обеспечивается возможность работы до восьми УАПК. Мониторинг состояния аппарата. Блок ПРЦ обеспечивает запись в энергонезависимую память данных о работе ПВЗУ-Е при пусках РЗ (до 32 записей) и неисправностях, обнаруженных устройством АПК (до 64 записей), с фиксацией реального времени события. Для чтения и анализа информации о работе ПВЗУ-Е, а также для настройки установок рабочих режимов устройства АПК возможно использование ПК. Связь в режиме переговорного устройства между всеми пунктами ВЧканала в период наладки. Переговорное устройство работает в режиме двустороннего симплекса, не оказывая влияния на работу ВЧЗ, поскольку сигналы управления приемопередатчиком от защиты имеют приоритет. Измерение угла блокировки ДФЗ может быть выполнено посредством блока ПРЦ в тестовом режиме «Фазорегулятор». Передача в АСУ ТП информации о текущем состоянии поста (режимов его работы, предупредительной/аварийной сигнализации), канала связи и терминала защиты. Возможность перестройки основных параметров поста с помощью встроенной панели управления или ПК через RS -232: •  частоты передачи (с шагом 1 Гц, в диапазоне 24-1000 кГц); •  частоты настройки приемника (с шагом 250 Гц, в диапазоне 24-1000 кГц); •  уровня чувствительности приемника (с шагом 1 мВ, в диапазоне 12 дБ);

научно‑практическое издание

•  временных задержек сигнала управления усилителем мощности (с шагом 1 эл. град.). Селективное измерение уровня сигналов в полосе фильтра РЗ: •  уровня шумов в именованных единицах (мВ) или относительно уровня чувствительности (дБ); •  уровня принимаемого сигнала в именованных единицах (мВ) или запаса по уровню чувствительности в относительных единицах (дБ); •  уровня сигнала ВЧ-передатчика в именованных единицах (мВ). Технические характеристики Наименование параметра

Значение

Диапазон частот настройки

24-1000 кГц

Шаг выбираемых частот

0,5 кГц

Выходная мощность ВЧпередатчика на активной нагрузке 75 Ом (не менее) в диапазонах 24-400 кГц / 401600 кГц / 601-1000 кГц

27 Вт/20 Вт/15 Вт

Избирательность приемника (не хуже)

50 дБ

Аппаратный уровень чувствительности

– 11 дБм

Потребляемая мощность (не более)

70 Вт

Средний срок службы

20 лет

Совместимость. Аппаратура ПВЗУ-Е может быть включена в один ВЧ-канал с аппаратурой АВЗ, АВЗК, ПВЗ, ПВЗУ, ПВЗ-90М, УПЗ-70, ПВЗК, ПВЗЛ. При этом обеспечивается полноценная работа всех разновидностей ВЧ-защит (как ДФЗ, так и направленной с ВЧ-блокировкой). Полноценная работа устройства автоматической проверки ВЧ-канала ПВЗУ-Е обеспечивается в канале связи с ПВЗУ, ПВЗУ-М, ПВЗ-90(М) и ПВЗЛ. В остальных случаях аппаратура ПВЗУ-Е будет периодически выполнять самодиагностику без проверки ВЧ-канала связи. Имея большое количество положительных отзывов о работе аппаратуры в энергосистемах, ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» не останавливается на достигнутом и проводит постоянную модернизацию аппаратуры и расширение сервисных функций с учетом опыта эксплуатации на энергообъектах и появления новых разработок в микроэлектронике. 11

20 лет на службе родной энергетике

Интеграция аппаратуры «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» в АСУ ТП Аннотация: описан принцип и особенности интеграции аппаратуры ВЧ-связи в АСУ ТП энергообъекта. Ключевые слова: АСУ ТП, ПВЗУ-Е, АКА «КЕДР» и АК «ТриТОН», протокол 101. Авторы: Горохов Александр Леонидович, главный инженер,

Дистель Алексей Викторович, инженер-программист ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС».

Состояние светодиодов ПА1-ПА32

События - ASDU номер 23

Прохождение команд ПА1-ПА32

События - ASDU номер 22

02 / Июнь 2011

Сбор данных для АСУ ТП (телеметрии, регистрации событий) с аппаратуры ПВЗУ-Е, АКА «КЕДР» и АК «ТриТОН» реализован в соответствии с ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006 «Устройства и системы телемеханики, раздел 101» (в дальнейшем Протокол). Физический интерфейс представляет собой асинхронный порт RS-485. Соединительная линия должна быть выполнена витой парой и может объединять в сеть до 32-х устройств, каждое из которых имеет индивидуальный адрес (номер). В соответствии с Протоколом, контролируемые устройства (КП) передают данные только в ответ на адресный запрос пункта управления (ПУ) – контроллера локальной сети (ЛС) АСУ ТП. Передаваемые данные обрамляются: заголовком, определяющим начало и размер пакета данных, и контрольной суммой для определения испорченных пакетов. Пакет данных обозначается аббревиатурой ASDU и включает в себя сообщение, которое определяет формат информационных Режим работы элементов, которые содержатся в пакете. Состояние Протоколом описываются аппарата некоторые типы данных, которые могут передавать ASDU, и часть ноДействующие меров ASDU резервируется для соошибки и предупреждения вместимых определений. Пакеты данных Для наиболее компактной и полноценной передачи информации о текущем состоянии апСмена режима паратуры и зафиксированных соработы бытиях было принято решение Смена состояния использовать зарезервированные аппарата коды номеров ASDU и определить собственный формат пакета Появление ошибок, данных. предупреждений и восстановление В пакете (ASDU номер 23), от сбоя описывающем текущее состояние научно‑практическое издание

аппаратуры, передаётся информация о: режиме работы, состоянии элементов индикации и контактов реле, уровнях напряжения и тока на выходе ВЧ-передатчика или напряжения на входе ВЧ-приёмника. Эта информация передаётся в ответ на каждый запрос ПУ. В пакете (ASDU номер 22) передаётся информация о наименовании событий КП (с метками времени), произошедших между сеансами связи с ПУ. К таковым относятся: прохождение команд ПА, включение/выключение сигнализации при возникновении ошибок и восстановлении после сбоев, смена состояний и режимов работы. Эта информация передаётся по каждому событию однократно, при очередном сеансе связи с ПУ. Классы пакетов данных • класс 2 – состояние устройства; • класс 1 – события устройства. Пакетами класса 2 передается только текущее состояние устройства, а пакетами класса 1 – только события (метки времени изменения состояний устройства). Информация о текущем состоянии устройства (данные класса 2) обновляется при каждом сеансе связи КП-ПУ и соответствует моменту времени ответа КП на запрос данных от ПУ. Эта информация предназначена для мониторинга данного устройства оператором на удаленном АРМ, в режиме реального (настоящего) времени. Данные класса 2 содержат множественные повторы, и их архивация не имеет смысла. Информация о произошедших событиях (данные класса 1) не может быть отслежена оператором ввиду кратковременности существования (50 мс на передачу команды, 0-1500 мс на исполнение принятой команды). Эта информация передается с собственной меткой времени, отображается только в текстовом виде (как описание события Прошлого времени) и предназначена для последующего анализа работы не только данного устройства, а всей системы в целом. Данные класса 1, ввиду их важности для анализа поведения (работы) сопряженных в систему устройств, подлежат архивации (вероятность того, что их объем превысит 1000 байт в год на одно устройство, очень мала).

20 лет на службе родной энергетике

Профиль «Сокращённый» Опыт интеграции нашей аппаратуры в различные системы АСУ ТП показал, что могут возникнуть трудности с поддержкой наших форматов ASDU в случае применения (в качестве ПУ) контроллеров с ограниченными возможностями программных настроек процедур опроса. Было принято решение добавить новые форматы ASDU и обеспечить возможность программной настройки интерфейса локальной сети аппаратуры выбором режима его работы из двух вариантов: «профиль УЭС»/«профиль Сокращенный». Профиль «УЭС» включает прежний режим работы, профиль «Сокращённый» – режим передачи данных дополнительными ASDU. Обеспечить передачу всего объёма данных, передаваемых профилем «УЭС», дополнительные ASDU не могут, отсюда название профиля – «Сокращённый».

Программное обеспечение Программа LocNetKedr – эмулятор ПУ, предназначена для проверки интерфейса ЛС аппаратуры АКА «КЕДР» и ПВЗУ-Е, позволяет просмотреть текущее состояние аппаратуры и события, используя все профили. И программа NetModel – эмулирует КП (аппараты АКА «КЕДР» и ПВЗУ-Е) и позволяет генерировать данные о текущем состоянии и событиях аппаратуры. Программа предназначена для отладки систем АСУ ТП. В комплекте NetModel поставляется драйвер com0com, который позволяет соединить программы NetModel и LocNetKedr, и посмотреть процесс обмена данными между ПУ и КП. Перспективы В настоящее время ведётся разработка новых версий блока интерфейсов, которые обеспечат возможность выбора среды передачи данных и типа протокола. Планируется поддержка 101, 104 протоколов, а также протокола IEC 61850.

Проектирование и изготовление шкафов ШЭ-200-АКА Аннотация: описан принцип и особенности интеграции аппаратуры ВЧ-связи в АСУ ТП энергообъекта. Ключевые слова: шкаф управления , АКА «КЕДР». Автор: Фофанов Евгений Александрович, начальник Конструкторского бюро ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС».

В 2006 г. по настоятельной просьбе заказчиков руководство ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» поставило перед конструкторским бюро компании задачу по проектированию шкафа управления аппаратурой связи с функцией передачи команд РЗ и ПА для установки аппаратуры АКА «КЕДР». Первые шкафы были изготовлены для Ивановской ГРЭС в декабре 2007 г. На сегодняшний день география распространения ШЭ-200-АКА занимает пространство от Калининграда на западе, до Магадана на востоке и от ЯНАО на севере до Республики Азербайджан на юге. Современные типовые схемные решения разработаны с учетом максимального удовлетворения потребностей заказчика. Имеется возможность внесения изменений в типовые схемы шкафа при привязке его к конкретному энергонаучно‑практическое издание

объекту, с учетом особенностей последнего. В таких случаях конструкторским бюро ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» разрабатывается и выпускается комплект нетиповых схем, и после согласования с проектным институтом данным схемам присваивается уникальный архивный номер, который отражается при размещении заказа. Шкаф ШЭ-200-АКА – это устройство для сопряжения аппаратуры АКА «КЕДР» с внешним миром. Благодаря шкафу аппаратура встраивается в сложную иерархию подстанционной сигнализации и локальных информационных сетей. Обеспечивается коммутация исполнительных цепей, а также гальваническая развязка цепей, которые подвержены воздействию сверхнормативной помехи. Воздействие этой помехи непосредственно на исполнительные органы аппаратуры АКА «КЕДР» в шкафу ШЭ-200-АКА невозможно, благодаря чему повышается надежность работы установленной в шкаф аппаратуры. 13

События

20 лет на службе родной энергетике

Шкаф ШЭ-200-АКА имеет два основных исполнения: 1. Вариант одиночной установки с передатчиком или приемником; 2. Вариант совмещенной установки с передатчиком и приемником, двумя приемниками или двумя передатчиками (с элементами управления на 8/16 команд). Шкаф одиночной установки включает в себя : •  панель управления передатчиком Тх или приемником Rx, которая содержит реле контроля напряжения Tx (Rх), переключатель в цепях транзита сигналов, переключатель выбора шинок оперативного тока, переключатель для вывода из работы всех цепей управления передачей (приема) команд; •  панель цепей сигнализации Tx (Rх), которая содержит четыре указательных реле: «Потеря оперативного тока передатчика», «Неисправность передатчика», «Неисправность передатчика предупредительная», «Передача команды передатчиком»; •  панель с общепанельной лампой HL. В дополнение к этому в шкаф приемника устанавливается панель с переключателями RSX группового ввода-вывода цепей исполнения команд. На одну панель устанавливается до восьми переключателей. Общее количество переключателей в типовых схемах равно количеству установленных промежуточных реле KL. Проме14

02 / Июнь 2011

жуточные реле установлены со стороны клеммных рядов зажимов с задней стороны шкафа. Шкаф совмещенной установки: ШЭ-200АКА Tx/Rх – шкаф для передатчика и приемника с элементами управления на 8/16/24/32 команды. Данный шкаф включает в себя всё оборудование, установленное в шкафах одиночной установки ШЭ-200-АКА Tx и ШЭ-200-АКА Rx . Конструкция шкафа собирается с использованием комплектующих Rittal, благодаря чему можно реализовать множество идей монтажа различными способами. Все расположенное внутри шкафа оборудование имеет маркировку обозначений по принципиальной схеме. В случае совмещенной установки аппаратуры клеммные ряды зажимов приемника и передатчика, а также цепей сигнализации разнесены, тем самым выполняется принцип зональности оборудования, установленного в один шкаф. Кабель-каналы уложены в одну плоскость, что способствует более эргономичному расположению оборудования внутри шкафа, а также позволяет минимизировать длину кабельных трасс. Предусмотрена возможность установки в шкаф секции вспомогательного оборудования для размещения устройств, необходимых для организации ВЧ-канала: трансформатор согласующий симметрирующий, фильтры разделительные,сетевой фильтрнакопитель, блок автоматики включения резервной ВЧ-аппаратуры. Раск ладной столик и карман для эксплуатационных документов закреплены на задней двери шкафа. Светильник с магнитным креплением оснащен розеткой питания на 220 Вт, его легко можно расположить на любой ровной металлической поверхности шкафа. Потребителям шкаф поставляется упакованным в деревянную обрешетку согласно требованиям ГОСТ 23216-78. Также со шкафом поставляется комплект ЗИП, включающий цоколь, панели для кабельных вводов, сами кабельные вводы и комфортную ручку для задней двери шкафа.

20 лет на службе родной энергетике

Автор: Акимов Михаил Юрьевич,

Аппаратный комплекс «ТриТОН»

начальник отдела техниче-

Аппаратный комплекс «ТриТОН» предназначен для организации комплексных ВЧканалов связи по ВЛ. Средой передачи также могут быть выделенные ВОЛС и сети SDH/PDH. АК «ТриТОН» обеспечивает передачу сигналов команд противоаварийной автоматики (ПА) и релейной защиты (РЗ), а также сигналов связи: речи, сигналов телемеханики (ТМ), межмашинного обмена (ММО). Сигналы команд РЗ и ПА имеют приоритет. В зависимости от исполнения АК «ТриТОН», в части передачи команд автоматики обеспечивается: •  передача или прием 32-х команд в одном

ского сопровождения ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС».

направлении; •  передача и прием 16-ти команд в обоих направлениях; •  передача и прием 32-х команд РЗ и ПА в обоих направлениях при использовании, дополнительно, секции расширения БУК; •  прием одновременно до 32-х команд с двух различных направлений; •  передача и прием до 64-х команд при специальном заказе. Основными составляющими АК «ТриТОН» в исполнении для работы по ВЧ-каналу являются: - секция блоков ВЧ-канала - БМК; - секция блоков уплотнения канала - БУК.

Основные технические характеристики

Значение

Диапазон частот исполнения Номинальная полоса рабочих частот: •  для одноканального исполнения •  для двухканального исполнения Метод модуляции Уровень передачи в диапазоне частот 24-400/400-600/600-1000 кГц в ВЧ-канал, не менее Вносимое затухание Уровень чувствительности •  ВЧ-приемника ПА •  ВЧ-приемника сигналов связи Избирательность ВЧ-приемника при отстройке от границы полосы частот на 4 кГц, не менее Диапазон АРУ в тракте приема сигналов связи (ВЧканал), не менее

16-1000 кГц 4/8 кГц 12/16 кГц АМ, ОБП, ЧМ, АФМ +46 дБм/+43 дБм/+42 дБм < 1 дБ -22 дБм -36 дБм 75 дб 40 дБ

Время передачи команды ПА ВЧ-канал/ ВОЛС/ канала Е1, не более

25 мс/10 мс/12 мс

Длина волны (ВОЛС)

1310/1550 нм

Максимальная длина канала (ВОЛС)

60/100/200 км

Формат данных (SDH/PDH)

Framed/Unframed E1, ISDN PRI

Код в цифровой линии связи: Е1 (SDH/PDH)

HDB - 3

Секция БМК обеспечивает конфигурацию частотного плана для рабочих полос передачи и приема в ВЧ-канале преобразованием спектра исходного группового НЧ-сигнала в полосу частот ВЧ-канала при передаче и обратное преобразование при приеме. Функции Секции БМК: В тракте передачи: •  формирование группового (методом ЧРК) сигнала на основе групповых НЧ-сигналов, научно‑практическое издание

поступающих на входы БМК со стороны одного или двух источников – секций БУК; •  преобразование спектра группового НЧсигнала в полосу рабочих частот ВЧ-канала; •  усиление ВЧ-сигнала до требуемого уровня. В тракте приема: •  при одноканальном варианте: выделение спектра группового ВЧ-сигнала и преобразование спектра группового ВЧ-сигнала в область частот 0...4 кГц; 15

20 лет на службе родной энергетике

•  при двухканальном варианте: разделение спектров двух групповых НЧсигналов из общего группового ВЧсигнала и преобразование каждого из них в область частот 0...4 кГц. В исполнении для работы по цифровым каналам связи (SDH/PDH или ВОЛС) секция БМК не используется. Ширина занимаемой полосы частот кратна базисной Δf=0…4 кГц. Для разнесенных полос частот приема и передачи предусматривается номинальная рабочая полоса 4 или 8 кГц в каждом направлении. Для смежных полос частот приема и передачи предусматривается номинальная полоса частот: 4, 8, 12 и 16 кГц. (Для смежных полос запись 4 кГц обозначает, что на передачу и на прием используются полосы по 2 кГц).

Рис. 2. Функциональная схема передающего тракта

Рис. 1. Частотный план (16 кГц) для смежных полос частот приема и передачи

НЧ-сигналы, предназначенные для передачи, поступают в БМК через порты НЧС №1 и №2 в цифровом виде. В зависимости от исполнения, интерфейс НЧС обеспечивает разнос секций БУК и БМК до: 5/10/50/2000 м. По каждому порту НЧС поступают пакеты с отсчетами НЧ-сигналов связи (Sсв) и сигналов команд и КС (Sпа) в двух тайм-слотах. В секции БМК реализованы алгоритмы ЦОС, обеспечивающие формирование ВЧ-сигнала ОБП. Формирование группового НЧ-сигнала. Отсчеты НЧ-сигналов Sсв и Sпа первого канала суммируются с весовыми коэффициентами (К1.1 и К1.2 соответственно) и поступают на вход формирующего полосового фильтра. Сумматор формирует двухканальный групповой сигнал. На второй вход сумматора поступают отсчеты НЧ-сигнала второго канала, спектр которого сдвинут на величину номинальной полосы первого канала. 16

02 / Июнь 2011

Рис. 3. Функциональная схема приемного тракта

ОБП модуляция. Групповой двухканальный НЧ-сигнал поступает на вход преобразователя Гильберта, где формируются квадратуры сигнала. Квадратуры I и Q через комплексный ФНЧ поступают по параллельной шине данных в квадратурный модулятор. Последний выполняет операцию балансной модуляции сигнала ВЧнесущей сигналами квадратур, формируя (с помощью встроенного ЦАП) аналоговый ВЧ-сигнал ОБП. ВЧ-сигнал ОБП (через буферный усилитель) поступает на вход блока УМ и через линейный фильтр в ВЧ-канал. Фильтр приема обеспечивает высокое входное сопротивление для частот параллельно работающих устройств ВЧсвязи и частичное подавление помех в полосе частот зеркального канала ВЧ-приемника. В зависимости от исполнения БМК (разнесенные/смежные полосы передачи и приема), сигнал по-

ступает на вход ВЧ-приемника непосредственно либо через систему ДС. В блоке ВЧ-происходит основная селекция полезного сигнала и перенос его спектра в область частот: 0…4 (0…2) кГц. Выделение каналов при двухканальном исполнении БМК обеспечивается настройкой ВЧ-приемников. Необходимая величина переходного затухания между каналами обеспечивается избирательностью ВЧ-приемников. В каждом канале обработки НЧ-сигнала (выходы ВЧ1 и ВЧ2) обеспечивается разделение сигналов связи и сигналовкоманд ПА и РЗ. Для обработки сигналов связи реализованы цифровые системы ФАПЧ и АРУ, используются корректоры неравномерности АЧХ и ФЧХ. Для обработки сигналов-команд ПА и РЗ системы автоматических регулировок не используются. Отсчеты цифрового представления сигналов связи и сигналов-команд передаются в порт

20 лет на службе родной энергетике

1 и порт 2 НЧС (каждый в своем таймслоте). Система термостабилизации частот опорных генераторов в тракте приема обеспечивает отклонение частоты сигнала команды на выходе БМК в заданных пределах. Для сигналов связи, с помощью цифровой системы ФАПЧ, отклонение частоты устраняется полностью. Предусмотрена возможность отключения системы ФАПЧ. Сигнал контрольной частоты является управляющим для системы АРУ. Система АРУ поддерживает на заданном уровне сигналы связи на выходе блока ТЧ путем изменения коэффициента передачи выходного усилителя. Предусмотрена возможность отключения системы АРУ. Секция БУК формирует групповой НЧ-сигнал (0,3…3,4 кГц) с использованием методов ЧРК и ВРК, со служебным контрольным сигналом в надтональном спектре частот. В спектре НЧ-сигнала методом временного разделения каналов могут быть переданы сигналы ПА или ТМ, ММО, речи. В групповом НЧ-сигнале методом ЧРК передаются (в отсутствии передачи сигналов РЗ и ПА) речевые сигналы; сигналы дискретных цифровых данных: ТМ, ММО; контрольный сигнал (КС). Тип исполнения БУК определяется: набором интерфейсных блоков, установленных в каркас секции БУК, настройками параметров блока управления, настройками параметров интерфейсных боков. Интерфейсные блоки ПА: ВХ, ВЫХ – блок фиксации управляю-

щих воздействий передачи команд РЗ и ПА, блок релейных выходов исполнения команд РЗ и ПА (один блок на 8 команд). ЦС ПА – блок ретрансляции команд ПА, содержит четыре порта интерфейсов цифрового стыка. Допускается одновременная установка до 4-х блоков из набора блоков: ВХ, ВЫХ, ЦС ПА. На промежуточном пункте ВЧ-канала обеспечивается возможность трансляции команд ПА от приемника предыдущего участка ВЧ-канала к передатчику следующего участка методом последовательной передачи дискретных данных. БОИ – интерфейсный блок сопряжения с цифровым каналом связи. БР – интерфейсный блок расширения, предназначен для подключения к основной секции БУК секции расширения. Две секции БУК обеспечивают возможности приема/передачи в обоих направлениях, по ВЧ-каналу связи, до 32-х команд. Интерфейсные блоки связи: ТМ – блок ввода/вывода телемеханики, содержит два порта ТМ 1, 2. ММО – блок ввода/вывода потоков дискретных данных межмашинного обмена, содержит два порта RS-232С/RS-422/RS-485. ТА/АТС (телефонные окончания) – блок предназначен для организации телефонного канала ПУИ – панель управления и индикации, обеспечиваются режимы речевой связи: абонент-абонент или удаленный абонент-АТС. В секцию БУК устанавливается до 8-ми интерфейсных блоков. Для каждого типа интерфейсных блоков предусмо-

Рис. 4. Структурная схема секции БУК (для ВЧ-варианта)

научно‑практическое издание

трены определенные позиции установки (слоты 1-8) в каркасе. Интерфейсные блоки связаны с БУ через шину контроля и настроек. БУ – блок управления режимами работы секции БУК, контролирует функционирование шин обмена данными с интерфейсными блоками. СИГН – блок сигнализации, управляет внешней сигнализацией, контактами встроенных реле НЕИСПРАВНОСТЬ, ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ, ПА. БП – блок питания. Блок ПУИ отображает на ЖКИ текущее состояние БУК (переданные/принятые команды ПА и РЗ), предоставляя возможность управлять режимами работы секции, содержит энергонезависимую память для хранения журнала событий БУК и порты подключения к ПК и АСУ ТП. Для работы в цифровых каналах связи (выделенной ВОЛС, сетях SDH/PDH) секция БУК оснащается блоками БОИ или ЦК SDH. БОИ предназначен для сопряжения с выделенной ВОЛС, блок ЦК SDH – для включения БУК в цифровую сеть SDH/PDH транспортным потоком уровня Е1 (G.703). В составе каждого кадра одновременно передаются сигналы команд ПА и РЗ и сигналы запросов мониторинга состояния удаленных комплектов. Аппаратный комплекс «ТриТОН» является плодом многолетнего труда инженеров ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» по создания комплексной аппаратуры, адаптированной к условиям эксплуатации на энергообъектах отечественной энергосистемы. Аттестован в ОАО «ФСК ЕЭС».

Рис. 5. Структурная схема секции БУК (для цифровых каналов)

20 лет на службе родной энергетике

Автор: Горохов Александр Леонидович, главный инженер ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС».

Вопросы совмещения различных функций в аппаратуре ВЧ-связи и формирование требований к АК «ТриТОН» Аннотация: рассматриваются вопросы построения аппаратуры, совмещающей передачу сигналов противоаварийного управления и сигналов связи по высокочастотному каналу.

Ключевые слова: аварийные сигналы, высокочастотный канал связи, надежность, совмещение функций.

Горохов Александр Леонидович. Дата рождения: 03.09.1952 г., окончил в 1974 году электротехнический факультет Куйбышевского политехнического института (КПТИ), г. Самара. Главный инженер ООО «Уралэнергосервис».

02 / Июнь 2011

Высокочастотные каналы связи по ВЛ 351150 кВ уже более 70 лет остаются в электроэнергетике основным средством передачи информации для ВЧ-защит, телеуправления, телеизмерений и диспетчерской телефонной связи. Технология радиорелейной связи до сих пор не стала реальной альтернативой для ВЧ-каналов. Более оптимистично выглядят перспективы для технологии ВОЛС, однако ВЧ-каналы продолжают оставаться основной средой передачи, особенно для сигналов защиты и противоаварийного управления. Более 40% от общего числа ВЧ-каналов используются для передачи сигналов Связи: телефонии, данных и ТМ. Современным требованиям к объему передаваемой информации АСКУЭ, диспетчерской связи, АСУ ТП все сложнее удовлетворить средствами ВЧ-связи. Еще в Трудах ЦНИЭЛ за 1954 г. отмечается, что на «двух цепях ВЛ 400 кВ между Москвой и Куйбышевом … будет использован практически весь диапазон частот от 40 до 300 кГц, несмотря на применение систем связи с наиболее экономичным использованием спектра частот». Избегать намечающегося дефицита свободных частот долгое время удавалось за счет расширения используемого диапазона. Однако, с дальнейшим развитием электрических сетей высокого напряжения, становится ясным, что ситуация с проблемой выбора рабочих частот не может измениться к лучшему. Напротив, на тех участках сети, где дефицит возник, есть все причины для дальнейшего его обострения. Дефицит свободных (рабочих) частот – основная причина наметившейся тенденции применять ВЧ-аппаратуру, способную обеспечить работу в особых условиях и/или совмещать различные задачи. Например:

•  прием/передача сигналов в двух направлениях, на сближенных (смежных) частотах; •  совмещение передачи сигналов УПАСК и Связи с частотным разделением в занимаемой рабочей полосе ВЧ-канала (характерно для многоканальной аппаратуры); •  совмещение передачи сигналов УПАСК и Связи в одной рабочей полосе с временным разделением и приоритетом передачи сигналов противоаварийного управления. Первые два варианта не дают реального выигрыша в ширине занимаемой полосы частот, но обеспечивают возможность маневра в стесненных условиях при выборе частот. Последний вариант более интересен, поскольку позволяет высвободить полосы частот, отводимые обычно для ВЧ-каналов УПАСК. Очевидно, что такое разделение сигналов обеспечивает высокое качество канала Связи, поскольку сигналы УПАСК непродолжительны по времени и являются крайне редким событием. Интеграция в одном аппарате интерфейсов УПАСК и Связи (совмещение функций с целью экономии частот) выглядит привлекательнее иных вариантов совмещения. Например, сигналы УПАСК зачастую резервируют работу высокочастотных защит (ВЧЗ), и совмещение функций поста ВЧЗ в одном аппарате/ устройстве с УПАСК затруднит возможность проведения профилактического контроля. Кроме того, перерыв питания или возникновение неисправности такого аппарата ведут одновременно к нарушению функций основной и резервной защит, что существенно снижает их надежность. Однако предметом для анализа должен стать не только выбор варианта совмещения передачи различных сигналов связи, но и выбор технических решений, обеспечивающих максимальную надежность функционирования будущей аппаратуры.

20 лет на службе родной энергетике

В настоящее время на российский рынок электрооборудования поставку устройств передачи аварийных сигналов команд (УПАСК) по ВЧ-каналам и ВОЛС осуществляют следующие производители: До 2011 года в энергосистемы

поставлялась аппаратура совмещенной передачи сигналов (АСПС) Связи и УПАСК исключительно зарубежного производства. Накоплен определенный опыт ее эксплуатации. Результаты не добавляют оптимизма. Ни один из производителей не избежал проблем, абсо-

лютно все отмечены в неправильной работе аппаратуры. Известно достаточно много случаев потери команд, отмечались случаи прохождения ложных. Появились и новые версии толкования причин неправильных действий аппаратуры, как например: нека-

Тип аппаратуры

Производитель

Канал связи

Число команд ПА

Совмещение функций

ETL 500/600 с AES550 и CP-24

АББ

ВЧ

24/24

связь + УПАСК

FOX-515

АББ

ВОЛС

4/4

связь + УПАСК

PSM30U-OCH с модулем DP

TTC Marconi

ВОЛС

8/8

связь + УПАСК

Power Link MCM SWT-3000

SIEMENS

ВЧ

4РЗ+24

связь + УПАСК

ЕТ8 с модулем DPA8

Iskra Sistemi

ВЧ

34 или 4РЗ+24

связь + УПАСК

ВЧ, НЧ, ВОЛС

УПАСК + ТМ

ВЧ, ВОЛС, SDH

32/32

УПАСК + связь

АКА «КЕДР»

Уралэнергосервис

АК «ТриТОН» УПК-Ц

Прософт-Системы

ВЧ

УПАСК + ТМ

АКСТ-Ц

ОАО «Шадринский телефонный завод»

ВЧ

связь + УПАСК

чественное оборудование обработки и присоединения ВЧ-канала, большая неравномерность АЧХ-канала в полосе рабочих частот аппаратуры, переходные процессы в ВЧ-канале связанных с коммутациями высоковольтного оборудования при некачественном заземляющем контуре. К новым их следует отнести хотя бы потому, что в сорокалетней истории отечественной аппаратуры УПАСК такие версии объяснения причин неправильной работы никогда не считались обоснованными. Вряд ли теперь можно сомневаться, что предпринимавшиеся до сих пор попытки совмещения в одной аппаратуре функций УПАСК и Связи существенно уступают по надежности традиционным техническим решениям, когда УПАСК являлись устройствами «узкой» специализации – монофункциональными. Причины недостаточной надежности АСПС следует искать в подходах к ее разработке. Считается, что для реали-

зации функции УПАСК в аппаратуре Связи необходимо и достаточно встроить дополнительный интерфейс – преобразователь уровней управляющих воздействий для передачи и приема команд. А принципы организации трактов передачи и приема аппаратуры Связи в достаточной мере совершенны и пересмотру не подлежат. Чтобы понять, что это не так, достаточно проанализировать, например, работу системы автоматической подстройки частоты (АПЧ) в тракте приема. При таких воздействиях, как: перерыв питания приёмника, перерыв питания передатчика, помехи на входе приёмника с уровнем, превышающим его динамический диапазон – произойдет потеря контрольного сигнала приёмником и отклонение частоты его генераторной системы. По окончании воздействий, в течение времени перестройки генераторной системы приемника системой АПЧ, возможны потери сигналов-ко-

научно‑практическое издание

манд, а при отсутствии соответствующих блокировок – приём ложных. Не будет лишним рассмотреть и вполне вероятное событие – обрыв ВЧкабеля на достаточном удалении от входа АСПС. Очевидно, что для приемного тракта АСПС контрольный сигнал будет потерян и система АРУ выставит максимально возможную чувствительность приемника. В то же время мощный усилитель передатчика будет работать на несогласованную нагрузку. При этом эффективность дифференциальной системы (устройства, ослабляющего сигнал передатчика на входе приемника) существенно ухудшится, а спектр передаваемого сигнала будет обогащен составляющими нелинейных искажений сложного (многокомпонентного) сигнала связи. В этих условиях вполне вероятен прием ложных команд. Становится понятным, что требования к АСПС должны устанавливаться более жесткими, чем те, кото19

20 лет на службе родной энергетике

рые регламентируются МЭК 60495, МЭК 60834-1, Типовыми Техническими Требованиями. Должны учитываться «нерегулярные» режимы работы аппаратуры, возникающие при неисправностях в оборудовании обработки и присоединения ВЧ-канала связи. Необходимо регламентировать способы проверки (методы испытаний), подтверждающие безопасность и надежность АСПС при возникновении таких режимов. Нельзя не отметить, что устройства узкой специализации, предназначенные исключительно для передачи сигналов-команд ПА, обеспечивают достаточно высокий уровень надежности работы в таких режимах. Это обеспечивается и принципами построения аппаратуры, и хорошей проработкой методов проектирования, и значительным опытом ее эксплуатации. Тем не менее необходимость применения в ВЧ-каналах аппаратуры, совмещающей передачу сигналов УПАСК и Связи, очевидна. И аппаратура, обладающая необходимым уровнем качества, уже появляется. В текущем 2011 году вниманию заказчиков предлагается аппаратный комплекс АК «ТриТОН», который обеспечивает возможность комплексного использования ВЧ-канала. Главной задачей, которая решалась при разработке АК «ТриТОН» как аппаратуры совмещения функций УПАСК и Связи, стала задача – в максимальной степени сохранить показатели надежности, присущие специализированной аппаратуре передачи сигналов-команд, дополнив ее функциями телефонии и передачи данных. АК «ТриТОН» ориентирован на эксплуатацию специалистами служб РЗА. Функция УПАСК в нем является доминирующей. Конструкция аппаратного комплекса предусматривает возможность секционирования. Обеспечивается возможность раздельной установки и обслуживания секций УПАСК и Связи. Настройки параметров и режимов работы секции Связи не оказывают 20

02 / Июнь 2011

влияния на условия функционирования секции УПАСК и наоборот. Секция Связи может располагаться на значительном удалении, поскольку соединительная линия, выполненная оптическим волокном, не может стать дополнительным источником помех для секции УПАСК. Достаточно высокая сложность конструкции и алгоритмов работы аппаратного комплекса компенсируется простотой исполнения необходимых настроек на канал связи, а также развитым интерфейсом диагностики и контроля текущего состояния как аппаратного комплекса в целом, так и отдельных функциональных узлов и программных модулей. Тракты приема сигналов-команд и сигналов Связи разделены. Широко применяются автоматические регулировки и алгоритмы адаптации в передатчике и тракте приема сигналов Связи. АК «ТриТОН» имеет возможность принимать различные конфигурации, в зависимости от типа канала связи, ширины занимаемой полосы частот, количества передаваемых и принимаемых команд, типов интерфейсов связи. Возможные конфигурации аппаратного комплекса позволяют строить системы передачи, ориентированные как на комплексное использование ВЧ-канала, чем достигается снижение затрат и экономия частотного плана, так и на безусловное разделение функций передачи информации УПАСК и Связи с целью обеспечить максимальную надежность системы. На этапе проектирования систем передачи информации всегда встает вопрос их оптимизации с учетом таких разнонаправленных задач, как: •  м инимизация затрат на оборудование каналов; •  о беспечение максимально возможного (или наперед заданного) уровня надежности системы; •  р ациональное планирование частотного диапазона; •  о беспечение требований по объ-

ему передаваемой информации на сегодняшний день и создание перспектив в развитии. АК «ТриТОН» составляют две основных компоненты: интерфейс ВЧканала – секция БМК и секция блоков уплотнения канала – БУК. Варианты конфигурации аппаратного комплекса определяются и числом используемых секций, и их исполнением по составу. Большое число возможных конфигураций АК «ТриТОН» предполагает существенное увеличение степени участия специалистов предприятия-изготовителя в подготовке технических предложений – вариантов решения задач по передаче информации и по выбору оптимальных конфигураций аппаратуры для существующих каналов связи и для вновь проектируемых.

Выводы:

1. Дефицит свободных (рабочих) частот для организации ВЧ-каналов диктует необходимость применения аппаратуры, совмещающей передачу сигналов различного назначения. 2. Интеграция в одном ВЧаппарате функций УПАСК и передачи сигналов Связи – наиболее перспективный из вариантов совмещения. 3. При разработке аппаратуры совмещения следует учитывать, что: •  к функции УПАСК выдвигаются жесткие требования в отношении потери сообщений или приёма ложных; •  конструкция аппаратуры совмещения должна в максимальной степени обеспечивать показатели надежности, присущие специализированной аппаратуре передачи сигналов-команд.

ПРАКТИКА

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита

Автор: к.т.н. К.М. Добродеев,

Дистанционная защита автотрансформаторов от однофазных коротких замыканий

Филиал ОАО «ИЦЭ Поволжья» – «Нижегородскэнергосеть-

УДК 621.316.925

проект» г. Нижний Новгород.

Аннотация: показаны недостатки функционирования дистанционной защиты от однофазных КЗ, направленной в автотрансформатор, при коротких замыкания на землю на стороне смежного напряжения.

Ключевые слова: автотрансформатор, дистанционная защита, короткие замыкания на землю. В статье рассматривается функционирование дистанционной защиты автотрансформаторов от однофазных коротких замыканий (ДЗ-1), измерительные органы которой включены на фазные напряжения и фазные токи и направлены в автотрансформатор. Эта защита получает проектное применение в связи с использованием импортных терминалов, измеряющих междуфазные и фазные сопротивления. Расчеты сопротивлений на зажимах ДЗ-1 выполнены применительно к автотрансформатору 3хАОДЦТН-267 000/500/220 при однофазных и двухфазных КЗ на землю на стороне смежного напряжения для защиты, установленной на стороне СН, и при однофазном КЗ для защиты, установленной на стороне ВН. Расчетная схема замещения существующих сетей с подстанцией «К», на которой установлен рассматриваемый АТ, соответствует пусковому этапу развития сети 500 кВ и перспективному этапу развития сети 220 кВ. В минимальном режиме сеть 220 кВ заменена эквивалентными сопротивлениями прямой и нулевой последовательности, величина которых увеличена в 2 раза по сравнению с соответствующими сопротивлениями в перспективном режиме. Расчеты токов и напряжений КЗ выполнены для начального момента времени с использованием усреднённых удельных индуктивных сопротивлений проводов линий, без учета токов нагрузки, активных сопротивлений проводов и сдвига фаз ЭДС генераторов; использовалась программа АРМ СРЗА, г. Новосибирск, ПК БРИЗ. Принятые допущения упрощают запись расчетных выражений и вычисления по ним. Применительно к упрощённой схеме замещения сети (рис. 1), на которой параметры обмоток АТ даны для номинального ответ22

02 / Июнь 2011

вления РПН и приведены к напряжению 500 кВ, можно записать выражение для напряжения поврежденной фазы на стороне СН U (1) (1) при К на стороне ВН, используя симметричные составляющие напряжений и токов [1]

(1), где I ф СН = I(1) СН + I(2) СН + I(0) СН – фазный ток на стороне СН, U(1) К – U(2) К – U(0) К = Uф К = 0 – фазное напряжение в точке К(1), ХВ-C = ХВН + ХСН – сопротивление КЗ ВН-СН. С учетом (1) имеем выражение для расчета сопротивления на зажимах ДЗ-1 стороны СН -1

где

U I

-C

· (1+

X X

I (0) I

-C

(1)

(2),

– относительное увеличение

замеряемого сопротивления при однофазном КЗ, обусловленное током I(0) НН. Расчеты по (2), выполненные для рассматриваемой сети, дали следующие результаты: •  А(1)=0,39 в перспективном режиме; •  А(1)=0,68 в минимальном режиме работы сети 220 кВ. Таким образом, влияние тока I 0 , протекающего в обмотке НН АТ, приводит к увеличению замеряемого сопротивления и к сокращению зоны срабатывания ДЗ-1 при однофазном КЗ на стороне ВН, и это влияние существенно увеличивается в минимальных режимах работы сети СН, в частности, в пусковых режимах работы подстанции. Влияние токов нулевой последовательности на величину измеряемого сопротивле-

НАУКА

Релейная защита

Добродеев Ким Михайлович. Дата рождения: 2.10.1936 г. В 1959 году окончил Ивановский энергетический институт им. В. И. Ленина по специальности «ЭлекРис. 1. XВН =42,2 Ом; ХСН = -4,14 Ом; ХНН = 80,5 Ом

трические станции, сети и системы»; в 1972 году защитил кандидатскую диссертацию на тему «Параметры и характеристики трансформаторов тока в установившихся режимах» в Новочеркасском политехническом институте, кандидат технических наук, руководитель группы отдела РЗАУ филиала ОАО «Инженерный центр энергетики Поволжья» – «Нижегородскэнергосетьпроект».

ния междуфазной ДЗ, включенной на токи и напряжения стороны блочного трансформатора с соединением обмоток Y/ , рассмотрено в [2], при этом отмечено, что при однофазном КЗ на стороне Y защищаемая зона значительно сокращается. Аналогичные расчеты, проведенные применительно к ДЗ-1 стороны ВН при К(1) на стороне СН, показали, что измеряемое сопротивление уменьшается в нормальном режиме на 4% и весьма незначительно зависит от режима работы сети 500 кВ. Эффект уменьшения измеряемого сопротивления объясняется отрицательной величиной сопротивления рассеяния обмотки СН. Также были проведены расчеты сопротивлений, измеряемых ДЗ-1 стороны СН при двухфазном КЗ на землю на стороне ВН, при этом получено, что в нормальном режиме замер увеличивается на 7%, а в минимальном режиме работы сети 220 кВ измеряемое сопротивление практически равно Х В-C . Рассмотрим некоторые предложения, направленные на повышение эффективности функционирования ДЗ-1 стороны СН АТ: •  увеличение уставки срабатывания защиты и применение пускового избирательного органа вида КЗ, срабатывающего только при однофазных КЗ; данное предложение не исключает зависимость защищаемой зоны от режима работы сети СН, а эффективный пусковой орган может заметно усложнить защиту; •  выполнение компенсации падения напряжения в сопротивлении рассеяния обмотки ВН с использованием тока нулевой последовательности, протекающего в обмотке НН; данное предложение обеспечивает стабильность замера сопротивления Х В-C при однофазных научно‑практическое издание

КЗ во всех режимах работы сети СН, но также требует пускового избирательного органа, поскольку в ДЗ-1 с предлагаемой компенсацией происходит уменьшение величины измеряемого сопротивления при двухфазных КЗ на землю на стороне ВН в минимальных режимах работы сети СН (в рассмотренной выше сети уменьшение замера составляет 22%). Выводы: 1.   П роведенный анализ выявил существенные недостатки функционирования дистанционной защиты от однофазных КЗ в автотрансформаторах, которое заключается в том, что при КЗ на стороне ВН зона защиты, установленной на стороне СН и направленной в АТ, существенно сокращается и зависит от режима работы сети СН. 2.  У читывая отсутствие проработанных предложений по исключению выявленных недостатков, рекомендуется воздержаться от применения дистанционной защиты АТ от однофазных КЗ (по крайней мере – на стороне СН), а применять для этой цели токовую защиту нулевой последовательности, чувствительные направленные ступени которой на сторонах ВН и СН могут быть выполнены с взаимным ускорением. Литература: 1. Электротехнический справочник / под общей ред. профессоров МЭИ. Т. 3, разд. 45. М.: Издательство МЭИ, 2004. 2. Циглер Г. Цифровая дистанционная защита: принципы и применение. М.: Энергоиздат, 2005.

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316

Авторы: Д.С. Васильев, к.т.н. В.Н. Козлов, к.т.н. А.О. Павлов, ООО «НПП Бреслер».

D.S. Vasilyev, V.N. Kozlov, A.O. Pavlov.

РАЗВИТИЕ ВЫСОКОЧУВСТВИТЕЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ДАЛЬНЕГО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ DEVELOPMENT OF LONG-RANGE BACKUP PROTECTION Аннотация: в работе представлены результаты исследования, направленного на повышение чувствительности дистанционных защит линий и обеспечения селективного отключения при трудно распознаваемых замыканиях в силовых трансформаторах и на стороне низшего напряжения ответвительных подстанций.

Ключевые слова: дальнее резервирование, ответвительная подстанция, силовой трансформатор. Article’s abstract: The sensitivity of distance protection of power lines and a selective tripping of hard recognizable short circuits in power transformers or on the side of low voltage of branch substations are shown. Keywords: distance protection, longrange backup protection, tapping substation, power transformer.

Защита дальнего резервирования устанавливается на головных концах линий электропередачи 35-220 кВ и обеспечивает выявление коротких замыканиях (КЗ) в силовых отпаечных трансформаторах и на стороне низшего напряжения. При реализации дальнего резервирования защит трансформаторов ответвительных подстанций возникает ряд проблем: •  отстройка от нагрузочных (транзитных) токов линий; •  выбор характеристик срабатывания реле сопротивления; •  согласование с линейными защитами и с защитами, установленными на отпайках; •  диапазон изменения токов в режиме аварии на линии превышает диапазон изменения токов при замыканиях в трансформаторах ответвительных подстанций; •  необходимость учитывать наличие тяговой нагрузки на некоторых линиях. С целью выявления достоинств нового предлагаемого метода можно рассмотреть поведение классического дистанционного органа на примере имитационной модели, показанной на рис. 1. Примем, что отпаечный трансформатор не нагружен. Будем моделировать трехфазные замыкания на стороне низшего напряжения подстанции.

В симметричном нагрузочном режиме входное сопротивление на зажимах дистанционного органа в месте наблюдения определяется соотношением: (1) При трехфазном замыкании с переходным сопротивлением на стороне низшего напряжения трансформатора (рис. 1) входное сопротивление на зажимах дистанционного органа в месте наблюдения определяется соотношением: (2) Найдем области, в которых располагается сопротивление на зажимах дистанционного органа с учетом ограничений, определяемых тем, что соотношение ЭДС по модулю не выходит за пределы , где и . Другое ограничение определяется из условия устойчивости энергетической системы: . Для нагрузочного режима из выражения (1) получим соотношения: ; где

дель ЛЭП с ответвительной подстанцией

02 / Июнь 2011

. ; ,

где

Рис. 1. Имитационная мо-

, На рис. 2 построены области замера сопротивления для имитационной модели с параметрами , , , и . На практике необходимо учитывать изменения величин загрузки трансформаторов, со-

НАУКА

Релейная защита

Рис. 2. Области расположения входного сопротивления дистанционного органа а) Нагрузочный режим; б) Замыкание за трансформатором

противлений эквивалентных ЭДС. Поэтому осуществить полноценное дальнее резервирование при замыканиях на стороне низшего напряжения ответвительных подстанций на линии с двухсторонним питанием используя классический дистанционный орган затруднительно. В защите Бреслер-0107.030 проблема выявления повреждения отпаечного трансформатора решена путем расширения информационной базы. С помощью нового метода, названного информационным анализом [1], разработана защита дальнего резервирования, оперирующая всей доступной информацией при наблюдении за линией электропередачи с одного конца: током и напряжением предшествующего и аварийного режимов [2-4]. Данная защита решает проблему выявления факта повреждения отпаечного трансформатора. В основу защиты положен адаптивный дистанционный принцип, оперирующий с алгоритмической моделью объекта (АМО). Алгоритмическая модель объекта позволяет оценить токи и напряжения в произвольной точке защищаемой схемы. Зная значения аварийных и предшествующих токов и на-

Рис. 3. Алгоритмическая модель объекта

пряжений в месте установки защиты, она по определенным законам оценивает токи и напряжения в месте установки виртуального реле сопротивления (ВРС), в данном случае в ветви предполагаемого повреждения за трансформатором на ответвительной подстанции (рис. 3). С помощью алгоритмических моделей удается настроить виртуальные реле на каждую защищаемую ответвительную подстанцию, если их несколько. Это позволяет упростить расчет уставочных характеристик и добавляет возможность идентифицировать поврежденную отпайку. Данный способ эффективен тем, что решает проблему объединения информации о защищаемом объекте. Алгоритмическую модель объекта разделяют на модель предшествующего и чисто аварийного режимов. Модель предшествующего режима формирует замер напряжений в ветви предполагаемого повреждения, по замерам напряжения и тока из места наблюдения. АМО в предрежиме представлена формулой: (3), где – фазное напряжение в предрежиме в месте установки защиты, В; – ток в предрежиме в месте установки защиты, А; , – передаточные коэффициенты предрежима АМО; – фазное напряжение предрежима в ветви повреждения, В. В предшествующем режиме в ветви предполагаемого повреждения отсутствовали токи, поэтому . Модель чисто аварийного режима формирует замер напряжений и токов в ветви предполагаемого повреждения по замерам чисто аварийных составляющих напряжения и тока из места установки защиты. Классическая алгоритмическая модель чисто аварийного режима представлена формулой: , , – фазное напряжение чисто аварийного режима в месте установки защиты, В; – ток чисто аварийного режима в месте установки защиты, А; , , , – передаточные коэффициенты чисто аварийного режима классиче-

научно‑практическое издание

ской алгоритмической модели; – напряжение чисто аварийного режима в ветви предполагаемого повреждения, В; – ток в ветви предполагаемого повреждения чисто аварийного режима, А. При замыкании на стороне низшего напряжения трансформатора малой мощности величина незначительна. При этом в классической алгоритмической модели объекта модуль комплексного коэффициента больше единицы. Наблюдается закономерность: чем меньше мощность трансформатора, тем больше модуль . Таким образом, погрешность измерения малой величины оказывает существенное влияние на замер алгоритмического реле сопротивления. Происходит усиление погрешности при умножении на . Аналогичный эффект возникает для трансформаторов средней и малой мощности при наличии обходной связи между системами. В «НПП Бреслер» разработаны усовершенствованные алгоритмические модели объекта [5]. Их основная черта – отсутствие усиления погрешности вычисления . Данные алгоритмические модели имеют следующий вид:

где , , – передаточные коэффициенты алгоритмической модели чисто аварийного режима с единичным усилением ; , – передаточные коэффициенты алгоритмической модели объекта чисто аварийного режима, отстроенной от . В классической АМО принимается, что ток и напряжение не связаны друг с другом, поэтому передаточные коэффициенты не зависят от величины эквивалентной системы «за спиной» . В усовершенствованных АМО в чисто аварийном режиме ток и напряжения в месте наблюдения связаны между собой. Для линии без обходных связей справедливо равенство: . 25

НАУКА

Васильев Дмитрий Сергеевич. Дата рождения: 08.06.1984 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2008 г., кафедра «ТОЭРЗА». Аспирант кафедры «ТОЭРЗА» Чувашского госуниверситета, заведующий сектором защиты дальнего резервирования ООО «НПП Бреслер».

Релейная защита В зависимости от конфигурации сети и защищаемой ответвительной подстанции в алгоритме защиты Бреслер-0107.030 применяется либо классическая, либо отстроенная от алгоритмическая модель. Составляющие чисто аварийного режима в месте наблюдения определяются следующим образом, как комплексная разность , . Передаточные коэффициенты АМО зависят только от пассивных параметров схемы замещения предшествующего и чисто аварийного режимов. Учитывая, что , , получаем текущие значения тока и напряжения в ветви предполагаемого повреждения по составляющим предшествующего и чисто аварийного режимов. Кроме алгоритмической модели объекта в виртуальное реле сопротивления входит формирователь замера сопротивления, который объединяет информацию о токах и напряжениях различных режимов (предшествующего и чисто аварийного) в единый алгоритмический параметр – замер текущего сопротивления в месте предполагаемого повреждения. Специфика отпаечного трансформатора такова, что возможны только два вида повреждения на низшей стороне трансформатора. В защите реализовано четыре формирователя замера текущего сопротивления: три для междуфазных и один для трехфазного замыканий:

Рис. 4. Алгоритм работы виртуального реле сопротивления а) Схема замещения сети в режиме замыкания; б) Схема замещения предаварийного режима; в) Схема замещения чисто аварийного режима

Таким образом, в защите заложен дистанционный принцип выявления факта повреждения защищаемого трансформатора. Защита оперирует оцениваемыми алгоритмической моделью величинами. Для каждой из защищаемых отпаек применяется своя АМО и уставочная характеристика, при трехфазных и междуфазных замыканиях, полигональной формы, позволяющая гибко отстроиться от рабочих коммутаций. На примере имитационной модели (рис. 1) 26

02 / Июнь 2011

приведен принцип работы ВРС при трехфазном замыкании на стороне низшего напряжения трансформатора. Как известно, расчет токов и напряжений в режиме замыкания (рис. 4 а) можно заменить расчетом предшествующего (рис. 4 б) и чисто аварийного (рис. 4 в) режимов. В модели чисто аварийного режима в ветви повреждения находится источник ЭДС, равный напряжению в точке замыкания в предшествующем режиме. Замер виртуального реле сопротивления при трехфазном замыкании равен: , где

–

эквивалентное сопротивление за спиной виртуального реле сопротивления. Из схемы замещения чисто аварийного режима (рис. 4 в) вытекает следующее равенство: . Таким образом, . Видно, что замер виртуального реле сопротивления не зависит от величин эквивалентных ЭДС систем и угла передачи между ними. Замер ВРС отстроен от нагрузочных режимов и зависит от переходного сопротивления в месте замыкания и адекватности реальной сети к алгоритмической модели. Альтернативными режимами для адаптивной защиты, реагирующей на изменения режима, являются рабочие коммутации и замыкания в смежных элементах. На практике модель адекватна объекту не в полной мере, что, в свою очередь, приводит к смещению замера и, соответственно, к расширению области наблюдаемых режимов. Это может быть вызвано изменением нагрузки трансформатора, оперативными переключениями на смежных объектах или изменениями параметров самого трансформатора (например, при изменении положения РПН). В методике расчета уставок используется линейная аппроксимация сложной области наблюдаемых режимов четырехугольником в целях упрощения операции определения попадания замера АРС в область, ограниченную уставочной характеристикой. Для правильной работы защиты в цикле АПВ и при включении линии реализован алгоритм, основанный на классическом дистанционном принципе. В данных режимах адаптивный дистанционный орган заблокирован, поскольку отсутствует информация о предшествующем режиме. При междуфазных замыканиях за трансформа-

НАУКА

Релейная защита

Козлов Владимир

торами с четной группой соединения применяется дистанционный орган междуфазного типа, а при замыканиях за трансформаторами с нечетной группой соединения – фазного типа [6]. При трехфазных замыканиях замеры фазного и междуфазного типа дают одинаковый результат. В качестве дополнительного в защите реализован алгоритм, основанный на замерах со-

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

противления , отстроенных от тока предшествующего режима. Для выявления места междуфазного замыкания (за трансформатором или группы соединения) применяется измерительный орган вида: , где и – напряжение прямой последовательности и ток обратной последовательности. Упрощенная схема алгоритма приведена на рис. 5. Применение данного алгоритма оправ-

Чувашского госуниверситета, главный конструктор ООО «НПП Бреслер».

Рис. 5. Структурная схема защиты

дано при замыканиях в ответвительных подстанциях средней и большой мощности. Пусковой орган защиты дальнего резервирования оперирует аварийными составляющими, возникающими при изменении режима работы сети [7]. Реагирует на векторное приращение контролируемой величины: тока прямой последовательности (трехфазные замыкания) и тока обратной последовательности (междуфазные замыкания). Измерительный орган, реагирующий на мощность аварийных составляющих , определяет место замыкания: в зоне или за спиной [8]. Орган, реагирующий на аварийную составляющую передаваемой мощности , контролирует тип коммутации: наброс или сброс реактивной мощности. В данных органах в качестве контролируемых величин используются составляющие прямой последовательности, поскольку они изменяются при любых замыканиях и коммутациях в энергосистеме. Логика пуска и блокирования, построенная на данных измерительных органах, корректно отрабатывает при замыканиях за спиной, при переходе междуфазного замыкания в трехфазное и наоборот, при различных коммутациях в приемной и передающей системах во время научно‑практическое издание

замыкания. Реализована дополнительная блокировка, отслеживающая гашение электрической дуги при увеличении сопротивления из-за ее растяжения. Такие режимы сопровождаются плавным изменением тока замыкания до нормальных величин. В защите дальнего резервирования Бреслер-0107.030 реализованы следующие органы блокировки: •  при неисправности цепей напряжения; •  при броске тока намагничивания (включение силовых трансформаторов); •  при пуске и самозапуске электродвигателей. Защита Бреслер-0107.030 решает проблему дальнего резервирования во всех случаях, в том числе и тех, где невозможно дальнее резервирование традиционным способом или там, где нет вовсе дистанционной защиты, а токовая защита не обладает достаточной чувствительностью. К настоящему моменту проведены испытания на объектах обоих типов. Рассмотрим результаты испытаний на объекте первого типа, линии «Орша-Бобр» (Витебскэнерго, Белоруссия) с пятью отпайками. Устройство защиты дальнего резервирования в декабре 1998 г. было установлено в опытную эксплуатацию в Витебскэнерго на подстанции «Орша-330», транзитная ЛЭП-110 кВ «Орша-Бобр» с пятью отпайками. Дальнее резервирование усложнено тяговой нагрузкой (до 40% по току обратной последовательности). К тому же максимальные токи транзита превышают токи КЗ за трансформаторами отпаек. В 1998 и 2000 гг. были проведены натурные испытания адаптивной защиты при КЗ на фидерах, отходящих от отпаечных трансформаторов малой мощности (2,5 МВА – ПС «Лисуны» и ПС «Славное»), как в режиме транзита, так и в тупиковом (разрыв транзита на ПС «Бобр»). Результаты подтвердили высокую чувствительность и правильную работу разработанной защиты. Ко второму типу относится ВЛ «СаянскаяАгинская» Красноярскэнерго. Данная линия до установки микропроцессорного терминала была оборудована только токовой защитой, чувствительности которой не хватало для целей дальнего резервирования. Изначально защита настраивалась на распознавание замыканий в трансформаторе подстанции «Унер», а опытное междуфазное КЗ было решено провести в 10 км от подстанции на отходящем фидере. Даже при столь значительном расширении зоны дальнего резервирования защита сработала правильно, продемонстрировав свою высокую чувствитель27

НАУКА

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

02 / Июнь 2011

Релейная защита ность. Терминал устанавливался на одной стороне. В 2003 году испытания проводились на ВЛ «Полоцк – Глубокое» при двухстороннем замере. Токи коротких замыканий за трансформатором чаще всего не превышают нормальные токи нагрузочных режимов, что является основной трудностью для осуществления дальнего резервирования. Особенностями последнего объекта является переток активной мощности от сильного источника к слабому и наличие обходной связи, что вызывает дополнительные трудности для защиты, установленной на слабом конце. Опыты междуфазных коротких замыканий проходили на подстанции «Прозороки» на шинах низшего напряжения. Со стороны ПС «Полоцк» защита сработала, со стороны ПС «Глубокое» потребовалось дополнительное обучение. Трехфазное короткое замыкание ставилось на ПС «Караси». При этом оба терминала сработали. Таким образом, на практических опытах в реальных условиях доказана высокая чувствительность и селективность дальнего резервирования на основе виртуальных реле сопротивления. Проведены натурные испытания в различных режимах линии электропередачи: транзита и тупика. Отмечена корректная работа при появлении альтернативной ситуации – разрыва транзита. Разработана методика выбора уставок защиты, которая реализована в программном комплексе BresModel. В настоящее время в различных энергосистемах установлены и работают более 60-ти устройств высокочувствительной защиты дальнего резервирования. Наиболее крупная поставка состоялась в 2008-2009 гг. в Камчатскэнерго, где введены в работу 29 терминалов защиты дальнего резервирования, установленных в 11-ти шкафах, что подтверж-

дает высокую востребованность защит данного типа. Литература: 1. Y. Liamets, S. Ivanov, A. Podсhivaline, G. Nudelman, J. Zakonjšek Informational analysis – new relay protection tool; Proc. 13th Int. Conf. Power System Protection, Bled, 2002, P. 197-210. 2. Павлов А.О., Васильев Д.С. Высокочувствительная защита дальнего резервирования линий электропередачи; Энергетик, 2008, №12. с. 5-7. 3. Васильев Д.С., Павлов А.О. Реализация дальнего резервирования на линиях с двухсторонним питанием; Вестник Чувашского университета, Естественные и технические науки, № 2, 2009, с. 106-116. 4. Бычков Ю.В., Васильев Д.С., Павлов А.О. Алгоритмические модели на примере защиты дальнего резервирования и определения места повреждения; Известия высших учебных заведений Электромеханика, № 6 , 2010, с. 63-67. 5. Васильев Д.С., Тарасова В.Н. Развитие методов алгоритмического моделирования для задач дальнего резервирования; Человек. Гражданин. Ученый. Сборник трудов регионального фестиваля студентов и молодежи Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова, 2010, c. 202-204. 6. Васильев Д.С., Павлов А.О. Поведение дистанционных защит при замыканиях за трансформаторами Y0/∆-11 и Y0/Y-12; Вестник Чувашского университета, Естественные и технические науки, № 3, 2010, с. 205-213. 7. Васильев Д.С., Журавлев Д.П. Особенности реализации пускового органа по комплексному приращению входной величины; Повышение эффективности электрического хозяйства потребителей в условиях ресурсных ограничений. Труды ХХХIХ конференции по электрификации, том II, Москва, Технетика, 2009, с. 177-179. 8. Васильев Д.С., Журавлев Д.П. Особенности работы логической схемы защиты дальнего резервирования; Известия высших учебных заведений Электромеханика, Специальный выпуск «Диагностика энергооборудования», 2010, с. 80-83.

НОВЫЕ КНИГИ Противоаварийная автоматика в энергосистемах

Авторы: И.З. Глускин, Б.И. Иофьев (с участием А.А. Меклина, Л.Н. Чекаловец)

Вышла в свет монография известных специалистов в области противоаварийного управления электроэнергетическими системами. Монография издана в двух томах, каждый из которых состоит из трех частей, первый том снабжен подробным введением, второй – списком обозначений и терминов. В ней излагаются основы противоаварийной автоматики (ПА), предназначенной для уменьшения ущерба для электроэнергетической системы и ее потребителей от больших аварийных возмущений, и особенно для противодействия территориальному распространению катастрофического аварийного процесса. В составе противоаварийной автоматики рассматриваются подсистемы, предупреждающие нарушение параллельной работы генераторов энергосистемы, ликвидирующие недопустимое понижение и повышение ее частоты и напряжения, а также термическую перегрузку ее элементов. Кроме того, рассматривается прогнозирование и ликвидация асинхронного режима генераторов энергосистемы. Рассматривается широкий спектр управляющих воздействий: отключение генераторов и потребителей, управление тепловыми турбинами, деление энергосистемы, управление мощностью

статических источников. Излагаются вычислительные, алгоритмические и структурные аспекты формирования управляющего воздействия в зависимости от параметров энергосистемы, характеризующих ее исходное и послеаварийное состояние, а также возмущение и переходный процесс. Эффективность и роль противоаварийной автоматики, являющейся уникальной системой, созданной в СССР и успешно функционирующей в ЕЭС России, рассматриваются в связи с другими аспектами противоаварийного управления и особенностями ее структуры. Отражены ретроспектива, современный уровень и тенденции развития противоаварийной автоматики, приведены результаты новейших разработок. Книга предназначена для инженеров и исследователей, занимающихся автоматизацией энергосистем, а также может быть полезна студентам и аспирантам соответствующих специальностей. Том I, М. изд. «Знак», 2009, 568 с. Том II, М. изд. «Знак», 2011, 528 с. По вопросам получения книги обращаться в ООО «ЭСП» и ЗАО «ОРЗАУМ». Тел.: (499) 203-66-77, факс: (499) 203-66-11 E-mail: esp@mosesp.ru, info@orzaum.ru

Энциклопедия Электрических Реле

Авторы: В.И. Гуревич.

В Московском издательстве «Солон-Пресс» вышла в свет новая книга Владимира Гуревича «Электрические реле: устройство, принципы действия и применения. Настольная книга инженера» объемом около 700 страниц. Эта книга является уникальным изданием на русском языке, в котором впервые предпринята попытка объединить описания большинства типов существующих в мире электрических реле (электромагнитных, электронных, тепловых, времени, высоковольтных, защитных, микропроцессорных и т.д.), лишь один перечень которых занял бы слишком много места. Помимо описания принципов действия, конструкций и применений реле, выпускаемых ведущими компаниями мира, много внимания уделяется истории создания реле от первых образцов до самых современных. При рассмотрении отдельных видов сложных реле, например, электронных, рассматриваются также смежные вопросы устройнаучно‑практическое издание

ства и принципа действия компонентов реле (в данном случае вакуумных, газоразрядных и полупроводниковых приборов), что позволяет читателю понять принцип действия описываемых реле без необходимости обращения к дополнительным источникам. Фактически это – Энциклопедия Электрических Реле. Инженеры и конструкторы найдут в книге много неизвестного для себя материала о зарубежных реле. Эксплуатационники будут лучше понимать, как работает их оборудование. Лекторы и преподаватели вузов найдут в книге отличный материал для лекций, студенты и аспиранты – ссылки для своих научных работ, патентные работники – ссылки для составления патентных заявок. Получить дополнительную информацию и заказать книгу с доставкой по почте можно на сайте Московского издательства «Солон-Пресс»: www.solon-press.ru 29

НАУКА

Релейная защита

Авторы: В.А. Горюнов, А.И. Ширковец, В.С. Петров,

Способы повышения эффективности современных защит от замыканий на землю

ООО «Болид», г. Новосибирск,

УДК 621.316

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

The Means of Effectiveness Increase for the Modern Earth

V.A. Goryunov,

Fault Relay Protections

A.I. Shirkovets, V.S. Petrov, LLC Bolid, Novosibirsk, LLC Bresler, Cheboksary, Russia.

Аннотация: большое количество видов защит от замыканий на землю, представленных на российском электротехническом рынке, вызывает затруднения в выборе оптимального устройства для организации селективной системы защиты. В статье представлены основные особенности и проанализирована надежность различных видов защит от замыканий на землю, от простых токовых защит до терминалов с комплексом функций. Рассмотрены пути обеспечения их селективности в зависимости от режима заземления нейтрали сети и характера замыкания на землю.

Ключевые слова: релейная защита, замыкание на землю, токовые защиты от замыканий на землю, режим заземления нейтрали. Annotation: the ample quantity of earth fault relay protections on Russian electrotechnical market make a hard in finding optimal solution for organization of earth fault protection system. In the paper the main peculiarities of relay protections – from the simple current protections to terminals with a number of functions – are reviewed, and their reliability are analyzed. Also there are considered the methods of enforcement in relay selectivity depending on a neutral grounding condition and an earth fault mode. Keywords: relay protection, earth fault, earth-fault current protection, neutral grounding condition

02 /Июнь 2011

В настоящее время существует более 15 производителей защит, выпускающих либо отдельные устройства, либо защиты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) в составе терминалов и шкафов защиты и управления. Очевидно, такое количество предложений усложняет выбор конкретного типа защит и в большинстве случаев диктуется только предпочтениями заказчика и ценовой политикой производителя и поставщика. Как показывает опыт эксплуатации, обеспечить селективность конкретных защит от замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью или компенсацией емкостных токов не всегда удается даже при использовании дорогих устройств. Поэтому задача определения оптимального режима нейтрали и выбора соответствующего типа защит от ОЗЗ требует комплексного анализа. Наиболее простым устройством индикации замыкания на землю является неселективная сигнализация по напряжению нулевой последовательности (НП), как правило, на основе реле максимального напряжения (код ANSI 59N). Формально такое устройство нельзя назвать релейной защитой, поскольку поиск поврежденного элемента производит оперативный персонал путем поочередного отключения присоединений на секции шин с зафиксированным однофазным повреждением. К сожалению, такой метод определения поврежденного присоединения

до сих пор является достаточно распространенным, хотя его недостатки очевидны: во-первых, принудительное изменение конфигурации схемы сводит на нет преимущества компенсации емкостного тока при заблокированной автоматике управления дугогасящим реактором (ДГР); во-вторых, изменение условий существования однофазного замыкания в предельных случаях может привести к его развитию в короткое; в-третьих – при относительно большом количестве отходящих присоединений и соответствующем времени поиска длительность воздействия перенапряжений и степень разрушения изоляции в месте повреждения существенно повышаются. К преимуществам устройств неселективной сигнализации можно отнести работоспособность при любом режиме заземления нейтрали и при большинстве видов замыканий на землю. При перемежающихся замыканиях на землю напряжение нулевой последовательности спадает достаточно медленно, в течение одного периода, что позволяет защите почувствовать его и сработать с заданной выдержкой времени (рис. 1). Как часть системы защиты от ОЗЗ, реле максимального напряжения с выдержкой времени должны применяться в качестве резервной защиты шин и трансформатора питающей подстанции. В целом все защиты, реагирующие на протекающий в контуре нулевой последовательности (контуре НП) ток и к числу которых неселективная сигнализация от ОЗЗ, строго говоря, не относится, можно разделить на пять основных видов:

НАУКА

Релейная защита

150

80 70 60 50 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50

ɇɚɩɪɹɠɟɧɢɟ Напряжение3U0, 3UO,ȼB

ɇɚɩɪɹɠɟɧɢɟ 3U 3U0, Напряжение O, Bȼ

100 50 0 -50 -100 -150 1,55

1,6 1,65 ȼɪɟɦɹ, ɫ

1,7

а)

0,1

0,2 0,3 ȼɪɟɦɹ, ɫ

0,4

0,5

б)

сопротивление. Последнее обусловлено в основном суммарным сопротивлением цепи протекания «обратного» тока ОЗЗ по земле от места замыкания до нейтрали источника питания, включая сопротивление заземления опоры (повреждение линейного изолятора) и удельное сопротивление грунта (обрыв и падение провода на землю). При замыканиях через большие переходные сопротивления, которые в зависимости от сезона и состояния грунта могут превышать Rпер = 2-3 кОм, также возможен отказ в срабатывании токовых защит [1]. Напряжения и токи при этом оказываются связаны простой зависимостью, и их отношение не зависит от переходного сопротивления:

Рис. 1. Осциллограммы изменения напряжения на «разомкнутом треугольнике» шинного ТН после прерывания устойчивого замыкания на землю (а) и после погасания дуги в режимах ее неустойчивого горения (б)

•  ненаправленные токовые защиты НП; •  направленные токовые защиты НП; •  защиты, реагирующие на высшие гармоники в токе НП; •  защиты, основанные на использовании переходных составляющих токов и напряжений НП; •  защиты на наложенном токе. Отметим, что некоторые современные защиты от ОЗЗ комбинируют в своем составе несколько различных принципов выявления поврежденного фидера и, при правильной настройке, являются наиболее надежными устройствами определения присоединения с замыканием на землю. К таким защитам относится, например, терминал «Бреслер 0107.080». Рассмотрим основные особенности представленных видов защит и обратим внимание на возможность обеспечения их селективности в зависимости от режима нейтрали сети и характера замыкания на землю. Ненаправленные токовые защиты НП Наибольшее распространение в сетях 6-35 кВ имеют разнообразные токовые защиты нулевой последовательности (код ANSI 50/51N). Применение таких защит оправдано в сетях с боль-

шими токами замыкания на землю при отсутствии компенсации ёмкостных токов или в сетях с большим числом присоединений. Это связано с тем, что только в таких особенных случаях чувствительность токовых защит оказывается достаточной. При этом отношение минимального суммарного тока замыкания на землю к собственному ёмкостному току защищаемого присоединения должно быть не менее трех. А для защит устаревших моделей, построенных на реле РТ-40, РТЗ-51 и других, это отношение должно быть еще больше, потому что на ток срабатывания этих реле оказывают влияние высшие гармоники и переходные токи в моменты замыкания. Известно, что горение устойчивой дуги при замыкании на землю сопровождается появлением высокочастотных составляющих в напряжении и токе НП, причем в ряде случаев это может привести к излишнему срабатыванию защит неповрежденных линий. Для исключения негативного влияния этих факторов и выделения тока основной гармоники в современных цифровых защитах широко применяется фильтрация сигнала 3I0. В сетях с воздушными линиями электропередачи большая часть замыканий происходит через переходное

научно‑практическое издание

– сопротивления прямой, X1, X2 X0 обратной и нулевой последовательностей, RД – сопротивление дуги, XCΣ – результирующее ёмкостное сопротивление нулевой последовательности всех элементов, электрически связанных с точкой замыкания. Доказано, что при замыканиях на землю через переходное сопротивление ситуацию может исправить корректировка тока срабатывания с учетом напряжения НП. Однако в большинстве отдельных устройств защиты и защитах в составе терминалов присоединения такая корректировка отсутствует. Такого недостатка нет у централизованных защит, которые одновременно сравнивают все токи НП всех присоединений и выделяют поврежденное присоединение по максимальному току. Обеспечить работу простых токовых защит НП возможно с помощью применения резистивного заземления нейтрали. Активный ток резистора не влияет на ток срабатывания защиты, но при этом повышает коэффициент чувствительности при замыканиях на защищаемом присоединении. Поэтому при выборе номинала резистора по условию обеспечения селективной работы релейной защиты возможно создание эффективной системы защиты от ОЗЗ в сетях с заземлением нейтрали через резистор, как отдельно, 31

Релейная защита

02 /Июнь 2011

Рис. 2. Экспериментальные осциллограммы тока дуги в сети 10 кВ при IR = 2,5IC для режима перемежающейся (1, 3) и устойчиво горящей (2) дуги

Направленные токовые защиты НП При недостаточной чувствительности простых токовых защит НП один из возможных вариантов реализации защиты от замыканий на землю – использование направленных токовых защит НП (код ANSI 67N). Отстройка от замыканий происходит по направлению, что позволяет не отстраивать реле от собственных ёмкостных токов, что дает значительное повышение чувствительности направленных защит по сравнению с ненаправленными токовыми за-

щитами. Однако при перемежающихся дуговых замыканиях на землю (рис. 3), число которых в кабельных сетях составляет до 27% [4], возможны неселективные действия и отказ в срабатывании защиты. Причина такого отказа достаточно проста – разности фаз между током и напряжением высокой частоты в переходном процессе не существует, поскольку такой сдвиг определяется только для двух гармонических колебаний одной частоты. Как видно из осциллограммы

100

60 40

20 0

-20 -40

-50

ɇɚɩɪɹɠɟɧɢɟ, ȼ

так и параллельно с дугогасящим реактором. В том числе и по этой причине в большинстве европейских стран применяется резистивное или комбинированное заземление нейтрали. Последнее за рубежом реализуется путем кратковременного включения маломощного резистора во вторичной обмотке дугогасящего реактора и является по сути узконаправленным решением задачи защиты оборудования. Это связано с тем, что задача ограничения перенапряжений в режимах расстройки реактора свыше 5% до относительно безопасного уровня (2,4-2,6)Uфmax не решается. В России комбинированное заземление нейтрали реализовано в полноценном варианте, когда мощный резистор постоянно, через отдельный разъединитель, подключен в нейтраль трансформатора параллельно ДГР [2]. Это решение является технически обоснованным, нормативно закрепленным в ряде стандартов организаций и позволяет в большинстве случаев обеспечить требуемую селективность релейных защит от ОЗЗ на токовом или фазном принципе. Отметим, что согласно исследованиям [3] при определенных соотношениях активного тока от сопротивления резистора в нейтрали IR и емкостного тока сети IC дуга теряет перемежающийся характер и становится устойчивой, для этого необходимо лишь выполнение соотношения IR ≥(3,5-4,0)IC, независимо от конструктивного исполнения сети. Этот критерий в ряде случаев можно считать определяющим при выборе номинала резистора и определении уставок защит от ОЗЗ с действием на отключение. Для действующей кабельной сети 10 кВ, эксплуатируемой в составе системы электроснабжения ферросплавного завода, экспериментально было показано, что при выборе высокоомного резистора перевода перемежающейся дуги в устойчивую при определенных условиях можно добиться уже при IR ≥(1,8-2,5)IC (рис. 2), что благоприятно с позиций снижения последствий термического действия дуги в точке замыкания.

Ɍɨɤɢ, Ⱥ

НАУКА

-60 -100

-80 -100

0,87 0,88 0,89 0,9 0,91 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 ȼɪɟɦɹ, ɫ ɉɪɢɫ ʋ3 [A] ȼɜɨɞʋ1 [A] ɉɪɢɫ ʋ11 [A] 3U0ʋ1 [B]

Рис. 3. Токи и напряжение нулевой последовательности при дуговом замыкании на землю в сети с изолированной нейтралью

НАУКА

Релейная защита

(рис. 2) и подтверждено в ходе многочисленных натурных экспериментов, ток дуги не имеет составляющей основной гармоники, а его характеристики – амплитуда при каждом пробое, количество пробоев носят случайный характер. Как поведет себя та или иная защита в таких условиях, определить сложно, и даже на работу направленных защит от замыканий на землю в таких условиях зачастую возникают нарекания. Защиты, реагирующие на высшие гармоники В сетях с компенсацией ёмкостных токов использование токовых защит от ОЗЗ оказывается неэффективно, это связано с тем, что токи нулевой последовательности в поврежденном присоединении, в зависимости от степени расстройки компенсации, весьма малы и имеют произвольное направление, определяемое текущей величиной индуктивного тока ДГР. В то же время в неповрежденных присоединениях полные токи НП могут оказаться достаточны для ложной работы защит. Для таких сетей разработаны защиты, реагирующие на высшие гармоники. Эти защиты хорошо зарекомендовали себя при установке (например, на фидерах центров питания) в разветвленных сетях с ёмкостными токами, составляющими десятки ампер, но зачастую оказываются неработоспособными в сетях с токами замыкания до 10-15 А. Значения высших гармоник в токе нулевой последовательности в сети постоянно изменяются, что приводит к значительному усложнению селективной настройки таких защит. Производители защит, реаги-

рующих на токи высших гармоник, для их настройки рекомендуют загрублять уставку защиты в ходе эксплуатации, «подстраивая» таким образом защиту под условия конкретной сети. Это может приводить к отказам в срабатывании при ОЗЗ на защищаемом присоединении. Что показательно, ни одна из зарубежных компаний-производителей не имеет в своём ряде защит функцию защиты, реагирующей на высшие гармоники тока НП, а те, что представлены на отечественном рынке – например, SPAC 801.013 (ABB) – разработаны исключительно для России. Анализ высших гармоник в токе замыкания на землю и их влияния на работу защит от ОЗЗ проводится обычно с позиций определения значимости их вклада в сигнал тока НП для оценки работоспособности защиты не только в «сложных» случаях – например, при горении перемежающейся дуги [1], но и при устойчивых замыканиях, в том числе «металлических». Как показывают многочисленные эксперименты с осциллографированием тока в опытах искусственных ОЗЗ, этот ток всегда содержит широкий спектр гармоник, уровень которых в общем случае колеблется от (0,1-0,2)% до значений, кратно превышающих действующее значение тока НП промышленной частоты [5]. Для иллюстрации этого положения на рис. 4 приведены экспериментальные осциллограммы тока однофазного замыкания на землю в сети 6 кВ, где форму сигнала наиболее заметно искажают 13, 19, 23 и 25 гармоники, составляющие 3,1 А; 6,2 А; 6,6 А и 4,2 А соответственно, т.е. до 30% относительно составляющей 50 Гц. Ино-

гда наблюдается резонансный рост и даже биения тока ОЗЗ. С точки зрения эффективности защит от ОЗЗ на высших гармониках можно однозначно утверждать, что более надежно они будут работать в сетях электроснабжения промышленных предприятий с нелинейной и резкопеременной нагрузкой и большим количеством силовых и измерительных трансформаторов. Однако при выборе логики работы защиты – на сигнал или на отключение – следует в этом случае сопоставить выгоду от поддержания режима ОЗЗ (как правило, до 2-х часов), уровень электробезопасности персонала и степень вероятного повреждения высоковольтной изоляции кабелей за счет ее прожигания токами высших гармоник и ускоренное старение диэлектрика при приложении искаженного несинусоидального напряжения. Поэтому на наш взгляд, независимо от конструктивного исполнения сети, оптимальным вариантом является снижение времени существования замыкания за счет выявления поврежденного фидера селективными защитами или его отключение с минимальной выдержкой времени. В рамках решения этой задачи хорошим средством повышения надежности работы сети при ОЗЗ за счет резервирования является внедрение устройств быстродействующего АВР с временем срабатывания до 100 мс. В качестве индивидуальной защиты с функцией замера высших гармоник можно использовать терминалы Сириус 2-МЛ (ЗАО «Радиус Автоматика»), БЭМП 1-01, БЭМП РУ-ЛТ (ЧЭАЗ) и ряд других. Рис. 4. Экспериментальные

осцилло-

граммы 3U0 и тока ОЗЗ в сети 6 кВ электроснабжения целлюлозно-бумажного комбината: а) исходная осциллограмма, б) растянутая часть

а)

б) научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита

Горюнов Вячеслав

Что показательно, централизованные защиты, основанные на сравнении токов высших гармоник во всех присоединениях одновременно, не требуют отстройки от собственных токов высших гармоник и работают при любых изменениях гармонического состава в сети. Например, таковой является защита МКЗЗП-К (ЗАО НОЦ «ЭСТРА»).

Александрович. Дата рождения: 02.02.1985 г., окончил в 2007 г. Новосибирский государственный технический университет, кафедра «электрические станции», ведущий инженер отдела интеллектуальных электрических сетей ООО «Болид».

Ширковец Андрей Игоревич. дата рождения: 06.09.1983 г., окончил в 2006 г. Новосибирский государственный технический университет, кафедра «Техника и электрофизика высоких напряжений», ведущий инженер научноисследовательского отдела ООО «Болид».

02 /Июнь 2011

Защиты, основанные на использовании переходных составляющих токов и напряжений нулевой последовательности и на наложенном токе Характер начального переходного процесса при разных видах замыканий на землю практически одинаков и по основным параметрам (бросок емкостного тока, уровень 3U0, скорость перехода через нуль высокочастотных составляющих тока) не зависит от вида заземления нейтрали. Защиты подобного рода предлагают как отечественные, так и зарубежные производители. Отечественные производители предполагают использование подобных защит в самостоятельном исполнении, но за рубежом применяют подобные защиты в комплексе с токовыми направленными защитами, и сигнал на отключение поступает только при одновременном срабатывании обоих типов защит. Пример зарубежных защит, основанных на замере составляющих переходного процесса – RE615 (ABB) и 7SN600 (Siemens). Из отечественных наиболее распространенной является защита ПЗЗМ-1М (ООО «ВП НТБЭ»), основанная на фиксации полярностей первых полуволн высокочастотных составляющих тока и напряжения нулевой последовательности. Однако к недостаткам этой защиты можно отнести ограничение по минимальному времени срабатывания, равному 0,6 секунды, сброс при пропадании сигнала напряжения нулевой последовательности. При перемежающихся замыканиях на землю такая защита может отказать в функционировании. Защиты, основанные на использовании наложенного тока, применяются в основном в сетях генераторного напряжения, требуют отдельного устройства контрольного тока, усложняющего и удорожающего устройство защиты. Подобные защиты, например, РЗГ-100, реагирующие на сигнал наложенного тока частотой 25 Гц, разработаны в Томском политехническом университете. Однако в случае перемежающихся ОЗЗ контрольный ток частично пропадает, что не позволяет защитам корректно работать при таком сложном виде замыкания. При замыкании

через переходное сопротивление уровень контрольного сигнала снижается пропорционально значению R пер, что в некоторых случаях может привести к отказу в срабатывании при ОЗЗ на защищаемом присоединении. Индивидуальные защиты с наложением контрольного тока 25 Гц реализованы в составе комплекса микропроцессорной защиты генератора в шкафах ШЭ1110 - ШЭ1113 производства НПП «ЭКРА». К централизованным защитам с наложенным током следует отнести терминал БРЕСЛЕР-0107.080 (ООО НПП «Бреслер»). Единственным недостатком этого терминала является минимальное время срабатывания 1 секунда, что вызвано необходимостью отстройки защиты при перемежающихся дуговых замыканиях на землю. Система защиты от ОЗЗ Зарубежный опыт показывает, что для построения надежной системы защиты от ОЗЗ необходимо применение режима заземления нейтрали через резистор. Это дает дополнительный признак для устройств релейной защиты – активный ток. Тогда при низкоомном резистивном заземлении (условно от 10 до 300 Ом) хорошей селективности можно добиться, используя простейшие токовые защиты или, что очевидно, направленные защиты от ОЗЗ. В классе индивидуальных защит присоединений к ним относятся терминалы Сириус/Орион (ЗАО «Радиус Автоматика»), ТЭМП (ИЦ «Бреслер»), ЗЗН/БЭМП (ОАО «ЧЭАЗ»), УЦЗ-05 (НИИЭ ЮРГТУ), БЭ2502 (НПП «Экра»), УЗА-10 (ЗАО «Энергомашвин»), ЗЕРО (ООО Компания «Объединенная энергия»), REF54X/RE615/REJ603 (АВВ), MiCOM P14X, P54X (Alstom, концерн AREVA), P122/Sepam 20, 40 (Schneider Electric), 7SJ60X, 7SN600, 7SR11 (Siemens) и прочие. Не все из представленных типов защит будут обеспечивать селективность выделения фидера с замыканием при высокоомном (условно от 300 Ом до 12 кОм) или комбинированном заземлении нейтрали. При таких режимах нейтрали целесообразно предусмотреть комплектацию релейных отсеков ячеек защитами Сириус (ЗАО «Радиус Автоматика»), ТОР200 (ИЦ «Бреслер»), УЗА-10 (ЗАО «Энергомашвин»), RE615 (ABB), MiCOM P14X, P54X (концерн AREVA), 7SN600 (Siemens). При высокоомном (комбинированном) заземлении нейтрали целесообразно применять также упомянутые выше централизованные устройства защиты производства НПП «Брес-

НАУКА

Петров Владимир Святославович. Дата рождения: 23.05.1986 г., окончил в 2008 г. Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова, кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий», инженер ООО «НПП Бреслер». аспирант Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова.

Релейная защита лер» и НИИЭ ЮРГТУ. Весьма надежной и селективно функционирующей при всех видах замыканий на землю является централизованная защита МКЗЗП-В3 (ЗАО НОЦ «ЭСТРА» НГТУ), разработанная на принципе измерения активной мощности нулевой последовательности. Для селективного определения поврежденного присоединения в разветвленных сетях при наличии резервирования и, соответственно, автоматического включения резерва возможно построение системы защиты от ОЗЗ с отключением поврежденного присоединения без нарушения работы потребителей. Согласование комплектов защит на разных подстанциях обеспечивается увеличением времени срабатывания защит по мере приближения к питающей подстанции. Таким образом, каждая из подстанций, питающих другие ПС и РП нижнего уровня, обеспечивает защиты шин подстанции от замыканий на землю, а также всех присоединений, на которых не установлена защита от замыканий на землю. Для головной питающей подстанции резервирование обеспечивается неселективной защитой по максимальному напряжению нулевой последовательности, выдержка времени которой устанавливается на ступень селективности больше, по отношению к защитам от ОЗЗ подстанций нижнего уровня. Достаточность намеченных защит от ОЗЗ проверяется и сопровождается расчетом уставок, определением выдержек времени и проверкой чувствительности защит с формированием карты селективности. В качестве простого типового решения по организации системы защиты от ОЗЗ для разветвленной кабельной сети 6-10 кВ промышленного предприятия и, с некоторыми оговорками, городской кабельной сети, можно предложить следующее: a) на головной подстанции устанавливается ДГР с терминалом управления и ОПФ; параллельно ДГР подключается высокоомный резистор; в случае отсутствия необходимости компенсации на головной полстанции необходимо установить токовые защиты НП с функцией 67N или 67N(s) по коду ANSI; b) на проходных РТП, РП и ПС устанавливаются токовые защиты НП с функцией 67N или 67N(s); c) на тупиковых РТП, РП и ПС в большинстве случаев достаточно простых токовых защит НП с функцией 50N/51N или 50N(s)/51N(s). Подобная система в настоящее время реализуется в рамках рабочего проекта сети 10 кВ научно‑практическое издание

крупного нефтехимического предприятия, выполненной кабелями с изоляцией из этиленпропиленовой резины. Выбор нечувствительной (N) или чувствительной (N(s)) защиты обычно определяется для конкретных присоединений по уровню первичного тока Iперв и соответствующему диапазону токов срабатывания IСЗ в зависимости от коэффициента ТТНП. В частности, Alstom (защиты MiCOM) для Iперв = 5 А задает диапазон IСЗ = (0,084,0)Iперв в защитах с индексом N и IСЗ = (0,005-0,1) Iперв в защитах с индексом N(s) или SEF. Выводы: 1. В сети среднего напряжения, даже в рамках одной сетевой организации, как правило, эксплуатируется значительное количество защит от замыканий на землю разных производителей и принципов функционирования. Большинство используемых защит от замыканий на землю зачастую либо отказывают в функционировании, либо работают неселективно. 2. Основными причинами этого являются: во-первых, отсутствие четких методик организации полноценной системы релейной защиты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ), вовторых – несоответствие выбранных устройств релейной защиты режиму заземления нейтрали, в-третьих – низкий уровень обслуживания защит, ввиду их частых неселективных действий и работы защит только сигнал. 3. Современный подход к выбору типов релейных защит и терминалов в сочетании с резисторами для заземления нейтрали, устанавливаемыми самостоятельно либо параллельно ДГР, позволяют создать эффективную систему защиты от ОЗЗ в сетях среднего напряжения. Литература: 1. Шалин А.И. Замыкания на землю в сетях 6-35 кВ. Влияние электрической дуги на направленные защиты.//Новости ЭлектроТехники. – 2006. – №1(37). 2. Емельянов Н.И., Ширковец А.И. Актуальные вопросы применения резистивного и комбинированного заземления нейтрали в электрических сетях 6-35 кВ.// Энергоэксперт. – 2010. – № 2. - с. 44-50. 3. Беляков Н.Н. Перенапряжения от заземляющих дуг в сетях с активным сопротивлением в нейтрали.// Труды ВНИИЭ. – 1961. – Вып. 11. – с. 84-101. 4. Беляков Н.Н. Анализ повреждений от замыканий на землю в кабельных сетях.// Электрические станции. – 1952. – №6. – с. 40-43. 5. Иванов А.В., Сарин Л.И., Ширковец А.И. Исследования параметров тока однофазного замыкания на землю в сети 6 кВ Оренбургского ГПЗ.// Газовая промышленность. – 2008. - №12 (625). – с. 79-81.

НАУКА Практика

Автор: А.А. Жереб

Разработка Новые книгии изготовление

«РЗА СИСТЕМЗ» – НОВЫЕ ШАГИ В 2011 ГОДУ

Технический директор ООО «РЗА СИСТЕМЗ»

Компания «РЗА СИСТЕМЗ», продолжая программу разработки современных устройств РЗА, освоила выпуск новых моделей. Более совершенный, более удобный в эксплуатации аналог изделий мировых производителей – устройство релейной защиты и автоматики РС83-АВ2.

Устройство релейной защиты и автоматики по току и напряжению РС83-АВ2 является базовым в линейке микропроцессорных устройств РЗА серии РС83, отвечает самым высоким требованиям по функциональности, компактности, помехоустойчивости, надежности, удобству в эксплуатации. Сочетание максимальной функциональности и доступной цены способствует расширению спроса на данные устройства. РС83-АВ2 предназначено для работы в схемах релейной защиты и автоматики электрических сетей 6-110 кВ. Устройство выпускается в 3-х исполнениях по габаритам и ряде исполнений по функциональному наполнению. Все они снабжены 16-разрядным ЖК-дисплеем, двухцветными светодиодными индикаторами сигнализации срабатывания ступеней, кнопками управления, а также интерфейсами RS-485 и USB для обмена информацией с верхним уровнем. Предусмотрены регистраторы событий и аварий, цифровой осциллограф, индикация текущих и аварийных параметров, 36

02 / Июнь 2011

местное и дистанционное управление ВВ, возможно дешунтирование цепей электромагнитов отключения и питание устройства от токовых цепей Устройства выгодно отличаются от аналогов малыми габаритами, низким потреблением (3 ВА + 0,25 ВА на одно сработавшее реле), точностью контроля параметров, удобством выбора режимов и уставок из меню. Основные функции устройства: •  4 -ступенчатая 3-фазная направленная МТЗ с независимой и разными видами зависимых ампер-секундных характеристик, блокировкой от броска намагничивающего тока (БНТ) и ускорением при включении выключателя; •  2-ступенчатая направленная ЗНЗ по расчетному или измеренному 3Iо (выбор для каждой ступени отдельно) с пуском по 3Uo; •  2-ступенчатая защита от несимметричной нагрузки или обрыва фаз по току обратной последовательности; •  функции ЛЗШ, УРОВ, АПВ; •  трехфазная 2-ступенчатая защита минимального напряжения (ЗМН) с выбором логики «И»/«ИЛИ» и работы по фазным или линейным напряжениям; •  2 группы уставок с переключением, в том числе по направлению мощности; •  8/13/18 дискретных входов, в т.ч. 3/8/13 программируемые; 8/12/16 выходных реле, в т.ч. 5/9/13 программируемые; •  постоянное измерение фазных токов и индикация фактических действующих значений тока; •  запоминание параметров срабатывания защиты и автоматики в журнале аварий для 100 событий (с фиксацией вида защиты, значения тока и времени срабатывания); •  запоминание параметров изменения конфигурации в журнале событий для 200 событий; •  цифровое осциллографирование с общим временем записи 60 с; •  светодиодная индикация исправности устройства, срабатывания защит и состояния дискретных входов; •  самодиагностика устройства. Цена за единицу микропроцессорного устройства РС83-АВ2 составляет от 50 000 руб.

НАУКА ПРАКТИКА

Новые Разработка книгии изготовление

Устройство дифференциальной защиты по току РС83-ДТ2.

Общие характеристики и исполнения микропроцессорного устройства РС83-ДТ2 аналогичны характеристикам микропроцессорного устройства релейной защиты и автоматики РС83-АВ2. Главной функцией устройства является дифференциальная защита двухобмоточных трансформаторов, синхронных компенсаторов, электродвигателей, генераторов. Основные функции устройства: •  2 -ступенчатая дифзащита. Первая ступень – дифференциальная отсечка (ДО), вторая ступень – чувствительная дифференциальная защита с торможением (ДТЗ); •  4 -ступенчатая максимально-токовая защита (МТЗ) с независимой выдержкой времени. Функция МТЗ для каждой ступени независимо подключается к трансформаторам тока стороны ВН или НН силового трансформатора по выбору; •  д ля любой ступени МТЗ, ДО и ДТЗ возможен режим с блокировкой от броска намагничивающего тока (БНТ); •  д ля любой ступени ДО и ДТЗ возможен режим с блокировкой от перевозбуждения; •  2-ступенчатая защита от несимметричной нагрузки или обрыва фаз по току обратной последовательности с выбором стороны ВН или НН независимо для каждой ступени;

•  2 -ступенчатая направленная защита от замыканий на землю (ЗНЗ) по измеренному или расчетному (независимо для каждой ступени) току нулевой последовательности 3Iо с пуском по 3Uo; расчетный ток получается путем векторного суммирования трех фазных токов стороны ВН. Цена за единицу микропроцессорного устройства РС83-ДТ2 составляет от 60 000 руб. Компания «РЗА СИСТЕМЗ» производит и поставляет как микропроцессорные устройства защиты, так и комплексные решения на их базе, такие как шкафы релейной защиты и автоматики серии ШЗА.

делия ШОТ1М с необслуживаемыми аккумуляторными батареями небольшой емкости. Такое решение сейчас особенно актуально в связи с массовым применением вакуумных выключателей, также не требующих аккумуляторных батарей большой ёмкости. Наши обязательства по гарантийному обслуживанию не ограничиваются стандартными сроками в условиях контрактов. На протяжении всего эксплуатационного периода, мы ведем техническую поддержку и модернизацию наших устройств, совершенствуем программное обеспечение, которое доступно для бесплатной загрузки с нашего сайта. Мы всегда готовы реализовать предложения по совершенствованию наших изделий, расширению их номенклатуры и функциональных возможностей, а также модернизации под Ваши потребности. Подробнее о наших новинках Вы сможете узнать на нашем сайте: http://www.rzasystems.ru в разделе «Библиотека».

Российская Федерация 123610, г. Москва, Краснопресненская наб., д. 12, оф. 705 тел.: +7 (495) 232-12-35 тел.: +7 (495) 967-05-69 Цена на шкаф релейной защиты и автоматики серии ШЗА на базе собственных устройств составляет от 285 000 руб. В качестве удачного технического решения мы предлагаем сочетание наших энергоэффективных устройств релейной защиты и системы постоянного оперативного тока, организованного с помощью компактного и недорогого из-

научно‑практическое издание

тел./факс: +7 (495) 967-05-70 e-mail: commerce@rzasystems.ru http://www.rzasystems.ru

ПРАКТИКА

Релейная защита

Проблемы подстанций «нового поколения» Аннотация: автор статьи, основываясь на собственном опыте, делится с читателями журнала проблемами и трудностями, с которыми сталкиваются практически все субъекты электроэнергетики при строительстве и вводе в эксплуатацию подстанций «нового поколения». Ключевые слова: подстанция нового поколения, АСУ ТП подстанции, подсистемы, РЗА.

Автор: Волошин Игорь Михайлович, заместитель начальника СРЗА Кубанского предприятия МЭС Юга.

02 / Июнь 2011

В последнее время энергетика России переживает бум, связанный со строительством подстанций «нового поколения». Под этот термин попадают практически все вновь строящиеся подстанции и подстанции, на которых проводится комплексная реконструкция. Объем же ввода новых объектов и комплексной реконструкции в энергосистеме Кубани за последние 2-3 года можно признать просто катастрофическим. Рассмотрим само понятие – подстанция нового поколения. Предполагается, что это подстанция, оборудованная автоматической системой управления технологическим процессом, в которую интегрированы системы управления и диагностики первичного оборудования, релейных защит, противоаварийной автоматики, связи, учета электроэнергии, регистрации аварийных и нормальных режимов работы. По своему составу становится видно, что задумывалось это как единый интеллектуальный комплекс управления и мониторинга оборудования подстанции, куда должны входить подсистемы различного назначения, в котором должна жестко и четко прописываться многоуровневая иерархия различных подсистем. Требования к этому комплексу становятся понятны, когда мы рассмотрим задачи различных подсистем. В первую очередь это надежность, обеспеченная качеством поставляемого оборудования, возможностью резервирования различных узлов, оптимальными настройками параметров и связей различных узлов внутри подсистемы. Во-вторых, максимальный информационный обмен подсистемы с комплексом АСУ ТП с заданными скоростными характеристиками. В-третьих, это абсолютно внятный, доступный интерфейс каждой из подсистем. В-четвертых, совместимость интерфейсов различных подсистем с АСУ ТП. Исходя из вышеизложенного, становится понятно что «голова» подстанции нового поколения – это АСУ ТП, а подсистемы – это «руки, но-

ги и другие органы». И требования к подстанции нового поколения должны определяться в первую очередь к «голове», а уже во вторую, третью, четвертую и т.д. – к различным «органам», с учетом требований к «голове». И рассматривать эту подстанцию необходимо как единый организм, а не как отдельные органы какого-либо тела. А теперь давайте представим, что мы пытаемся создать единое целое из различных частей, которые развивались и жили своей жизнью очень долгое время. Эта задача практически невыполнима. Особенно, если основным критерием подбора органов является не совместимость, что было бы логично, а стоимость их на рынке. Вот какую задачу пытается решить энергетика, создавая подстанции нового поколения из оборудования различных производителей. На самом деле это «переходные экспериментальные модели». Некоторые зарубежные фирмы (АВВ, GE) пытаются создать единый комплекс из своих комплектующих, но для российской энергетики пока это не применимо по ряду причин. Вопервых, эксперименты в действующей энергосистеме необходимо проводить очень осторожно, а у нас под комплексную реконструкцию и строительство новых подстанций попадают энергодефицитные районы. Во-вторых, мы сначала развалили свое производство и науку, существовавшую десятилетия и успешно решающую все задачи энергетики, а потом пустили бездумно на свой рынок чужую науку и производства, преимущества которых сомнительны. Крупные концерны, такие как АВВ и GE, существуют на мировом рынке очень давно, развивались своим путем в условиях сильно разветвленных энергосистем Европы и Америки, и на нас смотрят как миссионеры на папуасов. Достаточно только сказать, что еще два года назад производитель терминалов релейных защит GE имел на территории России только одного своего работника. В-третьих, зарубежная энергетика развивалась по совсем другим принципам, где во главу угла всегда был положен принцип экономической целесообразности, а не надежности. В-четвертых, мы сами не имеем четкой концепции развития

ПРАКТИКА

Релейная защита

АСУ ТП подстанции, т.е. не понимаем, что хотим. Отделы АСУ ТП, созданные на скорую руку около трех лет назад на предприятиях Федеральной Сетевой Компании, не знают куда приткнуть. Они создавались в службах связи и были загружены проблемами этих служб. Потом была попытка перевести их в службы РЗА, т.е. в руководстве предприятий никто не понимает, что такое АСУ ТП и зачем она нужна. Соответственно, и нормативная база для АСУ ТП создается на «скорую руку». Требования к АСУ ТП зачастую содержат откровенные глупости или фантастику. Достаточно вспомнить эксперимент с экономией финансов в Федеральной Сетевой Компании, вызванный мировым экономическим кризисом. Тогда отказались от установки на новых силовых трансформаторах систем мониторинга, регистраторов аварийных событий и приборов определения мест повреждения на линиях, переложив функции двух последних на АСУ ТП. Это яркий пример полного непонимания задач и возможностей АСУ ТП. Попытки по-быстрому создать интегрированную систему АСУ ТП из устройств разных производителей заканчиваются плачевно. В лучшем случае получается система дистанционного управления коммутационными аппаратами с функциями телемеханики, которая постоянно выходит из строя. Проектирование различных подсистем выполняется разными проектными организациями, поэтому на этапе строительства выясняется, что поставляемое оборудование в принципе не может быть интегрировано в одну АСУ ТП. Пример – подстанция 220 кВ, введенная в 2009 году. Проект на первичное оборудование, РЗА, АСУ ТП и устройства связи выполнялся разными проектными организациями. На этапе строительства выяснилось, что количество кабелей, подводимое к коммутационным аппаратам, физически не помещается в клеммные шкафы, установленные на ОРУ; проектные монтажные схемы подключения системы управления АСУ ТП не имеют ничего общего с заводской документацией приводов разъединителей; на контроллерах нижнего уровня АСУ ТП

никоим образом невозможно реализовать полноценные функции регистрации аварийных событий и определения мест повреждения, как было прописано в конкурсной документации. Теперь рассмотрим одну из подсистем АСУ ТП подстанций нового поколения – релейную защиту и автоматику. Современные устройства РЗА, устанавливаемые на подстанциях нового поколения – микропроцессорные. Ни для кого не секрет, что основная масса УРЗА, устанавливаемых на подстанциях нового поколения, зарубежных производителей. Причем везде, за редким исключением, на одной подстанции можно встретить устройства РЗА трех, четырех, а то и более зарубежных фирм. Так сложилось, что из отечественных производителей УРЗА полную линейку защит оборудования всех классов напряжения выпускает только НПП «ЭКРА». Поэтому было бы понятно, что нынешний объем поставок, исходя из количества вновь вводимых и реконструируемых объектов энергетики, завод просто не осилит. Но это не главная причина засилья зарубежной техники РЗА на подстанциях нового поколения. Главная причина – некомпетентность лиц, принимающих решения в пользу того или иного производителя. Закон о защите прав потребителей еще в конце 90-х годов прошлого века определил, что вся бытовая техника зарубежных производителей должна иметь инструкции по эксплуатации на русском языке. Если вы покупаете импортный утюг в магазине, вам обязаны выдать инструкцию на русском языке. По всей вероятности, утюг намного сложнее микропроцессорного терминала РЗА, так как основная масса терминалов зарубежных производителей не имеет адекватной документации на русском языке. Пример – терминалы защит 670 серии АВВ или терминалы GE, где переводчик так увлекся, что перевел и внутренние операнды разных функций, что сделало его опусы практически нечитаемыми. Интерфейс и сервисное программное обеспечение терминалов также оставляет желать лучшего. Сервисная программа Enervista терминалов GE при переходе на русский язык

научно‑практическое издание

выдает ошибки, сервисная программа РСМ600 терминалов АВВ 670 серии вообще не русифицирована. Внутренние программы терминалов вообще не поддерживают кириллицу, что вызывает очень серьезные проблемы при анализе аварийных осциллограмм. Понятно желание производителя оборудования поиметь дополнительный доход на сервисном обслуживании. Но о сервисных центрах речь пока не идет, а оборудование уже эксплуатируется несколько лет. Несколько слов о самих микропроцессорных терминалах РЗА. Зарубежный производитель выпускает вместо полноценной защиты конструктор с гибкой логикой. А дальше начинается самое интересное. Типовых решений по параметрированию терминалов РЗА не существует, т.е. что придумает проектная организация, то и будет. На горьком опыте ввода новых защит на базе терминалов РЗА зарубежных производителей могу заявить, что мы сами закладываем под себя бомбу замедленного действия. То, что в итоге оказывается в «мозгах» терминала, является совместным продуктом сочинений проектной организаций, Системного Оператора, в чьем управлении находится данная защита, и эксплуатирующей организации. Так сказать, дитя трех родителей, которые совместно делят ответственность за свое чадо. То, что раньше делалось годами, проходило обязательную сертификацию и внедрялось в опытную эксплуатацию с последующими рекомендациями от фирмы ОРГРЭС по устранению выявленных дефектов и недоработок, делается в кратчайший срок исходя из компетенции и понятий людей, не имеющих подобного опыта и по своим должностным обязанностям никоим образом не связанных с релестроением. Особенностью устройства РЗА является то, что запрятанный в нем дефект может существовать годами и выявляться только при определенных режимах работы первичной сети. Рекомендации по улучшению электромеханических и микроэлектронных устройств РЗА выдавались в течение десятилетий, даже несмотря на то, что они проходили обязательную сертификацию. Что же говорить о вновь 39

ПРАКТИКА

Релейная защита введенных за последние годы защитах, на которые не прописаны никем конкретные требования к наладке и техническому обслуживанию. Широкое внедрение микропроцессорных устройств РЗА предъявляет повышенные требования к персоналу РЗА. Помимо знаний общих принципов построения релейных защит, особенностей выполнения и требований к ним, необходимо также знание компьютерной техники на хорошем пользовательском уровне. Рассмотрим общее состояние технического персонала РЗА всех ведомств, над которым проводились эксперименты в течение десятилетий. Эпоха начала 90-х (эпоха деления и распределения), когда произошел развал и дробление всей энергетики страны, эпоха второй половины 90-х (эпоха перераспределения) и дальнейшие эксперименты с энергетикой не могли не сказаться на уровне квалификации всего персонала РЗА. Развал и дробление крупных наладочных трестов, имеющих в своем составе мощные подразделения РЗА, способные решать любые задачи, привел к тому, что сейчас зачастую подрядчик, производящий наладку устройства РЗА, в первый раз видит его на объекте и, по сути, в короткое время должен проводить самообучение с непредсказуемым результатом. Еще хуже обстоит дело с эксплуатационным персоналом РЗА электросетевых предприятий. Такие эксперименты последних лет, как деление персонала на ТОиР и эксплуатацию, низкий уровень зарплат, попытки создания служб РЗА в новоиспеченных Центрах Управления Сетями при предприятиях Федеральной Сетевой Компании, привели к снижению престижа специальности релейщика, большой текучке кадров и, как результат, к резкому снижению квалификации и острому дефициту эксплуатационного персонала РЗА. В проектных институтах дела ненамного лучше. Основная масса проектной документации содержит не только логические ошибки, но и прямое нарушение действующей в энергетике нормативно-технической документации. Вот таким людям доверяют разработку, по сути, новых устройств РЗА. Теперь несколько слов о том, как строятся подстанции «нового поколения». Бум строительства последних лет на электросетевых предприятиях энергетики, заключающийся в безумных финансовых вливаниях без учета реальных возможностей персонала эксплуатирующих организаций и персонала служб РЗА Системного Оператора, на которых всегда возлагались функции контроля строительства. В то же время персонал служб РЗА Системно-

02 / Июнь 2011

го Оператора и эксплуатирующей организации были вынуждены совмещать функции контроля строительства со своими основными функциями, включая расчет уставок, ведение режимов сети, плановое техническое обслуживание, авральное проведение работ и т.д. В условиях жесточайшего дефицита времени все это приводит к вводу в эксплуатацию не подстанций нового поколения, а объектов, на которых потом приходится годами разгребать то, что сделано «побыстрому» подрядными организациями. Основная задача этих строек не качество, а бравурный отчет об очередном освоении денег. Исходя их вышесказанного, можно определить некоторые пути выхода из сложившейся ситуации. Во-первых, создание в подразделениях сетевых предприятий полноценных служб АСУ ТП с определением концепции развития систем автоматического управления объектом и интеграцией в вышестоящую систему. Во-вторых, немедленно поднимать престиж специальности релейщика. Без специалистов-релейщиков должного уровня ни о каких подстанциях «нового поколения» речи быть не может. В-третьих, сделать то, что нужно было делать еще в середине 90-х в отношении зарубежных производителей микропроцессорных терминалов РЗА: предъявить внятные и конкретные требования к поставляемой аппаратуре РЗА. Микропроцессорный терминал РЗА должен стать сертифицированной защитой, где гибкая логика выполнена только программными накладками и матрицами внешних сигналов, а не «конструктором Лего». В-четвертых, при принятии политических решений о сроках строительства новых объектов прислушиваться и учитывать мнение технических специалистов о возможности их реализации. Вот коротко субъективное мнение заинтересованного человека.

ПРАКТИКА

Авторы: В.М. Лопухов, В.А. Соколов, Филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана, г. Казань, Россия.

Релейная защита

Опыт внедрения системы мониторинга и сбора аварийной информации РЗА и ПА (СМРЗА) в Татарской энергосистеме

УДК 621.31

Аннотация: системный оператор Единой энергосистемы со всеми субъектами оперативно-диспетчерского управления имеет заключенные договора, в которых указаны необходимые условия функционирования системы диспетчерского управления. В их числе автоматическая передача в диспетчерские центры аварийной информации от устройств релейной защиты и автоматики (УРЗА) с объектов. Выполнить сбор и передачу аварийной информации от УРЗА объектов возможно с помощью системы мониторинга релейной защиты и автоматики (СМРЗА).

Ключевые слова: релейная защита и автоматика, РЗА, система мониторинга релейной защиты и автоматики, СМРЗА. В соответствии с Законом РФ «Об электроэнергетике» электроэнергетика в России разделена на сферы производства и распределения энергии, при этом сохранена единая система оперативно-диспетчерского управления. Системный оператор Единой энергосистемы со всеми субъектами оперативно-диспетчерского управления имеет заключенные договора, в которых указаны необходимые условия функционирования системы диспетчерского управления. В их числе автоматическая передача в диспетчерские центры аварийной информации от устройств релейной защиты и автоматики (УРЗА) с объектов. Эта задача новая для электроэнергетики, но она необходима для объективной и быстрой оценки аварийных ситуаций и принятия адекватных решений в части режима энергосистемы. На территории Республики Татарстан расположены 374 подстанции напряжением 35 кВ и выше, принадлежащие ОАО «Сетевая компания», 5 электростанций, принадлежащих ОАО «Генерирующая компания», 2 электростанции ТГК-16 и 3 электростанции других собственников. Из них 4 объекта 500 кВ и 17 объектов 220 кВ. В соответствии с требованиями «СО ЕЭС» по обмену информацией об аварийных событиях, необходимо выполнение комплекса работ по передаче с энергообъектов доаварийной, аварийной и послеаварийной информации от устройств РЗА и ПА. научно‑практическое издание

Назначением систем мониторинга и сбора аварийной информации от устройств РЗА и ПА (СМРЗА) является: •  с бор и регистрация в реальном масштабе времени информации об установившихся, аварийных и послеаварийных процессах; •  комплексная обработка текущей информации; •  архивирование и хранение информации; •  о бмен информацией с иными информационными системами объекта и системами более высокого иерархического уровня. Внедрение системы мониторинга и сбора аварийной информации от устройств РЗА и ПА являлось одним из условий подключения Татарской энергосистемы к НОРЭМ. По соглашению с «СО ЕЭС» ОАО «Татэнерго» должно было к 2008 году организовать информационный обмен между ОАО «Татэнерго» и ОАО «СО ЕЭС» в части автоматического формирования и передачи данных об аварийных событиях. С 2007 года в Татарской энергосистеме началось поэтапное внедрение СМРЗА энергообъектов с автоматической передачей данных по каналам связи в РДУ Татарстана. Первоочередными были определены объекты с напряжением 500 кВ: Заинская ГРЭС, Нижнекамская ГЭС, ПС Киндери, ПС Бугульма-500. В 2009 г. СМРЗА были внедрены на всех электростанциях ОАО «Генерирующая компания», на Уруссинской ГРЭС, Нижнекамских ТЭЦ-1 и 2, Казанской ТЭЦ-3 и 4-х подстанциях ОАО «Сетевая компания». К 2013 году намечено внедре41

ПРАКТИКА

Релейная защита

ние СМРЗА на всех объектах ЕНЭС. СМРЗА было решено выполнить на основе программно-технического комплекса ПТК «ЭКРА». Выбор ООО НПП «ЭКРА» в качестве исполнителя и поставщика оборудования был не случаен. В Татарской энергосистеме в настоящее время установлено большое количество терминалов защит и аварийных осциллографов этой фирмы, кроме того, НПП «ЭКРА» уже имело соответствующее технологическое оборудование и опыт внедрения подобной системы на ПС 110 кВ «Новокремлевская» в г. Казани. На первом этапе внедрения СМРЗА в 2007 г. на объектах 500 кВ Татэнерго ввиду отсутствия типовых решений по данной теме проектные работы проводились отделом проектирования НПП «ЭКРА». Перед ООО НПП «ЭКРА» была поставлена задача – получение информации не только от своих терминалов, но и от терминалов других производителей. В РДУ Татарстана был подготовлен список необходимых для регистрации и передачи аналоговых и дискретных сигналов, согласно которому к СМРЗА подключались ВЛ-110220-500 кВ, генераторы, трансформаторы и автотрансформаторы связи, трансформаторы собственных нужд электростанций, кроме того, в этот список были включены и присоединения собственных нужд, имеющие микропроцессорные терминалы. В рамках проекта было решено заменить устаревшие аварийные осциллографы разных производителей на осциллографы и регистраторы, имеющие современные интерфейсы. Пример реализации СМРЗА на ПС «Киндери» приведен на рис. 1. Следует отметить, что система мониторинга РЗА строится обособленно от других информационных и управляющих систем с возможностью информационной интеграции в эти системы с помощью стандартных программных средств (протоколов). Это позволяет достаточно быстро создать на действующих объектах современную систему мониторинга устройств 42

02 / Июнь 2011

Рис. 1. Структурная схема СМРЗА на ПС Киндери

РЗА и ПА разных поколений и производителей, обеспечив передачу исчерпывающей информации на все пользовательские уровни с перспективой её количественного и функционального наращивания. Ядром системы регистрации аварийных параметров на каждом объекте является программно-технический комплекс ПТК «ЭКРА» с программным обеспечением (ПО) «EKRA SCADA», на который возлагаются функции сбора, обработки и передачи информации. ПО «EKRA SCADA» имеет инструментальные средства, которые обеспечивают возможность изменения или коррекции (в допустимых пределах) состава технологического оборудования ПТК. При этом нет необходимости привлечения разработчиков или профессиональных программистов. Посредством функциональных подсистем «EKRA SCADA» обеспечивается получение, обработка, хранение, отображение и документирование информации, поступающей от

терминалов защит, регистраторов и противоаварийной автоматики. Регистрация сигналов присоединений, имеющих терминалы производства НПП «ЭКРА» не представляет сложности, как правило, затруднения возникают при подключении к СМРЗА устройств других производителей со своим ПО. В Татарской энергосистеме в сети 110-500 кВ эксплуатируются микропроцессорные устройства фирм НПП «ЭКРА» (РЗА и аварийные осциллографы), ИЦ «Бреслер» (регистраторы), ИК «Прософт-системы» (приемопередатчики «АВАНТ», аппаратура УПК-Ц, регистраторы, устройства ПА), на низком напряжении имеются микропроцессорные устройства компании «Шнейдер электрик» (Sepam-1000+), ЗАО «Радиус-автоматика» (Сириус), АББ (SPAC). В настоящее время решены вопросы совместимости ПТК с устройствами ИЦ «Бреслер», ИК «Прософт-системы», ЗАО «Радиус-автоматика», «Шнейдер электрик», прорабатывается подключение и других производителей.

ПРАКТИКА

Релейная защита

Лопухов Валентин Михайлович. Дата рождения: 01.11.1946 г. Окончил Московский энергетический институт (МЭИ) в 1971 г., кафедра «Электрические сети и системы». Начальник службы релейной защиты и автоматики

Рис. 2. Модель взаимодействия пользователя РДУ с СМРЗА

Филиала ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана.

Соколов Вячеслав Александрович. Дата рождения: 30.06.1963 г. Год окончания ВУЗа: 1986. Казанский филиал МЭИ, специальность – электрические станции. Начальник отдела технологического сопровождения и мониторинга службы релейной защиты и автоматики Филиала ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана.

Следует отметить, что программное обеспечение для получения необходимых данных в РДУ в целом отработано. Аварийные осциллограммы могут быть автоматически получены и просмотрены в своих фирменных оболочках. Регистраторы событий со всех терминалов просматриваются в единой оболочке. Разработана также единая оболочка для аварийных осциллограмм, в которой можно просматривать осциллограммы от разных производителей в формате Comtrade, однако ее использование неудобно из-за того, что теряется возможность фирменного сервиса, предусмотренного разработчиками. Проблемным фактором для СМРЗА являются существующие каналы связи с подстанциями. Если все электростанции Татарской энергосистемы имеют достаточно хорошие и надежные каналы связи, то связь с подстанциями, особенно отдаленными, является проблемой. РДУ Татарстана было принято решение не связывать внедрение СМРЗА на объектах с модернизацией каналов связи, разделить эти две задачи и выполнять их параллельно. В этом случае есть возможность быстрого внедрения СМРЗА на удаленных подстанциях при существующих каналах связи и по мере их реконструкции, будет улучшаться работа и системы мониторинга и сбора аварийной информации РЗА и ПА. После реформы электроэнергетики РДУ Татарстана пришлось работать с множеством собственников, добиваясь включения в их инвестиционные планы включения работ по внедрению СМРЗА. «Генерирующая компания» как правопреемник ОАО «Татэнерго» выполнила научно‑практическое издание

свои обязательства, включив работы по внедрению СМРЗА на всех электростанциях, Уруссинская ГРЭС и Энергостанция ОАО «Нижнекамскнефтехим» также согласились на внедрение данной системы. Гораздо труднее дается продвижение СМРЗА в РСК. Причины этого – меньшая по сравнению с генерацией финансовая база. Однако опыт использования СМРЗА в РСК показал ее эффективность и для них, поскольку в случаях аварийных отключений появилась возможность немедленного получения исчерпывающей информации об отключении без выезда специалиста на объект. С 2007 г. была проделана большая работа по внедрению систем мониторинга на объектах Татарской энергосистемы. Во взаимодействии с компаниями других производителей микропроцессорных устройств решены вопросы их адаптации к СМРЗА. Проведено обучение специалистов предприятий-собственников эксплуатации системы. Решены формальные вопросы по вводу СМРЗА в опытную и промышленную эксплуатацию. Развитие СМРЗА видится в совершенствовании ПО, наращивании функций по обработке текущей информации с терминалов, повышения гибкости системы и, в дальнейшем, построения на ее базе систем повышения надежности и информативности РЗА. В частности:   1) автоматическое определение места повреждения на ВЛ по двустороннему замеру;   2) автоматическое создание архива повреждений на оборудовании энергосистемы;   3) контроль датчиков тока и напряжения терминалов с сигнализацией их неисправности при превышении порога погрешности измерения;   4) построение трендов входных сигналов за определенный промежуток времени и их архивирование;   5) упреждающее выявление ошибок проектного, наладочного или расчетного характера по определенным признакам. Система постоянно совершенствуется и, конечно, необходимо выполнение ее регулярного обновления. Причем этот процесс должен быть достаточно просто реализуемым. Быстрое развитие информационных технологий неизбежно затронет СМРЗА, и она должна иметь возможность максимально адаптироваться к новым информационным технологиям. НПП «ЭКРА» должно постоянно развивать это направление своей деятельности, которое, на наш взгляд, будет все более и более востребованным. 43

ПРАКТИКА

Автоматика

Авторы: Е.Р. Горский, к.т.н. Н.В. Кокорин, к.т.н. А.А. Николаев,

Программно-технический комплекс теплотехнической части системы локального автоматического выделения электростанции на несбалансированную нагрузку (АВСНН-Т)

ОАО «Сибтехэнерго», г. Новосибирск. ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.

Аннотация: рассмотрен пример внедрения системы АВСНН-Т на примере Омской ТЭЦ-4 (г. Омск) ТГК-11. Дано описание программно-технического комплекса и приведены основные принципы работы. Ключевые слова: выделение станции, несбалансированная нагрузка, станция с поперечными связями, автоматическая система управления. Назначение Система АВСНН-Т предназначена для сохранения живучести станции с поперечными связями по пару и предотвращения ее «посадки на ноль» в случае выделения из энергосистемы на несбалансированную нагрузку. При этом задача системы – не допустить повышения давления в главном паропроводе до уставок срабатывания защит. Для этого система осуществляет: •  работу с котельным оборудованием, направленную на выбор котлоагрегатов (КА), которые должны остаться в работе с новыми нагрузками в аварийной ситуации, и гашение остальных;

•  групповое управление оставшимися в работе КА; •  управление работой импульсных предохранительных клапанов (ИПК) останавливаемых КА; •  управление работой специальной быстродействующей редукционно-охладительной установки (БРОУ АВСНН). Идеологом и разработчиком системы является компания ОАО «Сибтехэнерго», которой были спроектированы системы АВСНН-Т для нескольких электростанций Омской энергосистемы и Кузбасса. При этом в основу был положен универсальный алгоритм работы такой системы, позволяющий применить его практически к любой электростанции с поперечными связями.

Рис. 1. Схема включения основного оборудования на Омской ТЭЦ-4

02 / Июнь 2011

ПРАКТИКА

Автоматика

Горский Евгений Романович. Дата рождения: 01.11.1939 г. Окончил в 1962 году Томский политехнический институт по специальности инженер-теплоэнергетик и в 1972 г. – Новосибирский электротехнический институт по специальности инженер-математик. Начальник цеха АСУ ТП «ОАО Сибтехэнерго».

Рис. 2. Структурная схема ПТК АВСНН-Т

Опыт внедрения Реализация одного из проектов была произведена на Омской ТЭЦ-4 (г. Омск, ТГК-11) компанией ОАО «Сибтехэнерго» совместно с НПП «ЭКРА». В конце 2010 г. система была сдана в эксплуатацию. Омская ТЭЦ-4 обеспечивает энергоснабжение крупных промышленных предприятий нефтехимического комплекса, жилищнокоммунального сектора города и имеет следующие характеристики [2]: •  год ввода станции в эксплуатацию – 1965; •  установленная мощность: 535 МВт; •  тепловая мощность: 1 500 Гкал/ч; •  топливо: каменный уголь, природный газ. Станция имеет 9 КА (из них 4 оснащены современными системами автоматического регулирования) и 5 турбоагрегатов. Информационный обмен программно-технического комплекса (ПТК) со смежными ПТК КА и ПТК БРОУ АВСНН осуществляется по цифровым каналам связи, а с остальным оборудованием – унифицированными аналоговыми и дискретными сигналами. Схема включения основного оборудования станции приведена на рис. 1. научно‑практическое издание

Описание ПТК Комплекс АВСНН-Т состоит из двух шкафов, имеющих одинаковое функциональное назначение, реализующих одинаковый технологический алгоритм и работающих в режиме полного дублирования. Структурная схема ПТК приведена на рис. 2. В исходном состоянии один из шкафов является «Основным», а другой – «Резервным». «Основной» шкаф ведет обмен со смежными ПТК и предоставляет полученные данные «Резервному» шкафу для возможности безударного переключения управления в случае необходимости. Обмен информацией между шкафами происходит по сети Ethernet. Повышение надежности и непрерывности функционирования комплекса обеспечивается автоматической передачей управления на «Резервный» шкаф в случае возникновения неисправности в «Основном» шкафу. Также возможно полное выведение из работы одного из шкафов для проведения технического обслуживания без потери работоспособности системы. В системе управления применен процес45

ПРАКТИКА

Кокорин Николай Валерьевич. Дата рождения: 08.11.1982 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2004 году по специальности инженер. Защитил диссертацию на тему «Исследование и разработка преобразователя частоты матричного типа для электроприводов переменного тока» там же в 2010 году. К.т.н., инженер группы промышленной ав-

Автоматика сорный модуль ILC 170 ETH 2TX серии Inline с Ethernet-интерфейсом. Ввод/вывод сигналов осуществляется модулями дискретного вывода IB IL 24 DO 32/HD-PAC (2 шт.), дискретного ввода IB IL 24 DI 32/HD-PAC (1 шт.) и аналогового ввода IB IL AI 4/EF-PAC (9 шт.). Связь со смежными программно-техническими комплексами осуществляется по протоколу Modbus RTU и выполнена с помощью модулей IB IL RS 485/422-(PRO)-PAC (5 шт.). Дополнительно для питания модулей применен модуль питания IB IL 24 PWR IN/R-PAC (1 шт.). Управление работой ПЛК, отображение и ввод информации осуществляется с панели оператора TP 10T (сенсорная панель с графическим TFT-дисплеем 10,4"). Разработка программного обеспечения ПЛК выполнено на языках МЭК 61131-3 в среде PCWorX, а проекта визуализации – в среде Visu+. Питание ПЛК и панели оператора осуществляется источником питания QUINT-PS/1AC/24DC/5, преобразование уровней сигналов входных приемных и выходных цепей управления – промежуточными реле PLC-RSC-230UC/1AU/SEN и PLC-RSC- 24DC/21 соответственно. В шкафу применены клеммники Phoenix Contact (различного типа) пружинной конструкции. Подключение подводящих проводов вы-

полняется на клеммники, снабженные ножевыми размыкателями, используемыми при выводе шкафа из работы, например, для проведения технического обслуживания. Клеммы приема аналоговых сигналов дополнительно снабжены стабилитронами для обеспечения неразрывности токовой цепи при их размыкании (для проведения ПНР или плановых проверок). Интерфейс панели оператора На передней двери шкафа АВСНН-Т установлена сенсорная графическая панель оператора. Вся отображаемая информация организована в виде окон мнемосхем, задания настроек, контроля и диагностики, а также просмотра сообщений и отображения графиков (рис. 3). Это позволяет обеспечить возможность автономной эксплуатации системы без жесткой привязки к функционированию АРМ оператора. SCADA-система АРМ оператора Кроме панели оператора ПТК также имеет верхний уровень управления – общее для АВСНН-Э и АВСНН-Т автоматизированное рабочее место оператора (АРМ). Управление, контроль и диагностика осуществляются в системе OpenSCADA, представляющей собой открытую SCADA-систему, обладающей всей основной функциональностью, присущей SCADA-системам

томатики отдела АСУ НПП «ЭКРА».

Рис. 3. Примеры мнемосхем и диалоговых окон панели оператора шкафа АВСНН-Т

02 / Июнь 2011

ПРАКТИКА

Автоматика

Николаев Алексей Анатольевич. Дата рождения: 04.09.1982 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2003 году по специальности бакалавр техники и технологии, в 2005 г. – по специальности магистр техники и технологии,

Рис. 4. Пример мнемосхем SCADA-системы АРМ оператора АВСНН

защитил диссертацию на тему «Исследование и разработка последовательного резонансного инвертора, нагруженного на магнитострикционный преобразователь» там же в 2010 году. К.т.н., руководитель группы промышленной автоматики отдела АСУ НПП «ЭКРА».

ведущих мировых производителей и построенную по принципам модульности, многоплатформенности и масштабируемости. Работает система под управлением ОС Linux. Пример мнемосхем и окон управления SCADA-системы приведен на рис. 4. В ПТК SCADA-система решает следующий ряд задач: •  обмен данными с электротехнической и теплотехнической частями АВСНН; •  отображение информации на АРМ оператора станции в удобной и понятной для человека форме; •  ведение архивов сообщений, измеряемых и вычисляемых величин, а также другой технологической информации; •  аварийная и предупредительная сигнализация; •  подготовка отчетов о ходе технологических процессов. Заключение Внедрение АВСНН-Т на станциях с поперечными связями увеличивает живучесть оборудования, сводит к минимуму экологические риски, а также предотвращает потерю собственных нужд и полный останов станции в случае возникновения системных аварий с сети. Это позволяет избежать как прямых финансовых потерь, связанных с недопоставкой тепловой и электроэнергии, так и вызванных остановкой основных тупиковых потребителей вырабатываемой энергии – предприятий нефтехимической промышленности, имеющих непрерывный цикл производства. научно‑практическое издание

О компаниях ОАО «Сибтехэнерго» – одна из ведущих компаний на рынке инжиниринговых услуг для предприятий электроэнергетической отрасли, работает в этой области более 50 лет. Спектр работы специалистов компании включает пуско-наладочные работы по электроэнергетическому оборудованию, работы по организации эксплуатации объектов энергетики, работы по регламентному обследованию оборудования электрических станций, инновационные разработки, проектные работы, работы по строительству «под ключ» объектов энергетики, а также разработки перспективных программ развития предприятий энергетики. ООО НПП «ЭКРА» – научно-производственное предприятие, с 1991 года осуществляющее разработку, производство, проектирование и внедрение современных устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), низковольтных комплектных устройств (НКУ), систем плавного пуска электродвигателей и автоматизированных систем управления. Литература: 1. Автоматическая система выделения ТЭЦ на несбалансированную нагрузку при аварийном снижении частоты в энергосистеме [Электронный ресурс]: ОАО Сибтехэнерго.- Электрон. дан. [2011-]. - Режим доступа: http://forum.academpark.com/about.html.- Загл. с экрана. 2. Омская ТЭЦ-4 [Электронный ресурс]: Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ СИБИРИ.- Электрон. дан. [2011-].- Режим доступа: http://www. so-ups.ru/index.php?id=1387.- Загл. с экрана. 3. Результаты конкурса «Лучший проект 2010»[Электронный ресурс]: ООО «Феникс Контакт РУС».- Электрон. дан. [2011-].- Режим доступа: http://www.phoenixcontact.ru/news/478_64122. htm.- Загл. с экрана.

ПРАКТИКА

Автоматика

Авторы: к.т.н. В.А. Наумов, Р.В. Разумов, А.А. Петров,

Основные аспекты управления шунтирующими реакторами в шкафах противоаварийной автоматики серии ШЭЭ22Х производства ООО НПП «ЭКРА»

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.

Аннотация: рассмотрен способ безопасного управления шунтирующими реакторами от действиия устройств ПА для повышения устойчивости межсистемных связей.

Ключевые слова: противоаварийная автоматика, устойчивость, шунтирующие реакторы, шкафы серии ШЭЭ22Х.

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

Рис. 1. Схема замещения линии

02 / Июнь 2011

Обеспечение устойчивой работы энергосистем и энергообъединений при возникновении перенапряжений на линиях сверхвысокого напряжения 330 кВ и выше требует применения специальных устройств противоаварийной автоматики с реализацией в них функций не просто контроля фактов повышения напряжения, но и с реализацией функций управления по компенсации реактивной мощности для оптимизации уровней напряжений [1, 3, 5, 7, 8]. Так, к примеру, при одностороннем отключении (работа линии «на холостом ходу») генерируемая линией реактивная мощность может вызвать значительное перенапряжение как на разомкнутом конце линии, так и на шинах самой подстанции. Величина повышения напряжения напрямую зависит от эквивалентного индуктивного сопротивления системы ХСИСТ, а также параметров линии. Так, чем сопротивление ХСИСТ больше, тем меньше мощность этой системы и тем перенапряжение на линии будет выше при ее одностороннем отключении. Эквивалентные параметры индуктивного и емкостного сопротивлений линии XL и XC зависят от длины линии. Тем самым, чем более протя-

женная линия, тем больше XL и тем меньше XC. Это означает, что чем протяженнее линия, тем большее перенапряжение вызывает ее работа на холостом ходу с отключенного конца, а также на шинах подстанции. Именно этим и обусловлено возможное применение устройств АОПН и на линиях 220 кВ большой протяженности [4, 6]. Опасность перенапряжений, описанных выше, обусловлена негативным их влиянием на оборудование, преждевременным старением изоляции и, как следствие, более ранним выходом его из строя. Для обеспечения минимального влияния перенапряжений и обеспечения работы энергосистемы с требуемым запасом устойчивости применяются устройства противоаварийного управления, а именно: автоматика ограничения повышения напряжения (далее АОПН), а также автоматика управления шунтирующим реактором (далее АУР) в местах, где эти реакторы установлены. Применение шунтирующих реакторов и управление ими от средств противоаварийной автоматики позволяет устранить негативное влияние емкостного сопротивления линии, что в целом повышает устойчивость энергообъединений и системных связей. Управляющие воздействия при выявлении фактов повышения напряжения направлены, во-первых, на включение шунтирующих реакторов с целью компенсации перенапряжения, во-вторых, на отключение именно той линии, на которой возникли факторы, вызвавшие повышение напряжения (для чего в устройстве АОПН реализован не просто контроль рабо-

ПРАКТИКА

Автоматика

ты линии на холостом ходу, но и контроль стока реактивной мощности), и, в-третьих, на отключение смежных присоединений (линий, трансформаторной связи), когда действие первых двух управляющих воздействий было неэффективно. Отключение смежных присоединений выполняется от действия функции УРОВ АОПН, которая так же, как АОПН и АУР, реализуются в одном устройстве. Управление шунтирующими реакторами обеспечивается от двухступенчатой АОПН. В случае если на объекте управления (подстанции, станции) шунтирующие реакторы отсутствуют, то чаще всего требуется лишь одна ступень АОПН (вторая может быть выведена). Согласно допустимым уровням перенапряжений, уставки срабатывания первой ступени АОПН выбираются в диапазоне (1.1÷1.25)•Uном , и действие осуществляется с выдержкой времени, уставки срабатывания второй ступени – (1.25÷1.40)•U ном . От места своей установки шунти-

Рис. 2. Схема шунтирующего реактора с искровым промежутком

рующие реакторы делятся на линейные и шинные. Часто применяются специальные реакторы с безынерционным автоматическим включением через искровой промежуток (схема приведе-

на на рис. 2). Конструктивно искровой промежуток «ИП» устанавливается параллельно отделителю «От» выключателя Вр, который стоит в разомкнутом положении при отключенном выключателе. В случае возникновения перенапряжения искровой промежуток пробивается, от чего происходит безынерционное включение шунтирующего реактора через электрическую дугу на электродах искрового промежутка «ИП». При появлении тока выше заданной уставки через трансформатор тока ТТ-Вр и фиксации отключенного положения выключателя Вр автоматика АУР производит выдачу управляющего воздействия на включение выключателя реактора. Включением выключателя замыкается контакт отделителя «От» и тем самым шунтируется искровой промежуток. Дуга на электродах искрового промежутка гаснет, и реактор остается включенным через выключатель Вр. При срабатывании релейной защиты реактора и получении соответствующего сигнала функция АУР выдает управляющее воздействие на отключение выключателя реактора и через выдержку времени с контролем тока через ТТ-Вр осуществляет отключение разъединителя реактора ШнР, после чего все управляющие воздействия на управление реактором блокируются до момента ручной деблокировки алгоритма [7, 8, 9]. Отключение выключателя реактора производится при снижении напряжения до допустимого нормального уровня, когда компенсация реактивной составляющей уже не требуется. Отключение осуществляется от действия АОСН, реализованного в устройстве АУР. Команды на управление реактором, а именно его включение и отключение, осуществляются при получении соответствующих сигналов от устройств приемопередатчиков УПАСК, получаемых с противоположного конца линии. В случае выхода из строя каналов связи с прилегающих подстанций алгоритмом предусмотрено ручное дублирование команд управления шунтирующими реакторами.

научно‑практическое издание

Изложенный принцип компенсации емкостного сопротивления линии с целью повышения устойчивости сетей сверхвысокого напряжения классов 330-750 кВ [2, 4, 6] реализован в типовых шкафах линейной противоаварийной автоматики ШЭЭ223-0301 – для первичной схемы с линейным шунтирующим реактором (рис. 3), и ШЭЭ223-0401 – для первичной схемы с шинными шунтирующими реакторами (рис. 4). Выбор шунтирующего реактора с искровым промежутком либо без него в шкафах автоматики выполняется программно. Шкаф линейной противоаварийной автоматики ШЭЭ223-0301 (для первичной схемы рис. 3) реализует в себе функции основного и резервного АЛАР (основной работает по принципу моделирования угла между напряжением своей стороны и противоположной стороны линии, в качестве резервного применяется токовый АЛАР), автоматики ограничения повышения напряжения (АОПН), устройства резервирования при отказе выключателя от действия АОПН (УРОВ АОПН), разгруз-

Рис. 3. Электрическая схема линии с линейным шунтирующим реактором (первичная схема для шкафа ШЭЭ223-0301)

ПРАКТИКА

Автоматика

Разумов Роман Вадимович.

ки при перегрузке по мощности и току (АРПМ и АРПТ), фиксации отключения и включения линии (ФОЛ), автоматики управления линейным шунтирующим реактором (АУЛР). Шкаф линейной противоаварийной автоматики ШЭЭ223-0401 (для первичной схемы рис. 4) реализует в себе функции основного и резервного АЛАР (основной работает по принципу моделирования угла между напряжением своей стороны и противоположной стороны линии, в качестве резервного применяется токовый АЛАР), автоматики ограничения повышения напряжения (АОПН), устройства резервирования при отказе выключателя от действия АОПН (УРОВ АОПН), разгрузки при перегрузке по мощности и току (АРПМ и АРПТ),

Дата рождения: 14.01.1986 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2008 г. Специалист по противоаварийной автоматике ООО НПП «ЭКРА».

ление реактором блокируются при получении команды о срабатывании релейной защиты реактора.

Выводы:

1) Изложенные принципы компенсации емкостного сопротивления линии позволяют повысить устойчивость межсистемных связей и линий сверхвысокого напряжения, а также предотвратить преждевременное старение изоляции оборудования. 2) Рассмотренные принципы управления шинными и линейными шунтирующими реакторами позволяют реализовать безопасное управление шунтирующими реакторами от действия функций противоаварийной автоматики.

Литература: 1. Иофьев Б.И. Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. М.: Энергия, 1974 г. 2. Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части Единой энергетической системы России. М.: СО-ЦДУ ЕЭС, 2006 г. 3. Стернинсон Л.Д. Переходные процессы при регулировании частоты и мощности в энергосистемах. М.: Энергия, 1975 г. 4. 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

Петров Алексей

№57. М., 2008 г.

Александрович.

5. Беркович А.М. Основы автоматики энергосистем. – М.

Дата рождения: 30.06.1988 г.

Энергоатомиздат, 1981 г.

Магистрант II курса Электроэнергетического

Рис. 4. Электрическая схема линии с шинными шунти-

факультета Чувашского

рующими реакторами (первичная схема для шкафа

государственного универ-

ШЭЭ223-0401)

систета им. И.Н. Ульянова. Инженер ООО НПП «ЭКРА».

02 / Июнь 2011

6. Автоматическое противоаварийное управление режимами

энергосистем.

Противоаварийная

автомати-

ка энергосистем. Условия организации процесса. Условия создания объекта. Нормы и требования (СТО 59012820.29.240-008-2008). М.: СО ЕЭС, 2008 г.

фиксации отключения и включения линии (ФОЛ), автоматики управления шинными шунтирующими реакторами (АУШР). Изложенные принципы управления шунтирующими реакторами реализованы на базе шкафов противоаварийной автоматики серии ШЭЭ22Х. Автоматика управления реактором обеспечивает включение и отключение выключателя реактора от действий противоаварийных функций своего конца линии, а также противоположного, получаемые от приемо-передатчиков. Действия на управ-

7. Брянцев А., Брянцев М., Дягилева С., Карымов Р., Маклецова Е., Негрышев А. Высоковольтные реверсивные источники реактивной мощности на базе управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов, журнал Энергетика, №4, ноябрь 2010 г. 8. Долгополов А.Г. Особенности релейной защиты управляемых шунтирующих реакторов различных конструкций., Электрические станции, №4, 2009 г. 9. Руководство по эксплуатации на шкаф защиты шунтирующего реактора напряжением 330-750 кВ типа ШЭ2710 541. ЭКРА.6564453.046 РЭ

ПРАКТИКА Авторы: К.И. Апросин, инженер отдела РЗА;

Ю.В. Иванов,

Автоматика

Фиксация переключения на обходной выключатель по токам

ведущий инженер-программист отдела РЗА;

О.С. Бородин, начальник отдела РЗА; ООО « Прософт-Системы».

Аннотация: в статье описан метод фиксации состояния разъединителей цифровым устройством РЗА по измеренным токам. Описываемый метод применим для схем с обходной системой шин. Рассмотрены преимущества и недостатки метода.

Ключевые слова: релейная защита и автоматика, РЗА, система мониторинга релейной защиты и автоматики, СМРЗА.

Апросин Константин Игоревич – инженер отдела РЗА компании ООО « Прософт-Системы».

Автоматизация процесса оперативных переключений является одним из путей повышения надежности функционирования электрических сетей. Большая часть ошибок в оперативных переключениях связана с человеческим фактором. При переключениях необходимо производить большое количество операций, связанных с изменением режима работы устройств РЗА. Большая часть операций в бланке переключений связана именно с перестройкой схем РЗА. Для автоматической перестройки устройств РЗА при оперативных переключениях необходимо, чтобы устройство однозначно фиксировало состояние первичной схемы. В настоящее время топология присоединения определяется по состоянию контактов выключателей и разъединителей. Наиболее ненадежный сигнал – состояние разъединителей, снимаемое с их блок-контактов. В схемах с пофазным управлением это компенсируется наличием 3-х сигналов. В схемах с трехфазным управлением однозначно определить состояние разъединителя по блок-контактам невозможно.

Рис. 1. Токи при переводе на ОВ

научно‑практическое издание

Особо остро эта проблема стоит в схемах с обходным выключателем, требующих большого числа операций при переводе присоединения на обходной выключатель. Из вышесказанного вытекает необходимость изменения принципа фиксации состояния присоединения для схем с обходным выключателем. Современные устройства РЗА могут одновременно измерять токи нескольких выключателей, поэтому для фиксации перевода на обходной выключатель можно использовать замеры токов выключателя данного присоединения и обходного выключателя. Присоединение считается включенным через свой выключатель, если по этому выключателю протекают токи, отличные от ноля (выше минимального тока, измеряемого устройством РЗА). Перевод на обходной выключатель фиксируется по факту деления предшествующего тока на две равные части, которые протекают по своему и обходному выключателю (рис. 1). Речь идет о векторах фазных токов, т.е. вектор исходного тока фазы должен быть равен сумме токов фаз своего и обходного выключателей после включения обходного выключателя. После отключения своего выключателя присоединение можно считать включенным через обходной выключатель, с этого момента все защиты данного присоединения должны работать на отключение обходного выключателя, автоматика должна фиксировать отключенное состояние присоединения при отключении обходного выключателя. Такая схема надежно работает при переключениях под нагрузкой. При переключениях присоединения без токов необходимо вручную обозначить выключатель, через который происходит включение. Включение присоединения через свой выключатель можно зафиксировать по появлению 51

ПРАКТИКА

Автоматика

тока в любой из фаз. Надежность такого метода обеспечивается за счет низких сопротивлений токовых цепей – вероятность появления замера тока при отсутствии первичного тока крайне мала. Однако такое решение накладывает ограничение на операции с токовыми цепями при выводе в ремонт ячейки, а именно – в токовых цепях выведенного в ремонт выключателя не должно быть токов (в противном случае устройство РЗА, работающее с токами обходного выключателя, может ложно переключиться на токи своего выключателя). Для обеспечения этого условия достаточно запретить подавать токи в те цепи, к которым присоединены устройства РЗА, работающие с обходным выключателем. Второй вариант – отключать токовые входы устройства РЗА выведенного присоединения от цепей тока измерительного трансформатора на время проведения наладочных работ. Здесь нужно отметить, что при проведении наладочных работ испытательные токи обычно подаются на устройства РЗА через испытательные блоки либо непосредственно на клеммы измерительного трансформатора, т.е. ток в устройствах РЗА отсутствует и при наладочных работах на выведенном в ремонт выключателе. Включение присоединения через обходной выключатель при отключенном выключателе присоединения можно зафиксировать только вручную, так как устройство РЗА, измеряющее токи своего и обходного выключателей, не сможет определить, какое из присоединений (свое или чужое) включается через обходной выключатель. Поэтому оперативный персонал должен будет фиксировать подключение присоединения через обходной выключатель при помощи 52

02 / Июнь 2011

кнопки или ключа. Кроме того, в любом случае должна оставаться возможность ручного переключения на свой выключатель – на случай нештатной ситуации. Поэтому устройство РЗА, обеспечивающее автоматическое переключение между выключателями, должно иметь ключ «свой/обходной», а также индикацию текущего состояния («подключено через свой выключатель», «подключено через обходной выключатель»). Существует еще одна проблема при фиксации перехода на обходной выключатель по токам. При отключении присоединения, работающего через обходной выключатель, невозможно однозначно зафиксировать включение

того же присоединения. По появившимся сигналам тока невозможно идентифицировать включившееся присоединение. Поэтому через некоторое время после исчезновения токов необходимо принудительно переводить алгоритм в состояние «включено через свой выключатель». Это время должно быть больше времени автоматического и ручного повторного включения и меньше времени оперативного переключения другого присоединения на обходной выключатель. При этом оперативный персонал должен видеть, через какой выключатель работает шкаф любого из присоединений. Второй вариант фиксации включения другого

ПРАКТИКА

Автоматика

присоединения через обходной выключатель заключается в использовании цифрового канала связи между шкафами и не требует введения дополнительной выдержки времени. В этом случае шкаф РЗА, зафиксировавший включение через обходной выключатель (по делению тока своего присоединения), должен передать по компьютерной сети соответствующий сигнал с помощью протокола GOOSE-сообщений стандарта МЭК 61850. При получении такого сигнала шкафы РЗА других присоединений переходят в состояние «включено через свой выключатель». Описанный алгоритм был реализован на базе шкафа МКПА производ-

ства ООО «Прософт-Системы». Цифровая часть этого устройства позволяет использование произвольных алгоритмов при условии наличия в шкафу требуемых замеров и дискретных сигналов. Шкаф может измерять до 32-х аналоговых сигналов (алгоритм требует замеров 6-ти токов), а также способен обмениваться данными по протоколу GOOSE-сообщений стандарта МЭК 61850. Логика алгоритма написана на языке FBD (изображено на рис. 2, среда разработки SoftConstructor). Алгоритм получает на входе фазные токи своего и обходного выключателей, дискретные сигналы с двух положений ключа и выдает длительный дискретный сигнал

«подключение через обходной выключатель». Выходной сигнал алгоритма может быть использован другими функциями релейной защиты и автоматики как внутри шкафа, так и в других шкафах РЗА (в этом случае он выдается на выходные реле шкафа МКПА). Предложенная схема фиксации очень удобна для проведения переключений присоединения с одной системы шин на другую, хорошо работает при кратковременной замене своего выключателя обходным. Однако практическое применение данной схемы подразумевает связь всех устройств РЗА распредустройства по компьютерной сети с использованием стандарта МЭК 61850. Литература: 1. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф., Околович М.Н. Электрическая часть станций и подстанций Энергоатомиздат, 1988, 576 с. 2. Электротехнический справочник. Том 3. Производство, передача и распределение электрической энергии. 8-е изд., МЭИ, 2002, 964 с. 3. Микропроцессорный комплекс противоаварийной автоматики МКПА-2. Руководство по эксплуатации. ПБКМ.421445.023 РЭ, Екатеринбург, 2007.

Рис. 2. Алгоритм на FBD

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

АСУ ТП

Авторы: к.т.н. Т.Г. Горелик, д.т.н. Ю.А. Асанбаев,

К вопросу гармонизации CIM-модели энергосистемы и SCL описания подстанции

ОАО «НИИПТ»

О.В. Кириенко, ООО «ЭнергопромАвтоматизация», г. Санкт-Петербург

Аннотация: оптимизация интеграции всей разнородной информации о нормальных и аварийных режимах энергообъекта и энергообъединения в единый информационный комплекс начала быстро развиваться после разработки специальных стандартов МЭК. Для управления сетями, эффективного ведения режима и управления оборудованием в диспетчерских центрах должна присутствовать точная и однозначная информационная модель энергосистемы – CIM-модель, созданная в соответствии со стандартом МЭК 61970. Идеальным источником информации о подстанции для CIM-модели энергосистемы является SCL-файл описания подстанции – в соответствии со стандартом МЭК 61850. Гармонизация стандартов МЭК 61850 и МЭК 61970 и создание единой обобщенной модели является очень важной с точки зрения технологий Smart Grid и Цифровой подстанции. В статье приведено сравнение стандартов, отмечены как общие элементы в CIM и SCL моделях, так и их различия. Предложены способы гармонизации стандартов и рассмотрены варианты применения единой обобщенной модели.

Ключевые слова: цифровая подстанция, CIM-модель энергосистемы, SCL описания подстанции, гармонизация стандартов.

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

02 / Июнь 2011

В связи с развитием систем автоматизации в энергетике резко возрос интерес к технологиям цифровой подстанции. В проектах цифровой подстанции особое внимание уделяется полевым устройствам и устройствам уровня присоединения. Меньше внимания уделяется описанию модели подстанции. Современная цифровая подстанция функционирует в энергосистеме в единой технологической и информационной среде. Для управления сетями, эффективного ведения режима и управления оборудованием в диспетчерских центрах должна присутствовать точная и однозначная модель энергосистемы, включающая модели всех подстанций. Для этого создается общая информационная модель энергосистемы (CIM-модель). Идеальным источником информации о подстанции для CIM-модели энергосистемы является SCL-файл описания подстанции, включающий в себя однолинейную схему. Ввиду большого количества общих элементов между CIM-моделью и SCL-файлами целесообразно разработать методы и инструменты для обмена данными между этими двумя структурами. Фактически введение обмена данными между этими двумя стандартами (гармонизация) и создание единой обобщенной модели является основой информационной совместимости между всеми технологиями SmartGrid [1].

Общие элементы в CIM и SCL моделях Описания подстанции в SCL и CIM по структуре совпадают и содержат следующие основные элементы: Наименование

CIM (пакет Core)

SCL

Подстанция

Substation

tSubstation

Уровень напряжения

VoltageLevel

tVoltageLevel

Присоединение

Bay

tBay

В SCL и CIM также совпадает способ описания топологии электрической схемы. Это описание базируется на использовании понятий «Узла соединения» (Connectivity Node) и «Точки подключения» на силовом оборудовании (Terminal). Силовое токоведущее оборудование (ConductingEquipent) имеет одну или несколько точек подключения, которые соединяются с узлом, и таким образом устанавливаются связи между элементами схемы (рис. 1). Несмотря на наличие общих элементов в CIM и SCL, изначально эти модели ориентировались на разное применение. Из различий в назначениях этих двух моделей возникают все остальные различия, из-за которых CIM-модель не может полностью заменить SCL, а SCL не может заменить CIM. CIM-модель создавалась как универсальный спо-

ПРАКТИКА

АСУ ТП

соб описания энергосистем, который можно использовать в различных EMS-, DMS-приложениях. В число таких приложений входят: расчет режима, оценивание состояния, мониторинг силового оборудования и др. Перед разработчиками CIM-модели стояла задача разработать достаточно универсальный способ описания схемы замещения электрической сети, которое позволяет использовать это описание в различных разнородных приложениях. Разработчики SCL решали другую задачу – создать универсальный формат для описания информационных связей на подстанции. Основное внимание здесь было уделено модели данных в устройствах: логические узлы, типы данных и др. Однолинейная схема в SCL позволяет связывать логические функции в микропроцессорных устройствах с элементами силовой схемы, с которыми эти микропроцессорные устройства взаимодействуют. Поскольку все приложения расчета режима оперируют узлами и связями и CIM-модель должна удовлетворять требованиям этих приложений, она ориентирована на описание графов сети. С другой стороны, SCL изначально ориентировалась на подстанционное применение, где структуру можно выразить в виде иерархии, состоящей из фиксированного набора уровней (распределительных устройств, присоединений и силового оборудования).

Рис. 1. Описание электрических соединений в CIM и SCL

В силу этого SCL-файлы имеют достаточно строгую иерархическую структуру. Для описания модели энергосистемы в CIM используется RDF (Resource Description Framework) [2]. Использование RDF в CIM вызвано необходимостью удобно представлять графы. Структура RDF записи (утверждения) имеет вид «субъект – предикат – объект». Например, активное сопротивление обмотки трансформатора, равное 0,39 Ом, может быть записано как субъект – обмотка трансформатора (TransformerWinding), предикат – активное сопротивление (TransformerWinding.r), объект – значение 0,39 Ом. Если в качестве объекта используется не конкретное значение (число), а ссылка на другой объект (ресурс), то фактически образуется ветвь графа, связывающая два ресурса. Например, обмотка трансформатора X (TransformerWinding) относится (TransformerWinding.MemberOf_ PowerTransformer) к трансформатору Y, где X и Y являются идентификаторами ресурсов. Таким образом, с использованием уникальных идентификаторов устанавливаются связи между ресурсами. В SCL для описания подстанции используется XML-формат (древовидная структура). В нем также имеется система идентификации (с помощью атрибута name – технологическое имя). Отличием от CIM является то, что технологическое имя должно быть уникальным в рамках своего уровня иерархии. Например, каждое присоединение в рамках одного уровня напряжения должно иметь уникальное технологическое наименование. Но на разных распределительных устройствах два присоединения могут иметь одно имя. Для того, чтобы соединить точку подключения (Terminal) в одном присоединении c узлом (ConnectivityNode) в другом присоединении, у объекта Terminal есть несколько атрибутов: имя подстанции (substationName), имя распределительного устройства (voltageLevelName), имя присоединения (bayName), имя узла соединения (cNodeName). Только совокупность всех этих параметров образует уникальный идентификатор в рамках SCL-файла. SCL-файлы включа-

научно‑практическое издание

ют в себя также подробное описание микропроцессорных устройств, способов передачи данных (на верхний уровень и между устройствами) и команд управления. CIM-модель ограничивается лишь описанием отдельных точек измерения и телеуправления без указания семантики (т.е. физического смысла) этих точек. Кроме того, CIM-модель содержит подробное описание электрических параметров схемы замещения. В SCL такое описание полностью отсутствует. Варианты использования Гармонизация стандартов МЭК 61850 и МЭК 61970 является достаточно важной задачей с точки зрения увязки информации о конфигурации сети и исключения излишнего дублирования. Не менее важной задачей при разработке обобщенной модели является рассмотрение возможных вариантов ее применения. В [4] были предложены возможные варианты использования обобщенной модели для решения некоторых практических (прикладных) задач. Первый вариант использования – формирование CIM-модели энергосистемы на базе SCL-файлов. В этом случае при включении подстанции в единую информационную модель энергосистемы необходимо преобразовать SCD (файл конфигурации подстанции) в CIM-модель и сформированную модель включить в состав модели энергосистемы. Для этого получившаяся из SCLфайла модель должна быть дополнена недостающими параметрами (в том числе параметрами схемы замещения). Второй вариант использования – проверка корректности настройки защит на подстанциях (в том числе перекрытие зон действия защит, резервирования и т.д.). Для этого на основании обобщенной модели инженер службы релейной защиты может выяснить, какие защиты установлены по концам заданной линии электропередачи (по привязке логических узлов из SCL-файлов). С помощью подсистемы передачи неоперативной технологической информации уставки защит могут быть считаны и отображены на его рабочем месте (АРМ). Используя электрические пара55

ПРАКТИКА

Асанбаев Юрий Алексеевич. Дата рождения: 15.08.1930 г. В 1955 году окончил Ленинградский электротехнический институт им. В.И. Ульянова (Ленина). В 1968 году защитил кандидатскую диссертацию по теме «Система регулирования уран-графитового реактора с газовым охлаждением». С 1979 года – Старший научный сотрудник (ВАК). В 2003 году защитил докторскую диссертацию по теме «Исследование периодических энергетических процессов в электрических системах». Главный научный сотрудник ОАО «НИИПТ».

Кириенко Олег Владимирович. Дата рождения: 8.06.1986 г. В 2009 году защитил магистерскую диссертацию в Санкт-Петербургском государственном политехническом университете (СПбГПУ) по специальности «Электрические Сети и Системы». С 2009 года - аспирант ОАО «НИИПТ». В ООО «ЭнергопромАвтоматизация» руководит научно-методической группой.

02 / Июнь 2011

АСУ ТП метры схемы замещения из CIM-модели, можно выполнить необходимые расчеты, на основании которых могут быть сделаны соответствующие выводы о координации настроек защит. Третий вариант использования – оперативное изменение уставок защит по сети. Данный вариант схож с предыдущим и позволяет изменять уставки (в том числе в автоматическом режиме) для адаптации защит к изменяющимся условиям в энергосистеме. Использование для этого обобщенной модели является критически важным с точки зрения обеспечения надежности. Четвертый вариант использования – организация информации для проведения испытаний защит. При этом есть возможность проводить одновременное тестирование защит, связанных с несколькими энергетическими объектами (подстанциями). Пятый вариант использования – контроль корректности настройки систем противоаварийной автоматики. Шестой вариант использования – контроль выполнения оперативных переключений на основании советчика диспетчера. В этом случае из SCLфайла выбираются соответствующие измерения, и на их основании и данных об электрических параметрах (от CIM) выполняются расчеты в автоматическом режиме. Диспетчеру выдается соответствующее информационное сообщение. Седьмой вариант использования – применение обобщенной модели для восстановления энергосистемы после системной аварии. При этом имеется возможность на основании SCL запросить более подробную по сравнению с телемеханикой оперативную информацию по отдельным элементам энергосистемы. Восьмой вариант использования – мониторинг состояния первичного оборудования. На основании информации из SCL-файла находятся логические узлы, связанные с состоянием силового оборудования. С помощью системы передачи неоперативной технологической информации текущие данные считываются и выводятся персоналу для анализа. Приведенные примеры являются перспективными направлениями развития информационных технологий в энергетике, и их можно полностью отнести к технологиям Smart Grid, или интеллектуальной сети. Способы гармонизации Структура RDF-файла является достаточно общей для того, чтобы полностью включить в себя описание информационной модели подстанции (SCL). Для этого возможно использовать

достаточно общий подход [1]. Чтобы разбить элементы SCL-файла на объекты с уникальными идентификаторами, необходимо создать линейный список объектов (подстанций, распределительных устройств, присоединений, силового оборудования, интеллектуальных электронных устройств) и дать каждому элементу уникальный идентификатор. Далее требуется установить связи между этими объектами с использованием уникальных идентификаторов. Это позволяет сформировать CIM-модель на базе SCL-файла. При этом совпадающие объекты в CIM и SCL должны быть заменены на единый (гармонизированный) вариант. Наличие единых идентификаторов и возможность перевода одних идентификаторов (SCL) в другие (CIM) позволяет выполнить и обратное преобразование из CIM в SCL. Еще одной важной проблемой является обеспечение возможности слияния моделей. Например, на подстанции, которая уже включена в CIM-модель, произошло расширение, и SCD-файл был дополнен. В этом случае необходимо повторно включить этот файл в CIM-модель. При этом не должны быть затронуты уже включенные части (дополненные соответствующими атрибутами). Такой механизм называется слиянием (Merging). Слияние также должно быть основано на единой системе идентификации объектов. Выводы: Гармонизация стандартов МЭК 61850 и МЭК 61970 и создание единой обобщенной модели является очень важной с точки зрения технологий Smart Grid и цифровой подстанции. Объединить две модели можно только на основании единой системы идентификации объектов. Для упрощения внедрения и эксплуатации этих задач (преобразование, объединение, слияние) должна быть разработана специальная система автоматизации проектирования, позволяющая работать с единой обобщенной моделью данных (SCL и CIM). Литература: 1. «Harmonizing the International Electrotechnical Commission Common Information Model (CIM) and 61850 Key to Achieve Smart Grid Interoperability» - Objectives Final Report, May 2010, EPRI Project Manager D. Becker. 2. An Introduction to IEC 61970-301 & 61968-11: The Common Information Model, Dr Alan W. McMorran. 3. «NIST Framework and Roadmap for Smart Grid Interoperability Standards, Release 1.0» - NIST Special Publication 1108, January 2010. 4. Harmonization of IEC 61970, 61968, and 61850 Models - Technical Report.

ПРАКТИКА

АСУ ТП

Автор: Д.С. Зозуля,

Промышленные компьютеры VALUELINE – компактное и надежное решение для шкафа управления

менеджер по продукции AUTOMATION ООО «Феникс Контакт РУС».

Введение Промышленные компьютеры (ПК) находят все большее распространение в шкафах управления системами автоматизации. Поэтому к компьютерам должны предъявляться такие же требования, как и к любому оборудованию промышленного назначения. ПК должен иметь соответствующую надежность эксплуатации и наработку на отказ, быть устойчивым к вибрациям и ударам. Нагрев и энергоэффективность также являются ключевыми факторами. Низкое энергопотребление – это, в первую очередь, выделение относительно малого количества тепла от компьютера и, тем самым, низкий нагрев всего шкафа управления. Рис. 1. Варианты монтажа промышленного компьюКонструкция компьютера Valueline теров VALUELINE Концепция корпуса промышленного ПК VALUELINE позволяет осуществлять сборку любой необходимой конфигурации за максимально короткое время, независимо от выбора платформы, наличия экрана и каких-либо дополнительных опций. Все компоненты системы, такие как материнская плата, оперативная память, система охлаждения и т.п. имеют промышленное исполнение. На фронтальной панели ПК находятся все интерфейсы: две гигабитные сетевые карты с разъемом RJ45, четыре порта USB, разъемы VGA и DVI для подключения внешнего экрана, COMпорт, клеммы питания, сервисная дверца и светодиоды диагностики. Корпус имеет степень защиты IP20. Модели без экрана имеют два варианта научно‑практическое издание

крепления на монтажную панель – как классическое боковой панелью, так и более оптимальное для экономии места в шкафу – крепление задней панелью (рис. 1). Для моделей с экраном предусмотрено крепление в монтажное отверстие в двери шкафа управления (рис. 2). Корпус сенсорного экрана выполнен из алюминия и имеет степень защиты IP65. Экран опционально может комплектоваться USB-портом с герметичной заглушкой. Система охлаждения и питание Все промышленные компьютеры VALUELINE, независимо от установленного процессора, имеют пассивное безвентиляторное охлаждение, даже при использовании процессора Intel Core2Duo. Внутри корпуса установлены массивные алюминиевые радиаторы с медными теплоотводами. Радиатор занимает около половины поверхности материнской платы компьютера. Обеспечение низкого нагрева осуществляется не только за счет системы пассивного отвода тепла, но и за счет низкого энергопотребления всей системы в целом. В ПК используются процессоры с наиболее оптимальным соотношением нагрева и производительности. Компьютеры VALUELINE подключаются к внешнему источнику питания 24 В постоянного тока. Таким образом, один из наиболее сильных нагревательных элементов устранен из корпуса компьютера. Питание 24 В имеет ряд дополнительных преимуществ. Компьютер может подключаться к общей системе питания шкафа управления или запитываться от резервированной пары источников питания, что обеспечивает наибольшую эксплуатационную надежность системы, т.к. внутренний блок питания – это наиболее уязвимое место в любом ПК. В случае выхода блока питания из строя нет необходимости снимать ПК с монтажной платы и вскрывать корпус. Достаточно лишь заменить внешний блок питания. При необходимости обеспечения бесперебойного питания не потребуется установка непро57

ПРАКТИКА

АСУ ТП направлении. В сервисном отсеке располагается слот для установки жесткого диска, оптический привод, два слота для карт Compact Flash и отсек для батарейки BIOS (рис. 3). Жесткий диск устанавливается в специальное монтажное шасси, которое затем помещается в монтажный слот. Шасси надежно закрепляется в монтажном слоте с помощью винтового зажима.

Рис. 2. Монтаж промышленного компьютера Valueline с экраном

мышленных источников бесперебойного питания. Достаточно установить в шкаф управления стандартный промышленный ИБП на 24 В. Защита от вибраций и ударов Одним из важных критериев надежности эксплуатации промышленных ПК является высокая виброустойчивость и ударопрочность. Корпус ПК выполнен из прочного металла с ребрами жесткости, что обеспечивает защиту от одиночного удара силой 15 g, 11 мс. Но кроме надежности корпуса немаловажным критерием является защита внутренних компонентов. Подвижные элементы наиболее уязвимы для ударов и вибраций. Охлаждение ПК VALUELINE пассивное безвентиляторное, что обеспечивает большую надежность. Единственный подвижный элемент ПК – это жесткий диск. Комплектуемые жесткие диски позволяют эксплуатировать ПК в условиях вибраций до 0.5 g. При необходимости эксплуатации в более жестких условиях возможна установка твердотельных накопителей, таких как SSD и Compact Flash. Установка твердотельных накопителей позволяет в два раза увеличить допустимый диапазон вибраций до 1 g. Сервис и обслуживание Удобство сервиса и обслуживания было заложено при разработке конструкции промышленного компьютера. Замена жесткого диска и батарейки BIOS не требует демонтажа ПК и вскры58

02 / Июнь 2011

тия корпуса. Все необходимые действия можно произвести непосредственно в шкафу управления. Надо лишь отключить питание. В корпусе компьютера предусмотрен сервисный отсек, закрытый откидной крышкой, которая открывается при нажатии на нее в нужном

Рис. 3. Сервисный отсек ПК VALUELINE

Технические характеристики Процессоры

Intel Atom N270 1.6 ГГц Intel Celeron ULV 1 ГГц Intel Core2Duo 1.5 ГГц

Экран

12”, 15”, 17”, 19”, 24” или без экрана

ОЗУ

512 Мб, 1 Гб, 2 Гб, 3 Гб

HDD

от 160 Гб до 320 Гб

SSD

от 16 Гб до 128 Гб

Интерфейсы

2x Gigabit Ethernet 1x RS232 4x USB 1x DVI 1x VGA 2x CF Card reader

Оптический привод PCI-слоты

CD-RW DVD-RW опционально 2х PCI опционально

Температура эксплуатации

5о С до 55о С

Степень защиты

IP20 / IP65 (со стороны экрана)

Питание

24 В

Охлаждение

Безвентиляторное

MTBF

50 000 часов

Устойчивость к ударам

15 g, 11 мс

Устойчивость к вибрации

0.5 g HDD 1 g SSD или CF

ПРАКТИКА

Аттестация

ПРАКТИКА

Кадры

Авторы: к.т.н. О.М. Котов, д.т.н А.В. Паздерин,

ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ НА КАФЕДРЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина, г. Екатеринбург

В.Ф. Чесноков, Филиал ОАО «СО ЦДУ» – ОДУ Урала, г. Екатеринбург.

УДК 621.311

Аннотация: опыт кафедры, накопленный за десятилетия работы в сфере дополнительного профессионального образования, может стать базой для адаптации бакалавров на производстве.

Ключевые слова: программы дополнительного профессионального образования, повышение квалификации, научно-практические семинары, профессиональная переподготовка, электроэнергетические системы, релейная защита и автоматика, высокочастотные устройства.

Котов Олег Михайлович. Дата рождения: 20.05.1961 г. Канд. техн. наук, доцент кафедры «Автоматизированные электрические системы» Уральского федерального университета имени первого Президента России Б.Н. Ельцина.

02 / Июнь 2011

За восемнадцать лет работы в сфере дополнительного профессионального образования кафедра «Автоматизированные электрические системы» Уральского федерального университета имени первого Президента России Б.Н. Ельцина сформировала фирменный «портфель» востребованных образовательных программ по трём сегментам: • краткосрочные курсы повышения квалификации (КПК) объёмом 72 часа; • научно-практические семинары объёмом от 16 до 36 часов; • профессиональная переподготовка объёмом более 500 часов. Курсы повышения квалификации проводятся по двум направлениям. Первое ориентировано на персонал электроэнергетических предприятий, занимающийся эксплуатацией основного оборудования, и включает следующие программы: • Диспетчерское управление современными энергосистемами; • Электрические станции и управление ими; • Повышение квалификации начальников районов электрических сетей; • Повышение квалификации главных инженеров энергопредприятий, их заместителей и резерва на выдвижение; • Повышение квалификации руководителей электроцехов электростанций и их заместителей; • Эксплуатация воздушных линий электропередач и подстанций; • Контроль, испытания и диагностика высоковольтного оборудования. Защита оборудования от перенапряжения; • Повышение квалификации эксплуатационного персонала подстанций 35-500 кВ. Второе направление КПК объединяет программы

по релейной защите, автоматике и высокочастотной аппаратуре: • Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем; • Высокочастотные каналы релейной защиты на постах ПВЗУ-Е; • Высокочастотные каналы противоаварийной автоматики на аппаратуре АКА «Кедр». В целом, за три последних года по программам объёмом 72 часа прошли обучение на кафедре более 400 слушателей. Второй сегмент программ дополнительного профессионального образования кафедры объединяет также два направления. Первое – это научнопрактические семинары по управлению и расчётам электрических режимов (RastrWin), оптовому рынку, АСКУЭ, применению Автокада в электроэнергетике, микропроцессорным терминалам. Перечисленные программы проводятся на регулярной основе. Второе направление – это семинары, разрабатываемые для заинтересованных предприятий и реализуемые в виде корпоративного и, как правило, выездного обучения. За последние три года выпуск по подобным программам составил более 130 слушателей. Третьим сегментом в структуре дополнительного профессионального обучения кафедры являются программы профессиональной переподготовки на базе законченного высшего образования. В течение одного года (три сессии по четыре недели каждая) слушатели осваивают базовый набор общепрофессиональных и специальных дисциплин, выполняют курсовые проекты и работы, подготавливают и защищают выпускную квалификационную работу (рис. 1). За три года выпуск по программе «Электроэнергетические системы и сети» составил 25 человек. Основной контингент – это сотрудники МЭС Урала, Екатеринбургской электросетевой компании, Инженерного центра энергетики Урала, территориальных и объединённых генерирующих компаний. За последние годы заметно увеличился спрос

ПРАКТИКА

Кадры 100

Рис. 1. Состав программы

«Электроэнергетические

системы и сети»

70 60

АКА - Кедр

ПВЗУ-Е

РЗиА ЭЭС

30 20 10 0 2008 г.

2009 г.

2010 г.

За три года

Рис. 2. Результаты обучения по РЗА и высокочастотным устройствам

Паздерин Андрей Владимирович. Дата рождения: 12.06.1960 г. Доктор техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Автоматизированные электрические системы» Уральского федерального университета имени первого Президента России Б.Н. Ельцина.

Чесноков Валентин Фёдорович. Дата рождения: 18.04.1941 г. Ведущий специалист филиала ОАО «СО ЦДУ» ОДУ Урала.

Рис. 3. Учебный план и состав

занятий

по

про-

грамме «Защиты линий электропередач»

на программы по релейной защите и автоматике энергосистем (рис. 2). Дополнительно по рекомендациям электроэнергетических предприятий были разработаны программы «Теоретические основы релейной защиты» и «Токовые защиты линий электропередач», сочетающие изучение как аналоговых (эксплуатируемых в настоящее время), так и цифровых (перспективных) устройств защиты и автоматики (рис. 3). Особое место в программах дополнительного профессионального образования, реализуемых на базе кафедры, занимают курсы по высокочастотной аппаратуре, ориентированные на практическое освоение аппаратуры ПВЗУ-Е и АКА-32 «Кедр». Учебные планы и содержательная часть данных программ разработаны в сотрудничестве с предприятием «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС», лабораторный практикум проводится на аппаратуре, предоставленной этой компанией. Многолетний опыт реализации программ по высокочастотной аппаратуре позволяет оптимально и гибко распределить время между лекционными и лабораторно-практическими занятиями в зависимости от уровня начальной подготовленности слушателей и последних модификаций, серийно выпускаемых устройств (рис. 3). С учётом реального опыта эксплуатации устройств повышается актуальность следующих тем и разделов обучения: • организация ВЧ-каналов по уравновешенной (ТриТОН, АКА «Кедр») и неуравновешенной (ПВЗУ-Е) схемам; • примерный расчёт затухания каналов, элементы обработки и присоединения (ВЧ-заградители, фильтры присоединения, конденсаторы связи, разделительные фильтры); • включение аппаратуры по оптоволоконным линиям, наладка и техническое обслуживание аппаратуры; • особенности эксплуатации ВЧ-каналов на аппаратуре АНКА-АКПА, АКПА, АКАП-В и на аппаратуре других производителей.

С 2010 года между УрФУ и ФСК России достигнута договорённость о целевой подготовке персонала предприятий магистральных электрических сетей, эксплуатирующих аппаратуру ПВЗУ-Е и АКА «Кедр». Первая целевая группа прошла обучение в октябре 2010 года, за полгода интенсивной работы подготовлено более 80 специалистов, столько же запланировано на 2011 год. За последние годы существенно обновилось оборудование, которое используется для программ дополнительного профессионального образования. Получены от предприятий-изготовителей, смонтированы и используются для лабораторных и практических занятий терминалы MiCOM Р442 и БЭ-2704 021, аппаратура ПВЗУ-Е и АКА-32 «Кедр», томографы «Ретом-ВЧ» и «Ретом-51». В рамках образовательных стандартов третьего поколения девятнадцать специальностей по электроэнергетике объединены в единое направление «Электроэнергетика и электротехника». Специализация бакалавров в узкопрофессиональной области при этом вынужденно сокращается. Накопленный по мере реализации дополнительных образовательных программ учебно-методический потенциал кафедры может получить дополнительное применение для специализированной подготовки выпускников и в начальный период их адаптации на производстве, и по мере продвижения по карьерной лестнице.

ПРАКТИКА

Сертификация

Авторы: к.т.н. А.К. Белотелов, к.т.н. Э.М. Перминов, к.т.н. Д.С. Савваитов.

О роли добровольной сертификации в повышении технического уровня и качества аппаратуры РЗА, ПА и систем управления в электроэнергетике Аннотация: в развитие темы предыдущей публикации по вопросам аттестации нового оборудования авторы статьи информируют читателей журнала о Системе добровольной сертификации Корпорации «Единый электроэнергетический комплекс», созданной в соответствии с Федеральным законом №184-ФЗ от 27.12.2002 г. «О техническом регулировании». Отражена роль Системы добровольной сертификации в повышении технического уровня и качества продукции, поставляемой в электроэнергетическую отрасль, и обеспечение надежного функционирования Единой энергосистемы России.

Ключевые слова: ФЗ №184 «О техническом регулировании», Система добровольной сертификации Корпорации ЕЭЭК, Орган добровольной сертификации (ОС), Испытательный центр (ИЦ), Экспертная организация (ЭО).

Анализ аварийных ситуаций, происшедших в электроэнергетике в последние годы, показывает, что их причинами, как правило, являются особенности нашего внутреннего рынка производства продукции, работ и услуг, а также отсутствие рычагов противостояния экстремальным частным интересам, которые реализуются в ущерб обществу, партнерам по экономической деятельности и природной среде. В то же время на протяжении многих десятилетий отраслевая приемка электрооборудования и технологий всегда являлась эффективным инструментом проведения единой технической политики в электроэнергетике с целью обеспечения надежного функционирования Единой энергосистемы страны. По нашему мнению, решение задачи повышения технического уровня и качества поставляемой энергетикам промышленной продукции в современных условиях может быть обеспечено только совместными усилиями всех субъектов, действующих в рамках согласованной единой технической политики с использованием методов и средств технического регулирования. 62

02 / Июнь 2011

С вводом в действие Федерального закона №184-ФЗ от 27.12.2002 г. «О техническом регулировании» государство установило новые правила нормирования и контроля исполнения требований к продукции, а также к работам и услугам. Закон разделил все предъявляемые требования к продукции, процессам, работам и услугам на обязательные и применяемые добровольно. Государство взяло на себя только нормирование и надзор за соблюдением требований по безопасности и устранилось от нормирования и контроля основных потребительских свойств продукции, включая технический уровень и качество, а также соблюдение этих норм, поставив, таким образом, субъекты рынка перед необходимостью самостоятельно решать возникающие у них проблемы в этой области. В качестве инструментов решения проблем технического уровня и качества продукции и услуг предлагаются исключительно методы и средства технического регулирования, включая стандартизацию и сертификацию. С признанием качества продукции и услуг категориями рыночными у приобретателей промышленной продукции и заказчиков работ и услуг остался единственный инструмент защиты от недоброкачественной и технически несовершенной продукции, а так-

ПРАКТИКА

Сертификация

же от некомпетентных и ненадежных контрагентов – оценка и подтверждение их соответствия предъявляемым требованиям. Именно решением этих вопросов и должны заниматься системы добровольной сертификации. Однако, установленный заявительный принцип регистрации систем добровольной сертификации привел к тому, что их деятельность практически никем не контролируется. Большинство созданных систем, действующих в области интересов электроэнергетики, не соответствуют современным требованиям. Они в силу своих ограниченных возможностей, организационной и методической разобщенности не могут результативно участвовать в реализации единой технической политики. Имеют место и принципиальные расхождения в методологии оценок, и определенный «ведомственный подход» к методам оценки. Некоторые системы обладают недостаточным уровнем компетентности. Все это обусловило необходимость создания системы добровольной оценки и подтверждения соответствия в электроэнергетике, которая бы учитывала в своей деятельности новые международные стандарты, имела бы широкую сферу деятельности и развитые инфраструктуры, гарантирующие высокий уровень компетентности, объективности и надёжности её оценок. Учитывая сложившуюся обстановку и накопившийся опыт работы по техническому регулированию в электроэнергетической отрасли, Корпорацией «Единый электроэнергетический комплекс» (Корпорация «ЕЭЭК») создана Система добровольной оценки и подтверждения соответствия (сертификации) в электроэнергетике, которая имеет широкую сферу деятельности и развитую инфраструктуру, гарантирующую высокий уровень компетентности, объективности и надежности оценок. Система зарегистрирована в Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии

(регистрационный номер №РОСС. М 584.04 ЧУ 00). Созданная Система – саморегулирующаяся организация, осуществляющая регулярный внутренний контроль, обеспечивающий неуклонное соблюдение правил ее функционирования, компетентность и объективность оценок. Система создана как инструмент технического регулирования в электроэнергетике, базирующийся на ФЗ №184 «О техническом регулировании», международном стандарте ИСО/МЭК 17000: 2004 «Оценка соответствия. Общие положения» и СТО РАО «ЕЭС России» 1723082.27.010.002–2008 «Оценка соответствия в электроэнергетике». Система открыта для интеграции с существующими системами добровольной сертификации, соблюдающими принципы, установленные Законом о техническом регулировании, и подтвердившими свою компетентность и объективность. При этом должен соблюдаться принцип методического единства процессов оценки соответствия и взаимного признания документов, подтверждающих соответствие. В качестве участников Системы привлечены ведущие НИИ и КБ, технологические и проектные организации, квалифицированные испытательные центры (лаборатории), известные специалисты и учёные. Система добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК» (СДС) в своей деятельности опирается на работу аккредитованных СДС Органов добровольной сертификации (ОС), Испытательных центров (ИЦ), Экспертных организаций (ЭО) по всем основным направлениям деятельности Единой электроэнергетической системы. В настоящее время аккредитованные структуры могут решать вопросы по тепловым и гидравлическим электростанциям всех типов; тепловым и электрическим сетям; высоковольтным подстанциям; системам РЗА, ПА и АСУ ТП в электроэнергетике; возобновляемой и малой энергетике

научно‑практическое издание

работам и услугам, выполняемым для субъектов электроэнергетики; производствам предприятий; Системам менеджмента качества, охраны труда и экологии. Ведется работа по организации сотрудничества Системы в области технического регулирования с основными компаниями, производящими и эксплуатирующими электроэнергетическое оборудование и устройства управления его работой. В своей деятельности Система тесно взаимодействует с Научно-технической коллегией некоммерческого партнерства «НТС ЕЭС», Комиссией Минэнерго России по мониторингу оборудования, структурами Российской академии наук, Московского энергетического университета (МЭИ), Международной энергетической академии (МЭА) и Международной электротехнической академии (МЭТА). Новая Система, помимо функций по оценке и подтверждению соответствия, может и должна стать консультационным, координирующим и методическим центром, обслуживающим субъекты электроэнергетики в области технического регулирования. В настоящее время заключены Соглашения о сотрудничестве с ОАО «ФСК ЕЭС», «Отраслевым Советом по техническому регулированию, стандартизации и оценке соответствия в электротехнической промышленности», с Некоммерческим партнерством «ВТИ». На стадии рассмотрения находится заключение подобных Соглашений с ОАО «РусГидро», ОАО «ИнтерРАО», ОАО «МРСК», ОАО «Системный оператор», ООО «Газпромэнергохолдинг» и другими энергетическими и энергомашиностроительными структурами. Организационная структура СДС Корпорации «ЕЭЭК» Организационная структура Системы и Правила ее функционирования обеспечивают открытость, компетентность и объективность оценок соответствия. 63

ПРАКТИКА

Сертификация вольной сертификации в Системе ГОСТ Р; • разрабатывает критерии и методы оценок де-

Перминов Эдуард Максимович. Дата рождения: 20.07.1938 г. В 1961 году окончил Уральский политехнический институт имени С.М. Кирова, г. Свердловск.В 1967 году окончил аспирантуру кафедры теории и автоматизации металлургических процессов «МИС и С» (г. Москва) и защитил кандидатскую диссертацию. В 1968-1970, 1980-1985 гг. работал в Энергетическом институте имени Г.М. Кржижановского (г. Москва). В 1985-1991 гг. – работа в Минэнерго СССР ( г. Москва), а в 1991-1993 годы – в Минтопэнерго России (г. Москва). В 1993-1997 гг. – начальник управления организации использования нетрадиционных и энергосберегающих технологий и оборудования ОАО РАО «ЕЭС России», (г. Москва). С 1998 г. по н.в. – начальник Департамента, технический директор Корпорации «ЕЭЭК». С 2009 г. – директор Руководящего органа Системы добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК».

02 / Июнь 2011

Структурная блок-схема Системы Основные функции структурных подразделений Системы Руководящий орган Системы: • устанавливает правила ведения работ, процедуры и механизмы управления в Системе; • ф ормирует состав участников Системы, оформляет Свидетельства о наделении их полномочиями; • з аключает договоры о взаимодействии с участниками Системы, выдает заказы-поручения; • п ринимает и предварительно рассматривает Заявки на сертификацию, определяет Орган по сертификации и экспертов Системы для рассмотрения Заявок; • организует и координирует работу участников Системы, осуществляет контроль за их деятельностью; • рассматривает предложения Органов по сертификации по совершенствованию деятельности Системы и вносит изменения в Правила функционирования; • организует и осуществляет разработку новых и актуализацию действующих нормативных и методических документов Системы; • создает и ведет сводный реестр Системы; • организует работу научно-технического совета, апелляционной комиссии и координационного совета. Научно-технический совет Системы: • рассматривает проекты нормативных и методических документов, касающихся деятельности Системы; • разрабатывает и вносит предложения по развитию Системы, включая предложения по созданию новых Органов по сертификации, аккредитации действующих Органов по добро-

ятельности Органов по сертификации, на основе которых могут приниматься решения о взаимном признании Системами сертификатов соответствия; • рассматривает и согласовывает проекты цен и тарифов на работы по сертификации, выполняемые структурными подразделениями Системы; • готовит Руководящему органу представления: • об исключении из числа наделенных полномочиями на работы в Системе Органов сертификации, экспертных организаций и испытательных лабораторий, нарушающих правила и требования Системы или выполняющих свои обязательства на низком научнотехническом уровне; • о внесении изменений и дополнений в нормативные и методические документы Системы. Органы по сертификации, входящие в Систему: • заключают договоры с заявителями (по рекомендации и согласованию с Руководящим органом); • организуют и проводят работы по сертификации; • оформляют и выдают сертификаты соответствия и разрешения на применение знаков соответствия; • согласовывают с Соисполнителями и Заявителями и утверждают программы испытаний, обследования производств, инспекционных проверок; • организуют и проводят инспекционный контроль соблюдения условий сертификации и, в зависимости от результатов проверок, принимают решения о подтверждении действия сертификатов (приостановке, прекращении действия). Комиссия по апелляциям: • рассматривает жалобы на действия участников процессов оценки и подтверждения соответствия и принимает обязательные для них решения; • рассматривает споры между заявителями и органами по сертификации и дает по ним свои заключения; • рассматривает споры между участниками системы и принимает по ним решения. Испытательные центры (лаборатории): • проводят испытания объектов с целью оценки их соответствия и оформляют акты в соответствии с требованиями Системы; • разрабатывают по заданию Руководящего орга-

ПРАКТИКА

Сертификация на Системы программы и методики испытаний; • рассматривают и анализируют протоколы ис-

Савваитов Дмитрий Сергеевич. Дата рождения: 27.05.1938 г. Должность: главный научный сотрудник ЗАО НПО «Нетрадиционная электроэнергетика» Корпорации «ЕЭЭК» с 02. 2008 г.-по н.в. Кандидат технических наук с 1978 года, ученое звание – профессор. В 1962 году окончил Московский энергетический институт по специальности «инженер-электрик». 1962-2008 гг. – м.н.с., инженер, руководитель группы, зав. лабораторией, директор, генеральный директор Всесоюзного (Всероссийского) института электроэнергетики (ВНИИЭ), советник исполнительного директора ВНИИЭ.

пытаний, представленные Заявителями, и подготавливают заключения о возможности их признания. Экспертные организации: • проводят экспертизы соответствия документации требованиям Системы, представляемой Заявителями; • участвуют в обследовании производств и инспекционных проверках; • подготавливают заключения о возможности/ невозможности подтверждения соответствия заявленного объекта; • оформляют экспертные заключения и представляют их Органу по сертификации. Эксперты системы: • участвуют (или самостоятельно проводят) в экспертизе заявок и прилагаемой к ней документации, а также в обследовании состояния производства Заявителей; • участвуют (или самостоятельно проводят) в инспекционных проверках; • участвуют в испытаниях, проводимых испытательными лабораториями, не входящими в Систему; • оформляют экспертные заключения и представляют их Органу по сертификации. Система добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК» содержит Органы сертификации по всем основным направлениям деятельности Единой электроэнергетической системы, в частности: по тепловым и гидравлическим электростанциям; высоковольтным линиям электропередачи и подстанциям; тепловым сетям; системам релейной защиты (РЗ), автоматики, связи и управления технологическими процессами; возобновляемым источникам энергии; защите окружающей среды и др. Функциями Органа добровольной сертификации системы Корпорации «ЕЭЭК» в области оценки и подтверждения соответствия аппаратуры РЗА, ПА, связи и управления технологическими процессами наделено Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (НП «СРЗАУ»). Свидетельство №РОСС RU ЕЭЭК. РЗАУ – 01 от 27 апреля 2010 года. Работа органа по сертификации НП «СРЗАУ» осуществляется строго по установленной Системой области полномочий, которая охватывает широкий спектр устройств управления, распределения электроэнергии, защиты станций и подстанций, сетей и систем, средств связи, автонаучно‑практическое издание

матизации, телемеханики, а также работ и услуг по их монтажу и техническому обслуживанию. ЗАО «ОРЗАУМ» наделено полномочиями Экспертной организации и Испытательной лаборатории Системы добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК». Свидетельство о наделении полномочиями № РОСС RU. ЕЭЭК. РЗАУ. ЭО – 04 и Свидетельство о наделении полномочиями №РОСС RU. ЕЭЭК. РЗАУ. ИЛ – 02. Таким образом, Орган добровольной сертификации в области РЗА, ПА, связи и управления технологическими процессами полностью сформирован и готов проводить соответствующую работу в пределах полномочий Системы добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК». C целью координации деятельности организаций, участвующих в процессе технического регулирования, в Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС» создается секция по «Техническому регулированию в электроэнергетике», которая, в первую очередь, будет заниматься координацией работ по созданию и обновлению нормативно-технической базы документов в электроэнергетике (Национальные стандарты, стандарты организаций, своды правил) и их публичным обсуждением. Мы убеждены, что объединяя усилия и возможности всех участников процесса производства и передачи электроэнергии, а также создания современного оборудования, опираясь на механизмы закона «О техническом регулировании» можно осуществить модернизацию объектов Единой электроэнергетической системы. Подробнее с Системой добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК» в целом и органом по сертификации НП «СРЗАУ» можно ознакомиться на сайтах: Корпорация «ЕЭЭК» – www.corp-eeek.ru; НП «СРЗАУ» – www.srzau-np.ru.

ПРАКТИКА

В помощь эксплуатации

Автор: В.В. Никитин,

ПРОВЕРКА ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЛЕКСА РЕТОМ-21

ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары.

Аннотация: представлена методика проверки трансформаторов тока при помощи испытательного комплекса РЕТОМ-21, в состав которого входят прибор РЕТОМ-21, измерительно-трансформаторный блок РЕТ-ВАХ-2000, прибор для проверки электрической прочности изоляции РЕТОМ-6000, преобразователь измерительный РЕТ-ДТ, вольтамперфазометр РЕТОМЕТР-М2. Проверка трансформатора тока включает в себя следующие испытания: - построение вольт-амперной характеристики, - проверка коэффициента трансформации, - измерение омического сопротивления вторичной обмотки трансформатора, - определение однополярных выводов первичной и вторичной обмоток, - поверка электрической прочности и измерение сопротивления изоляции. Ключевые слова: РЕТОМ, ВАХ, РЕТ-ВАХ-2000, трансформатор.

Никитин Вадим Валерьевич. Родился 1.07.1987 г. В 2009 г. окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова, кафедра «Электрические и и электронные аппараты». Специалист по эксплуатации оборудования. ООО «НПП «Динамика».

02 / Июнь 2011

Построение ВАХ трансформаторов тока Построение вольт-амперной характеристики (ВАХ) является одним из важных этапов проверки трансформаторов тока (ТТ). Вольт-амперная характеристика представляет собой зависимость напряжения одной из вторичных обмоток от намагничивающего тока со стороны этой же или другой обмотки при XX на первичной обмотке ТТ (рис. 1). Снятие ВАХ производится в пределах от нуля до нескольких кратностей тока начала насыщения магнитопровода трансформатора, при этом напряжение на вторичной обмотке не должно превышать 1800 В во избежание повреждений её изоляции. Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных ТТ, однотипных с проверяемым, чаще всего с характеристиками ТТ других фаз того же присоединения. Основная задача построения ВАХ – определение передаточной характеристики ТТ, которая позволяет вычислить максимально допустимую нагрузку, подключаемую к вторичной обмотке трансформатора. При насыщении магнитопровода ТТ происходит значительное изменение формы сигнала, что может привести к большим погрешностям коэффициента передачи, при этом чем выше ток, тем больше погрешность. Поэтому при расчете уставок устройств РЗиА, подключаемых к ТТ, необходимо знать, когда трансформатор работает на линейном участке ВАХ (участок a-b на рис. 1), а когда – на участке, отклонение которого от линейного превышает 10% (участок b-c на рис. 1) в момент на-

Рис. 1. Типовая вольтамперная характеристика ТТ

ступления насыщения магнитопровода. На последнем участке ВАХ работа трансформатора не рекомендуется. Таким образом, максимальная нагрузка, подключаемая к вторичной обмотке ТТ, рассчитывается исходя из того, что трансформатор должен работать на линейном участке ВАХ. При снятии вольт-амперной характеристики может быть выявлено наличие короткозамкнутых витков – одного из наиболее распространенных повреждений ТТ. Данный тип повреждения можно выявить по резкому снижению ВАХ и изменению ее крутизны. Необходимо отметить, что при проведении других проверок, например проверки коэффициента трансформации, это не обнаруживается. Следует выделить ряд требований, предъявляемых к испытательному оборудованию, применяемому для построения ВАХ трансформаторов: 1. Источник напряжения должен обладать высокой мощностью Очевидно, что чем мощнее источник напряжения при снятии характеристики, тем стабильнее синусоидальность напряжения и достовернее результаты.

ПРАКТИКА

В помощь эксплуатации

В приборе РЕТОМ-21 применяется мощный источник напряжения U3, способный выдавать напряжение до 500 В мощностью до 3 кВА. При помощи данного источника можно проверять ТТ на напряжения от 0.4 до 35 кВ с напряжением насыщения магнитопровода до 500 В. Регулирование источника осуществляется при помощи ЛАТРа, выполненного из высококачественных материалов, что позволяет получать минимально возможные искажения формы сигнала. В 2010 году научно-производственное предприятие «Динамика» начало серийный выпуск блока РЕТ-ВАХ-2000, который пришел на смену ранее производимому блоку РЕТ-ВАХ. Новый блок значительно расширил возможности прибора РЕТОМ-21. С его помощью можно получать напряжения до 2000 В. Мощность, которую способен передавать блок, составляет 2 кВА, что позволяет выдавать синусоидальный сигнал на трансформаторы тока на напряжение до 750 кВ. При этом необходимо учитывать, что собственное насыщение внутреннего трансформатора блока РЕТ-ВАХ-2000 происходит при напряжении 2100 В. Это означает, что на всем рабочем диапазоне напряжений блока не происходит искажения выходного сигнала. Данная особенность РЕТ-ВАХ-2000 исключает возникновение дополнительных погрешностей при построении ВАХ. Пример схемы подключения трансформатора тока к блоку РЕТ-ВАХ-2000 показан на рис. 2.

2. Измеритель должен реагировать на среднеквадратичные значения тока и напряжения При снятии ВАХ в области насыщения магнитопровода трансформатора форма сигнала напряжения и тока искажается. Если в таких условиях в качестве измерителя применять прибор, реагирующий на средневыпрямленное значение входных параметров, вольт-амперная характеристика оказывается завышенной из-за влияния формы сигнала на точность показаний. Приборы, реагирующие на среднеквадратичные значения (True RMS), лишены подобных недостатков. В приборе РЕТОМ-21 имеется возможность измерения среднеквадратичного (True RMS), средневыпрямленного и амплитудного значений токов и напряжений. Это позволяет строить ВАХ трансформаторов без дополнительных погрешностей, которые могут возникнуть из-за несинусоидальности измеряемого параметра. В приборе предусмотрена возможность пересчета токов и напряжений с учетом коэффициента трансформации блока РЕТ-ВАХ-2000, что позволяет отображать на экране измерителя реальные напряжение и ток, подаваемые на обмотку трансформатора. 3. Снятие ВАХ не должно влиять на дальнейшую работу ТТ. Если при снятии ВАХ ТТ прекратить подачу напряжения в точке синусоиды, отличной от нуля (рис.2), то на магнитопроводе трансформатора может появиться остаточное намагничивание.

Рис. 2. Схема подключения трансформатора тока к комплексу РЕТОМ-21

научно‑практическое издание

Рис. 3. Некорректное отключение источника напряжения

Рис. 4. Петля гистерезиса магнитопровода ТТ

Наличие остаточного намагничивания (точка 1 на рис. 3) может привести к некорректной работе трансформатора при последующей подаче тока. Выдача сигналов в приборе РЕТОМ-21 построена таким образом, что источник напряжения прибора РЕТОМ-21 отключается при переходе через ноль синусоиды входного напряжения (рис. 3), что в свою очередь исключает возможность появления остаточного намагничивания.

Рис. 5. Корректное отключение источника

ПРАКТИКА

В помощь эксплуатации

Рис. 6. Схема подключения ТТ к прибору РЕТОМ-21 для

Рис. 8. Схема подключения ТТ к выходу U5 для проверки

определения полярности обмоток

коэффициента трансформации

Рис. 7. Схема подключения ТТ для измерения активного

Рис. 9. Схема подключения ТТ для проверки коэффициента

сопротивления вторичной обмотки

трансформации

Определение однополярных выводов первичной и вторичной обмоток при помощи комплекса РЕТОМ-21 Прибор РЕТОМ-21 можно использовать для определения полярности обмоток трансформатора. В начале проверки необходимо собрать схему, изображенную на рис. 6. На первичную обмотку трансформатора подается ток с источника I5, вторичная обмотка подключается к встроенному в прибор внешнему амперметру. Благодаря наличию фазометра имеется возможность определения угла между токами первичной и вторичной обмоток. Если угол между двумя этими токами близок к нулю, то выбраны однополярные обмотки, если угол близок к 180 градусам – разнополярные. Для проверки полярности обмоток небольших ТТ также можно использовать вольтамперфазометр РЕТОМЕТР-М2. Измерение омических сопротивлений вторичных обмоток ТТ при помощи комплекса РЕТОМ-21 68

02 / Июнь 2011

Для определения активного сопротивления постоянному току вторичной обмотки трансформатора тока используется выход U4, позволяющий выдавать постоянный ток до 8 А (рис. 7). Для удобного получения результатов измерения сопротивлений в приборе РЕТОМ-21 предусмотрена функция подсчета сопротивлений разных типов (Z-полное, R-активное, X-реактивное). Проверка коэффициента трансформации ТТ при помощи комплекса РЕТОМ-21 В зависимости от класса трансформатора измерение коэффициента трансформации может проводиться либо с использованием выхода U5 (максимальный ток до 750 А) прибора РЕТОМ-21 (рис. 8), либо с помощью трансформатора тока РЕТ-3000, подключенного к источнику U6 (рис. 9). В этом случае для измерения первичного тока используется блок РЕТ-ДТ, способный измерять токи до 30 кА. Испытание электрической прочности и сопротивления изоляции

Данную проверку можно производить при помощи прибора РЕТОМ-6000, который выдает постоянное и переменное напряжение до 6 кВ. В данном приборе предусмотрена возможность измерения токов утечки, омического сопротивления изоляции, а также построения ВАХ трансформаторов тока.

Выводы:

Комплекс РЕТОМ-21 позволяет проводить полноценную проверку трансформаторов тока, предоставляя ряд преимуществ: •  сокращаются трудозатраты и время проведения проверок; •  возможность проверки любых ТТ; •  возможность проверки ТТ без использования дополнительных вспомогательных приборов; •  достоверность получаемых результатов. Литература: 1. РД 153-34.0-35.301-2002 Инструкция по проверке трансформаторов тока, используемых в схемах релейной защиты и измерения/Под общей ред. B.C. Буртакова, К.С. Дмитриева.— М.: СПО ОРГРЭС, 2002.

ПРАКТИКА

Представляем компанию

Открытое акционерное общество «Свердловэлектроремонт» (ОАО «Свердловэлектроремонт») 620017, г. Екатеринбург, ул. Электриков, д. 14 А Тел.: (343) 359-11-50, факс: (343) 383-44-02 e-mail: mark1@el-remont.ru, glazyrin@el-remont.ru, www.el-remont.ru

Год создания: 1987 Численность персонала: 250 человек

О компании: ОАО «Свердловэлектроремонт» было создано в 1987 г. на базе существовавших ремонтных подразделений ПОЭиЭ «Свердловэнерго» – двух электроремонтных цехов ПРП «Свердловэнергоремонт» и центральной энерголаборатории Свердловэнерго. Создание специализированного предприятия было вызвано необходимостью развития и расширения электроремонтного производства. Это одно из немногих предприятий России с уникальными возможностями и полным технологическим циклом от разработки проектно-конструкторской документации, диагностических, ремонтных и монтажных работ до сдачи объекта «под ключ». Виды деятельности: • Изготовление устройств для компенсации емкостных токов. Дугогасящие реакторы типа РДМР; • Производство пусконаладочных работ на объектах КЭС-Холдинга; • Физико-химические анализы трансформаторных и индустриальных масел, бензинов и дизельных топлив; • Контроль электротехнического оборудования средствами инфракрасной техники (тепловизоры, пирометры); • Комплексные и смешанные испытания трансформаторов; • Контроль диэлектрических характеристик изоляции под рабочим напряжением; • Комплексные и специальные испытания генераторов и синхронных компенсаторов с обработкой результатов испытаний на ПЭВМ; • Оптико-электронный контроль изоляции электрооборудования; • Диагностика состояния маслонаполненного электротехнического оборудования; • Поверка, ремонт и калибровка электро- и радиотехнических средств измерения; • Тепловизионное обследование ограждающих конструкций зданий и сооружений; • Специальные испытания коммутационной аппаратуры в условиях эксплуатации; • Капитальный и специализированный ремонт на месте установки турбогенераторов мощностью 5-500 МВт, включая полную перемотку обмоток статора и ротора; • Ремонт синхронных компенсаторов мощностью до 50 Мвар, включая полную перемотку обмоток статора и ротора; • Капитальный ремонт со сменой обмоток электродвигателей 0,4-6 кВ переменного тока и машин постоянного тока; • Капитальный ремонт силовых трансформаторов I-VIII габаритов в заводских условиях; • Капитальный ремонт трансформаторов тока и напряжения 110-500 кВ; • Капитальный ремонт высоковольтных вводов всех типов напряжением 35-220 кВ с сушкой изоляции; • Изготовление кабельных масс, роликов, ремонт и замена ошиновки ЗРУ и ОРУ 0.4-500 кВ; • Изготовление контактных, центрирующих, бандажных колец ТГ; • Изготовление подбандажной изоляции для турбогенераторов мощностью 6-800 МВт; • Капитальный ремонт воздушных и элегазовых выключателей 220-500 кВ. Свидетельства и лицензии: • Саморегулируемой организации НП «Союз строителей «Регион»; • Лицензия на право эксплуатации атомных станций в части выполнения работ и предоставления услуг эксплуатирующей организации; • Свидетельство о регистрации электролаборатории; • Аттестат аккредитации испытательной лаборатории в системе аккредитации аналитических лабораторий. Лаборатория физико-химического контроля; • Аттестат аккредитации метрологической службы на право поверки средств измерения; • Аттестат аккредитации на право проведения калибровочных работ; • Лицензия на изготовление и ремонт средств измерения; • Лицензия на производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений. Основные заказчики: ОАО «ТГК-9», ОАО «Энел ОГК-5», ОАО «ОГК-1», ОАО «ОГК-2», ОАО «ТГК-5», ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания», ОАО «Свердловэнерго», Филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Белоярская атомная станция», ОАО «НТМК», ОАО «МРСК Урала», ОАО «Тюменьэнерго».

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Общество с ограниченной ответственностью «Энергетика, Микроэлектроника, Автоматика» (ООО «ЭМА») Центральный офис: 630082, г. Новосибирск, ул. Дачная, д. 37 тел./факс: (383) 220-91-34, (383) 220-92-34 e-mail: info@ema.ru, www.ema.ru Уральский филиал: 620075, г. Екатеринбург, ул. Тургенева, д. 22, оф. 104 тел./факс: (343) 278-76-841, 278-76-82 e-mail: ural@ema.ru Псковский филиал: 180025, г. Псков, ул. Рокоссовского, д. 38а тел./факс: (8112) 58-10-68 e-mail: pskov@ema.ru Год создания: 1990 О компании: Инжиниринговая компания «Энергетика, Микроэлектроника, Автоматика» (ООО «ЭМА») начала свою деятельность в октябре 1990 года. За 20 лет работы мы накопили уникальный опыт и знания, получили практические навыки в работе с АСУ ТП подстанций, устройствами релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики, мониторинга состояния оборудования. Продукты и решения компании «ЭМА» используются на всей территории России. Более 100 успешных внедрений. С 2008 года компания «ЭМА» имеет статус официального VAR-партнера компании General Electric на право внедрения продуктов ENMAC и ISCS, а также поставки, монтажа и наладки оборудования производства GE. Специализация: Внедрение систем автоматизированного управления производством, передачей, распределением и потреблением энергоресурсов. Работы выполняются «под ключ»: • проведение обследований; • разработка концепций, ТЗ; • разработка ТРП; • внедрение ПАК контроля и управления энергетическими объектами; • техподдержка и сопровождение. Решения: Для генерирующих предприятий (ОГК, ТГК): Системы телемеханики (ССПИ, СОТИ, СТМиС) Системы коммерческой диспетчеризации (АСКД) Автоматизированные Системы Технологического Управления (АСТУ) Системы централизованного сбора и обработки информации (ЦСТИ) Системы автоматического регулирования (АРЧМ) Для сетевых предприятий (ЕНЭС, ФСК, МРСК, МЭС, РСК, РЭС): Системы автоматизации подстанций (АСУ ТП, АСП, ССПИ) Автоматизированные системы центров управления сетями (ЦУС) Автоматизированные Системы Технологического Управления (АСТУ) Автоматизированные системы центров управления сетями (ЦУС) Системы автоматизации подстанций (АСУ ТП, АСП, ССПИ) Автоматизированные Системы Диспетчерского и Технологического Управления (АСДТУ) Для промышленных предприятий: Автоматизированные Системы Технологического Управления (АСТУ) Системы комплексного учета энергоресурсов Свидетельства: • саморегулируемой организации НП «Объединение энергостроителей»; • саморегулируемой организации НП «Энергостройпроект»; •Н П «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике».

02 / Июнь 2011

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Открытое акционерное общество «ИВЭЛЕКТРОНАЛАДКА» (ОАО «ИВЭЛЕКТРОНАЛАДКА»)

ВМЕСТЕ С ЭНЕРГИЕЙ! 153032, Россия, г. Иваново, ул. Ташкентская, д. 90 тел./факс: (4932) 230-230, 29-88-22 e-mail: office@ien.ru www.ien.ru Год создания: 1974 Численность персонала: 700 человек

Сертификаты: • ГОСТ Р ИСО 9001-2008 • ЭнСЕРТИКО О компании: ОАО «Ивэлектроналадка» – российская инжиниринговая компания, работающая на энергетическом рынке более 35-ти лет. В настоящее время ОАО «Ивэлектроналадка» – головная компания группы «Интерэлектроинжиниринг», объединяющей около 20 компаний из разных регионов России и ближнего pарубежья, имеющих современную производственную базу, а главное – уникальный опыт и знания. На счету предприятий, входящих в состав группы, участие в строительстве сотен энергетических объектов. Виды деятельности: Инжиниринг, энергоаудит, проектирование, монтаж и наладка электротехнического оборудования, АСУ ТП, АИИС КУЭ, АСДУ. Базовые сегменты компании на рынке инжиниринговых услуг – сетевая инфраструктура (до 750 кВ включительно), генерация (тепловые, атомные и гидравлические станции) и нефтегазовый комплекс. Основные клиенты компании: • Генерирующие компании (ОГК и ТГК) • «ФСК ЕЭС» и «Холдинг МРСК» • «Газпром» и «Транснефть» • «Росэнергоатом» и промышленные предприятия. География проектов: На счету ОАО «Ивэлектроналадка» реализация контрактов в сфере энергетики в самых разных точках России - Калининградская ТЭЦ-2 и Мутновская ГеоЭС на Камчатке, Кольская АЭС и Туапсинский НПЗ, Жигулевская ГЭС и Среднеуральская ГРЭС, подстанции МЭС Центра, МЭС Северо-Запада, МЭС Волги и многие другие. Значительную долю пакета заказов компании составляют объекты Московского региона: ПГУ-450 на ТЭЦ-21 и ТЭЦ-27 «Мосэнерго», ММДЦ «Москва-Сити», ПС 500 кВ «Западная». «Особые приметы»: Блок 1200 МВт на Костромской ГРЭС и ПС 750 кВ «Владимирская». Свидетельства: • свидетельство СРО НП «Объединение энергостроителей» • свидетельство СРО НП «Энергостройпроект» • свидетельство СРО НП «Совет энергоаудиторских фирм нефтяной и газовой промышленности». Региональные представительства в России: гг. Москва, С-Петербург, Кострома, Н. Новгород, Самара, Саранск, Чебоксары, Ярославль.

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Закрытое акционерное общество «РАДИУС Автоматика» (ЗАО «РАДИУС Автоматика»)

124489, г. Москва, Зеленоград, Панфиловский пр-кт, д. 10, стр. 3 тел.: +7 (499) 735-22-91, +7 (499) 732-26-34 +7 (499) 735-54-41, +7 (499) 732-73-95 +7 (499) 732-22-01 e-mail: radius@rza.ru, www.rza.ru Год основания: 1990 Численность персонала: 300 человек Производственные площади: 11 500 кв. м Виды деятельности: Полный цикл – от НИОКР до производства: • цифровых терминалов РЗА и ПА 6-220 кВ; • шкафов РЗА и ПА на базе микропроцессорных терминалов, собственного производства; • средств определения повреждения воздушных линий 6 -750 кВ; • средств проверки устройств РЗА; • средств испытаний и диагностики оборудования; • систем АСУ ТП, АИИСКУЭ для энергетики. Поддержка потребителей: ЗАО «РАДИУС Автоматика» осуществляет комплексную поддержку потребителей: • предпродажная поддержка: • бесплатное предоставление образцов проектных решений; • подготовка ТКП по однолинейной схеме объекта; • разработка индивидуальных АРМ пользователей программного обеспечения «Старт-2ПС»; • разработка индивидуальных щитов управления для шкафов серии ШЭРА; • послепродажная поддержка: • возможность получить консультацию по эксплуатации непосредственно от разработчика продукции; • гарантийное обслуживание; • послегарантийное обслуживание. • регулярные бесплатные семинары-практикумы по обучению эксплуатации продукции. Технология производства: На ЗАО «РАДИУС Автоматика» внедрены передовые технологии производства. Производственный комплекс включает в себя: • современное оборудование для изготовления и автоматического контроля качества электронных элементов; • установки для металлообработки и покраски; • сборочные цеха с автоматизированными рабочими местами; • с тенды для поточного контроля работоспособности выпускаемой продукции на краях температурного диапазона; • лабораторию по текущему контролю соответствия выпускаемой продукции требованиям ЭМС. Сертификация: Система менеджмента качества производства и качество продукции подтверждены: • сертификатом ISO 9001; • сертификатами соответствия ГОСТ Р; • сертификатами соответствия требованиям ЭМС; • положительными заключениями МВК; • лицензией на конструирование оборудования для атомных станций; • лицензией на изготовления оборудования для атомных станций. Достигнутые результаты: Продукция ЗАО «РАДИУС Автоматика» представлена и эксплуатируется во всех энергосистемах РФ. Общее количество терминалов РЗА производства ЗАО «РАДИУС Автоматика», находящихся в эксплуатации в энергосистемах РФ, более 90 000 штук.

01 / Ноябрь 02 / Июнь 2011 2010

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы» (ООО «Прософт-Системы»)

Россия, 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, д. 194а, тел.: (343) 356-51-11; факс (343) 376-28-30 www.prosoftsystems.ru, прософт-системы.рф Год создания: 1995 Численность персонала: более 350 человек Производственные площади: более 2000 м2 О компании: «Прософт-Системы» – компания с высокопрофессиональным инженерным персоналом: среди сотрудников компании доктора и кандидаты технических, физико-математических наук, аспиранты. Система менеджмента качества компании соответствует требованиям ISO 9001:2008. В состав компании входит собственное производство, учебный центр и крупнейшая в регионе испытательная лаборатория по ЭМС. Наличие современной аккредитованной испытательной лаборатории позволяет проводить испытания изделий на самом высоком уровне начиная с этапа НИОКР, что существенно сокращает сроки разработки и повышает надежность выпускаемого оборудования. «Прософт-Системы» является членом международных отраслевых организаций и поддерживает открытые технологии и стандарты. Лицензии, сертификаты, свидетельства: • Свидетельства СРО «ЭнергоСтройАльянс», СРО «ЭнергоПроект»; • Лицензия Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору на эксплуатацию ядерной установки (выполнение работ и предоставление услуг); • Заключения ОАО «ФСК ЕЭС»; • Сертификаты «Ростехрегулирование», «Энсертико» и «Газпромсерт»; • Сертификаты утверждения типа средств измерений, в т.ч. в странах СНГ (Республика Беларусь, Казахстан, Узбекистан); • Лицензии на изготовление средств измерений; • Компания является правообладателем товарных знаков на ряд собственных продуктов и разработок. Виды деятельности: • Проектные работы; • НИР и разработка новой продукции; • Испытания выпускаемых изделий по ЭМС и безопасности;

• Производство оборудования; • Приемо-сдаточные испытания; • Шеф-монтаж и наладка; • Гарантийное и сервисное обслуживание; • Обучение.

Продукция: • Приборы и системы контроля, противоаварийной автоматики и мониторинга для электрических сетей и подстанций; • Аппаратура ВЧ-связи; • АСКУЭ, АИИС КУЭ с выходом на оптовые рынки, АСТУЭ; • АСУ ТП электрических подстанций и электростанций; • Системы телемеханики; • Комплексные решения по построению автоматизированных систем учета газа и распределенных систем сбора данных АСКУГ; • АСУ ТП для предприятий различных отраслей промышленности; • Приборы и системы неразрушающего контроля и диагностики и мн. др. Заказчики и география поставок: Среди заказчиков компании крупные энергетические компании и промышленные холдинги России и стран СНГ. Для повышения качества и оперативности обслуживания конечных потребителей, для обеспечения постоянного взаимодействие Заказчиков и специалистов «Прософт-Системы», с 2009 года открыты официальные представительства компании в республиках Беларусь и Узбекистан.

научно‑практическое издание

ИСТОРИЯ ПРАКТИКА

Давайте вспомним

Вспомним ветеранов мышленного внедрения. После себя он оставил богатое научно-техническое наследие. До сих пор в энергосистемах бывшего Советского Союза эксплуатируется серия фиксирующих приборов ОМП и средства автоматизации, созданные на основе изобретений Кузнецова А.П. Анатолий Павлович умел развивать способности к творческой работе у молодых специалистов, приходящих на работу в ОРГРЭС. Ярким представителем учеников и последователей Кузнецова А.П. являлся Всеволод Георгиевич Гловацкий, к сожалению, рано ушедший из жизни, но оставивший после себя воплощенные и не воплощенные идеи, касающиеся разработок современных микропроцессорных устройств РЗА. Публикуемые выдержки из воспоминаний Кузнецова А.П. о Фирме ОРГРЭС, подготовленные им в 2001 году к столетию релейной защиты, может быть, помогут читателям журнала понять истоки его успеха.

В мае 2011 года исполнилось бы 80 лет кандидату технических наук, заслуженному изобретателю РФ, Ветерану труда ОАО «Фирма ОРГРЭС» Кузнецову Анатолию Павловичу. Кузнецов А.П. – автор 105 изобретений, 3 книг и более 35 статей в технических журналах и сборниках. Длительное время являлся председателем Совета ВОИР ОРГРЭС, членом Московского городского отделения ВОИР, членом рабочей группы комиссии ГКНТ (более известной под названием «Федосеевская комиссия»). Вся трудовая деятельность этого поистине творческого и инициативного человека связана с известной в энергетических кругах фирмой ОРГРЭС. Кузнецов А.П. поступил на работу в электрический цех ОРГРЭС в 1950 году после окончания Московского энергетического техникума. С 1954 по 1957 годы служил в Советской Армии. В 1957 году поступил в Московский энергетический институт и после его окончания в 1962 году вернулся на работу в ОРГРЭС. За время работы в ОРГРЭС Кузнецов А.П. прошел путь от рядового наладчика до авторитетного разработчика устройств РЗА, ОМП и средств автоматизации, сумевшего довести свои идеи до про74

01 / Ноябрь 02 / Июнь 2011 2010

Из воспоминаний Кузнецова А.П.

Фирма ОРГРЭС была образована 21 апреля 1933 г. постановлением Народного комиссариата тяжелой промышленности № 255. Энергетика страны 30-х годов базировалась в основном на импортном оборудовании. Отечественная аппаратура релейной защиты и автоматики (РЗА) еще только зарождалась. ОРГРЭС стал первой специализированной организацией, осуществляющей комплексный пуск и освоение нового оборудования, повышение его надежности и экономичности, обобщение и распространение передового опыта, а также проводившей подготовку кадров для энергетики. В тематику работ входило все электрооборудование и вся аппаратура электрических станций и подстанций, причем устройствам РЗА уделялось большое внимание. В 1933 г. начал свою работу в ОРГРЭС талантливый инженер-электрик В.Е. Казанский, возглавивший в последующие годы работы ОРГРЭС по созданию и внедрению отечественных устройств РЗА. Костяк электрического цеха, выполнявшего пусконаладочные работы в электрической части электростанций и сетей, освоение импортного электрооборудования и устройств релейной защиты, составляли: В.В. Майвалдов (его первый начальник), И.А. Сыромятников, руководивший элек-

ИСТОРИЯ

Давайте вспомним

тролабораторией, В.Е. Казанский, В.Ф. Воскресенский, И.Г. Делов, Ф. Гецов, Г.П. Минин, А.И. Сосунов, В.К. Спиридонов, И.Л. Шмидт, Э.М. Элышнд, В.С. Кандахчан, С.Н. Флексер. В 1936-1937 гг. электроцехом ОРГРЭС руководил Д.Г. Жимерин, ставший в 1942 г. наркомом, а в 1953 г. – министром электростанций СССР. Группой релейщиков электроцеха ОРГРЭС в составе И.Г. Делова, В.Е. Казанского, В.В. Майвалдова и В.К. Спиридонова в 1935 году было разработано и издано первое в СССР пособие для релейщиков электростанций и сетей «Электромонтер релейной службы», обобщающее опыт ОРГРЭС по наладке устройств релейной защиты. В 1940 г. специалистами ОРГРЭС были разработаны первые «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей», которые были введены в действие 8 апреля 1940 года, и до настоящего времени, в современной дополненной и уточненной редакции, являются настольной книгой каждого энергетика. В предвоенные годы ОРГРЭС осуществлял технический надзор за работой практически всех электростанций и сетей, входящих в систему Главэнерго. Эта работа способствовала росту квалификации специалистов энергосистем и ОРГРЭС. В период Отечественной войны, когда всюду ощущалась острая нехватка электроэнергии, ОРГРЭС успешно решал вопросы повышения мощности и обеспечения экономичности действующих электростанций, надежности работы РЗА электросетей, удлинения сроков работы энергооборудования и аппаратуры без ремонта. В послевоенные годы ОРГРЭС в больших объемах проводил комплексные работы по восстановлению оборудования и аппаратуры электростанций и сетей. В эти годы ОРГРЭС регулярно пополнялся большими группами специалистов, в основном выпускниками МЭТ и МЭИ. ОРГРЭС – хорошая школа для начинающих специалистов. Под руководством опытных товарищей они быстро получали большой практический

опыт, участвуя в проведении пусконаладочных работ. Полученный опыт был использован для подготовки рекомендаций заводу-изготовителю по совершенствованию новых защит и методик по наладке для релейщиков энергосистем . Создание и внедрение новых средств РЗА и ОМП – одно из основных направлений работ электроцеха ОРГРЭС. В начале 60-х годов в СССР лишь небольшая часть ВЛ 110 кВ и выше была оборудована изготовленными силами энергосистем фиксирующими приборами (ФП). Под руководством В.Е. Казанского в электроцехе ОРГРЭС были проведены теоретические исследования и разработаны принципы новых электронных ФП с запоминающим конденсатором (авторы В.Е. Казанский, А.П. Кузнецов). Созданные ФП по своим характеристикам не уступали лучшим зарубежным аналогам и были запатентованы в Японии, Швеции и Франции. На основе ФП, разработанных ОРГРЭС, Рижским опытным заводом «Энергоавтоматика» в 1969 г. был освоен выпуск первых серийных ФП типа ФИП. В последующие годы по разработкам ОРГРЭС был освоен серийный выпуск более совершенных ФП – ЛИФП, ФПТ, ФПН, ФИС, МФИ-1, устройств РЗ типов МТЗ-М, ТЗК-1 и устройств автоматики АПВ-2П, АПВ-2М, УПУ-1. Разработка и подготовка к выпуску комплекса устройств РЗА и ОМП были выполнены специалистами электроцеха ОРГРЭС: А.П. Кузнецовым, В.Е. Казанским, В.Г. Гловацким, А.И. Айзенфельдом, А.К. Белотеловым, А.А. Кудрявцевым с участием работников Рижского завода П.Е. Брунс, А.Я. Янаус, Э.Я. Беркинфельд, В.Н. Аронсон, И.К. Сурвило и др. Разработка индикаторов МФИ-1 была выполнена совместно с Рижским политехническим институтом (А.С. Саухатас и др.). В те же годы специалистами электроцеха ОРГРЭС (О.А. Гильчер, В.И. Иоэльсон и др.) были разработаны принципы и технические решения испытательных установок для проверки РЗ. Результаты работ были использованы при создании серийных испытатель-

научно‑практическое издание

ных устройств У5052 и У5053. Электроцехом ОРГРЭС совместно с Самараэнерго (А.П. Кузнецов, А.К. Белотелов, В.Г. Гловацкий, Ю.А. Степанов и др.) были разработаны новые методы проверки средств РЗА без отключений присоединений, проверки характеристик РЗ с реле прямого действия выпрямленным током и проверки исправности высоковольтных ТТ под нагрузкой. В 90-х годах ОРГРЭС совместно с ВНИИР были разработаны отечественные газовые реле РГТ80, РГТ50 и струйное реле РСТ25. По своим техническим характеристикам реле не уступали лучшим зарубежным образцам и были запатентованы в России и на Украине. Опыт разработки и внедрения устройств РЗА был использован релейщиками ОРГРЭС при создании новых микропроцессорных устройств РЗА. В 90-х годах электроцехом ОРГРЭС совместно с НПФ «Радиус» были разработаны и внедрены в серийное производство микропроцессорные приборы ОМП нового поколения ИМФ-1, ИМФ-2 и ИМФ-3, микропроцессорные устройства РЗА для распределительных электросетей «Сириус» и «Орион» и комплектные микропроцессорные испытательные установки для проверки РЗА «Уран», «Нептун» и «Сатурн-М». Релейщики ОРГРЭС разрабатывали для энергосистем нормативные и директивные материалы, Типовые положения о службах РЗА, Инструкции по проверке средств РЗА, Правила технического обслуживания устройств РЗА электросетей 0,4-35 кВ, электрических станций и подстанций 110-750 кВ, Информационные письма и Циркуляры. За длительный период специалистами ОРГРЭС была разработана практически основная часть всех действующих нормативно-технических и информационных материалов (более 150 наименований) по наладке, проведению испытаний и техническому обслуживанию устройств РЗА разных типов. Публикацию подготовил А.К. Белотелов

История ИСТОРИЯ

01 / Ноябрь 2010

Давайте вспомним

научно‑практическое издание

Внимание НП «СРЗАУ»

Требования к оформлению статей

Требования к оформлению статей в рубриках «наука» и «практика» УДК

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

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

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

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

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

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

• акт экспертизы; • ходатайство научного руководителя.

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

Требования к формулам:

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

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

Таблицы могут быть с заголовками и без.

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

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

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

• чертежи: в строгом соответствии с ЕСКД.

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

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

• шрифты: латинские буквы набираются курсивом; обозначения матриц, векторов, операторов – прямым полужирным шрифтом; буквы греческого ал-

Microsoft Word. • шрифт подрисуночных подписей: 9 пт.

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

• иллюстрации присылать отдельными файлами в форматах:

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

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

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

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

научно‑практическое издание

Гарантированное получение всех номеров журнала

Подписка на 2011 г. (4 номера) - 3400 рублей Стоимость подписки включает НДС и цену доставки

В 2011 году Вы можете оформить подписку на журнал «Релейная защита и автоматизация» только через редакцию, отправив заполненную Заявку удобным для Вас способом (по e-mail: ina@srzau-ric.ru или почтовому адресу: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, д. 3). «объединенный банк республики» (ооо) г. чебоксары

бик

049706749

Сч. №

Банк получателя

ИНН 2130080480

КПП 213001001

30101810600000000749 40702810300020080892

Сч. №

ООО «РИЦ «СРЗАУ» Получатель

Поставщик:

ооо "риц"срзау", инн 2130080480, кпп 213001001, 428003, чувашская Республика-Чувашия, г. Чебоксары, пр-кт И. Я. Яковлева, дом № 3, тел.: (8352) 226-294, 226-395, факс: (8352) 220-110

Покупатель: №

Товары (работы, услуги)

Подписка на журнал «Релейная защита и автоматизация» №№ 1-4, 2011 г.

Кол-во

Ед.

шт.

Цена

Счет на оплату №

Сумма

2 881,36

Итого: Сумма НДС: Всего к оплате:

2 881,36 518,64 3 400,00

Всего наименований 1, на сумму 3 400,00 руб. Три тысячи четыреста рублей 00 копеек информация для доставки журнала по почте

Получатель журнала (Ф.И.О.):

(полностью)

Должность: Структурное подразделение: (почтовый индекс)

(почтовый адрес)

Адрес доставки:

По всем вопросам обращаться в редакцию журнала - тел.: (8352) 226-394, 226-395; ina@srzau-ric.ru СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. Бреслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 21 2. Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки 3. К омплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2 4. П РОЭЛ, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 28 5. РАДИУС-Автоматика, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 8

02 / Июнь 2011

научно‑практическое издание

6. РЗА СИСТЕМЗ, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 36-37 7. Свердловэлектроремонт, ОАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 69 8. Уралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки, стр. 10-17 9. Феникс Контакт РУС, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 57-59 10. Э КРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки, стр. 44-50

научно‑практическое издание

20 лет на службе родной энергетике

Аппаратный комплекс АК “ТриТОН”

Организация комплексных каналов передачи команд РЗ, ПА и сигналов связи: - ВЧ трактом по ЛЭП, - по выделенной ВОЛС, - по цифровому каналу связи Заключение аттестационной комиссии ОАО “ФСК ЕЭС” № 47/041-2010 от 13.12.2010