Журнал «релейная защита и автоматизация» №4 (05) 2011 by РИЦ "СРЗАУ"

Ж У РН А Л Н ЕКО М М ЕРЧ Е С КО ГО П А Р Т Н ЕР С Т ВА « СОД ЕЙ С Т В И Е РА З В И Т И Ю Р Е Л Е Й Н О Й З А Щ И Т Ы , А В Т О М АТ И К И И У П РА В Л Е Н И Я В ЭЛ Е К Т Р ОЭ Н Е Р Г Е Т И К Е »

Н А У Ч Н О - П РА К Т И Ч Е С К О Е И З Д А Н И Е Решения отечественных компанийсреда для разработчика цифровой подстанции | Исследования высших гармоник в токе замыкания НП «СРЗАУ» – 2 года | Интегрированная технологических программ МП терминалов РЗА | Результаты испытаний на землю | Восстановление ЭЭС после деления управления | Самовосстановление энергосистем | Современные АЛАР-М | Реализация АЛАР в шкафах ШЭ2607 | Автоматика ДГР | Системы оперативного постоянного тока – релесредства контроля сопротивления изоляции РКИ-Э,при специфические проблемы ЭМС | Еще раз о кадрахиспытаний | Проверка ВЧ заградителей с использованием параллельных вычислений решении режимных задач | Результаты новых типов кабелей на ЭМС ВЧм | Надежность РЗА в ЕЭС России | Электромеханические устройства РЗА: настоящее и будущее РЗА | Техническая |РЕТОМ Адаптация релейной систем аппаратуры к требованиям стандартов по ЭМС | Проблемы реконструкции | САПР политика ОАО «ФСК ЕЭС» в областиобеспечения РЗА | МЭК 61850 микропроцессорных – особенности реализации, способы представления данных | Представляем для создания программного терминалов РЗА | Достижения российских партнеров НП «СРЗАУ» Рассматривая старую фотографию – «Релейщики поздравления | Фотоконкурс| Тестирование производителей в |вопросе совместимости при работе по ОДУ» шине| Наши процесса МЭК 61850-9-2LE устройств РЗА с поддержкой МЭК 61850 | Аттестация аппаратуры ВЧ-связи | 50 лет Воткинской ГЭС | Фотоконкурс |Ноябрь ||2010 № 04 № 01 № 04 № 02 (05) (00) (05) (03) Декабрь Июнь | |2011 2011 2011 |||Сентябрь № 03 (04) 2011

«Релейная защита и автоматизация» – «Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. научно-практическое издание. №04 (05), 2011 год, декабрь. №04 (05), 2011 год, ноябрь. Периодичность: 4 раза в год. Периодичность: Тираж: 3000 экз.4 раза в год. Тираж: 3000 экз. «Релейная защита и автоматизация» – Учредители научно-практическое Учредителижурнала: журнала: издание. Некоммерческое партнерство развитию релейной Некоммерческое партнерство «Содействие развитию № 1 (0), 2010 год, ноябрь. "Содействие релейной защиты, автоматики защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», Периодичность: 4 раза в год.и управления в электроэнергетике», Общество с ограниченной Общество с ограниченной ответственностью Тираж: 999 экз. ответственностью «Рекламно‑издательский центр релейной «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию «Содействие развитию релейнойв электроэнергетике», защиты, автоматики защиты, автоматики и управления Издатель: и управления в электроэнергетике», Белотелов Алексей Белотелов Алексей Константинович. ООО «Рекламно‑издательский центр Константинович. Издатель: «Содействие развитию релейной Издатель: ООО «Рекламно‑издательский центр «Содействие защиты, автоматики и управления ООО «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Учредители: в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Учредители издательства: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», Учредители издательства: ООО ООО Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», ООО НПП НПП«ЭКРА», «ЭКРА», ООО«НПП НПП «Бреслер», ООО «НПП ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Константинович. НП «СРЗАУ». «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Состав редакционной коллегии: Константинович. Состав редакционной коллегии: Главный редактор – Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., Состав редакционной коллегии: Главный редактор – Белотелов Алексей президент НП «СРЗАУ». Главный редактор – Белотелов Алексей Константинович, Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ» к.т.н., президент НП «СРЗАУ». Выпускающий редактор – Иванова Наталия Анатольевна. Члены редакционной коллегии: Выпускающий редактор – Иванова Наталия Анатольевна. Члены редакционной коллегии: Арцишевский Ян Леонардович, Члены редакционной коллегии:к.т.н., МЭИ (Технический Арцишевский Леонардович, к.т.н., доцент –ЯнМЭИ (Технический университет); Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., МЭИ (Технический университет); Дорохин Евгений Георгиевич – университет); Дорохин Евгений Георгиевич – филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Дорохин Евгений Георгиевич, филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович – филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович – ОАО «Ивэлектроналадка»; Журавлев Евгений Константинович, ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович – ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович – ОАО «Холдинг МРСК»; ОАО «Холдинг Илюшин Павел МРСК» Владимирович, Караулов Александр Александрович – Караулов Александр ОАО «Холдинг МРСК»; Александрович – ОАО «ВНИИАЭС»; Караулов Александр Александрович, ОАО «ВНИИАЭС»; Левиуш Александр Ильич, д.т.н. – ОАО «ВНИИАЭС»; Левиуш Александр Ильич, д.т.н. – ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Козлов Владимир Николаевич, к.т.н., ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Любарский Дмитрий Романович – ООО НПП «Бреслер»; Любарский Дмитрий Романович – институт «Энергосетьпроект»; Лачугин Владимир Федорович, к.т.н., институт «Энергосетьпроект»; Маргулян Александр Михайлович – ОАО «ЭНИН»; Маргулян Александр Михайлович – Левиуш Александр Ильич, д.т.н., ЗАО «НОВИНТЕХ»; ЗАО «НОВИНТЕХ»; ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., Нагай Владимир Иванович, д.т.н., Любарский Дмитрий Романович, профессор – Южно-Российский государственный технический профессор – Южно-Российский институт «Энергосетьпроект»; университет; государственный технический университет; Маргулян Александр Михайлович, Орлов Юрий Николаевич – Орлов Юрий Николаевич – ЗАО «НОВИНТЕХ»; ОАО "Фирма ОРГРЭС"; филиал ОАО «ИЦ ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор, Петров Сергей Яковлевич – Петров Сергей Яковлевич – Южно-Российский государственный технический ун-т; ЗАО «ОРЗАУМ»; Орлов Юрий Николаевич, ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович – ОАО «Фирма ОРГРЭС»; Пуляев Виктор Иванович – ОАО «ФСК ЕЭС»; Яковлевич, Петров Сергей ОАО «ФСК ЕЭС»; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ – ЗАО «ОРЗАУМ»; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., Чувашский государственный университет; Пуляев Виктор Иванович, профессор, член СИГРЭ – Чувашский Шуин Владимир ОАО «ФСК ЕЭС»; Александрович, д.т.н., профессор – Ивановский государственный университет; государственный энергетический университет. Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, Шуин Владимир Александрович, д.т.н., Дизайн и верстка: Качанова Ирина, e-mail: design@srzau-ric.ru член СИГРЭ , Чувашский государственный университет; профессор – Ивановский государственный Шуин Владимир Александрович, д.т.н., профессор, редакция журнала: энергетический университет. Ивановский государственный энергетический университет. Адрес: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пркт И. Яковлева, 3, Адрес редакции: Дизайн и верстка: Качанова тел.: (8352) 226-394, 226-395 Ирина, e-mail: design@srzau-ric.ru 428003, Россия, Чувашская Республика, редакция журнала: e-mail: ina@srzau-ric.ru г. Чебоксары, пр-т И. Яковлева, Адрес: 428003, Россия, Чувашская3,Республика, г. Чебоксары, Главный редактор: пр-кт(495) И. Яковлева, 3,добавочный тел. глав. редактора: (495) 984‑29‑05, доб. 231, тел.: 984-29-05, 231 тел.: (8352) 226-394, 226-395 e-mail: info@srzau.ru e-mail: info@srzau-np.ru e-mail: ina@srzau-ric.ru Главный редактор: Дизайн, верстка и печать журнала: печать: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д тел.: (495) 984-29-05,428031, добавочный 231 ООО «НН ПРЕСС», Машиностроителей, д. 1с. Россия, г. Чебоксары, e-mail: info@srzau-np.ru

пр-д Машиностроителей, д. 1с,

печать: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, тел.: (8352) 28-26-28, 28-26-00 Редакция не несет ответственности пр-д Машиностроителей, д. 1с. за достоверность материалов. Редакция не несетрекламных ответственности Редакция не несет ответственности Рекламируемая продукция подлежит обязательной за достоверность рекламных материалов. за достоверность рекламных материалов. сертификации и лицензированию. Рекламируемая продукция подлежит обязательной Рекламируемая продукция подлежит размещенных сертификации и лицензированию. Перепечатка, цитирование и копирование обязательной сертификации Перепечатка, цитирование и копирование размещенных в журнале публикаций допускается только со ссылкой и лицензированию. в журнале публикаций допускается только со ссылкой на издание. на издание. цитирование и копирование Перепечатка, Регистрационное свидетельство ПИ № ФС77-44249 размещенных в журнале публикаций Регистрационное свидетельство На обложке: общий Воткинской ГЭС. допускается тольковид со ссылкой на издание. ПИ № ФС77-44249.

Уважаемые коллеги и читатели журнала! Представляю Вам завершающий 2011 год четвертый номер журнала «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ». Конец года, как всегда, богат на знаменательные для энергетиков события. И мы не могли обойти вниманием такие из них, как 50 лет со дня пуска первого агрегата Воткинской ГЭС, 70-летие известного релейщикам всех поколений Чебоксарского электроаппаратного завода (ЧЭАЗ) и, конечно, День энергетика – 22 декабря. Редакция журнала обнаружила прогресс и активизацию отечественных компаний в части реализации в своих разработках стандарта МЭК 61850. Читателям журнала будет интересна информация, публикуемая в разделе «События» о состоявшейся на международном форуме по нанотехнологиям Rusnanotech демонстрации работы волоконно-оптических преобразователей тока и напряжения ЗАО «ПРОФОТЕК» совместно с микропроцессорными терминалами РЗА НПП «ЭКРА» и контроллером присоединения компании «Энергопромавтоматизация». Компания «Новинтех» сообщает об успешных испытаниях по совместимости оборудования НПП «Микроника» и ИЦ «Бреслер», работающего по шине процесса МЭК 61850. Как всегда, в этом номере журнала представлены статьи по актуальным вопросам разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП. Рубрика «Наука» нашего журнала расширена за счет публикации Уральского отделения РАН, Коми научного центра, относящейся к области диспетчерского технологического управления. Рубрика «Практика» отличается большим разнообразием публикаций. Интересна статья релейщика-практика и юбиляра Дорохина Евгения Георгиевича о проблемах реконструкции РЗА на примере Кубанского РДУ. Здесь же вопросы организации питания цепей оперативной блокировки разъединителей цифровой подстанции и вопросы адаптации релейной аппаратуры к требованиям стандартов по ЭМС. Продолжает тему сертификации (аттестации) оборудования, ее положительных и отрицательных сторонах, статья известного специалиста по ВЧ-связи Шкарина Юрия Павловича. Историческая рубрика посвящена событию 50-летней давности – пуску первого агрегата Воткинской ГЭС. Уважаемые читатели! Надеюсь, наш журнал заинтересовал Вас как специалистов-профессионалов, мы не собираемся останавливаться на достигнутом. Следующий номер журнала выйдет уже в новом 2012 году. Поздравляю Вас с наступающими праздниками – Днем энергетика и Новым 2012 годом! Надеюсь на плодотворное сотрудничество в новом году. С уважением, Главный редактор Алексей Белотелов

04 / Декабрь 2011

Cодержание:

стр.

1. События:

Выставки и конференции: •  Решения для цифровой подстанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 •  О комплексных решениях при проектировании энергообъектов 6-220 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 • Инновации в энергетике . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 •  Открытие нового «Созвездия» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 Интервью: •  «Дороги, которые мы выбрали» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2. Наука:

Релейная защита: •  Ширковец А.И. Исследование параметров высших гармоник в токе замыкания на землю и оценка их влияния на гашение однофазной дуги . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Автоматика: •  Успенский М.И., Смирнов С.О., Кызродев И.В. Восстановление ЭЭС после деления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 АСДУ: •  Полуботко Д.В. Использование современных компактных средств параллельных вычислений при решении режимных задач оперативного управления региональных ЭЭС. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 ЭМС: •  Сарылов О.В., Свентицкий А.А. Проведение сравнительных испытаний на экранирование и устойчивость к электромагнитным воздействиям новых типов кабелей для промышленных энергетических объектов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3. Практика:

Релейная защита: •  Дорохин Е.Г. Некоторые проблемы реконструкции РЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 •  Шедриков Б.Д. Применение систем автоматизированного проектирования для создания технологического программного обеспечения микропроцессорных терминалов РЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Автоматика: •  Барканс Е. Защита от развалов и самовосстановление энергосистем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 МЭК 61850: •  Летуновский Д.Н., Фербиков Д.М., Николаев И.Н. Российские производители достигли совместимости при работе по шине процесса МЭК 61850-9-2LE . . . . 58 •  Смирнов Ю.Л., Александров Н.М. Расширение возможностей тестирования устройств, поддерживающих стандарт МЭК 61850 . . . . . . . . . . . . . 61 НКУ: •  Быков К.В., Шаварин Н.И.  Шкафы питания цепей ОБР для цифровой подстанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 ЭМС: • Ильин В.Ф. Адаптация релейной аппаратуры к требованиям стандартов по ЭМС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 Разработка и изготовление: • Щит собственных нужд – «ЩСН-РА» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 Аттестация: • Шкарин Ю.П. К вопросу аттестации аппаратуры ВЧ связи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4. Представляем членов НП «СРЗАУ»:

•  Закрытое акционерное общество «Чебоксарский электроаппаратный завод» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 •  Общество с ограниченной ответственностью «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

5. История:

•  50 лет Воткинской ГЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

6. Требования к оформлению статей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 7. Внимание: фотоконкурс! . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 научно‑практическое издание

События

Выставки и конференции

Решения для цифровой подстанции 28 октября 2011 года на международном форуме по нанотехнологиям Rusnanotech, проходившем в Москве с 26 по 28 октября 2011 г., состоялась презентация продукции ЗАО «ПРОФОТЕК», на которой была продемонстрирована работа волоконно-оптических преобразователей тока и напряжения совместно с микропроцессорным терминалом релейной защиты научно-производственного предприятия «ЭКРА» и контроллером присоединения компании «ЭнергопромАвтоматизация» по протоколу МЭК 61850-9-2. В декабре на выставке «Электрические сети России-2011» намечена презентация комплексного решения для цифровых подстанций на базе оборудования ЗАО «ПРОФОТЕК», ООО НПП «ЭКРА», ООО «ЭнергопромАвтоматизация» и ОАО «НИИПТ». • G OOSE (Generic Object Oriented Substation

Терминал серии БЭ2704 ООО НПП «ЭКРА» Фото 1. Выставочный стенд ЗАО «ПРОФОТЕК»

04 / Декабрь 2011

В рамках реализации программы ОАО ФСК ЕЭС «Цифровая подстанция» начиная с 2011 года научно-производственное предприятие «ЭКРА» серийно выпускает микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики БЭ2704 с поддержкой протоколов передачи данных по группе стандартов МЭК 61850, на которой предусматривается создание систем контроля, защиты и управления подстанциями нового поколения, основанных на передаче информации в цифровом формате. Данной группой стандартов описывается использование трех протоколов передачи данных: • M MS (Manufacturing Message Specification) – для передачи общей информации согласно ISO 9506-1 и ISO 9506-2;

Event) – для передачи дискретных сигналов согласно МЭК 61850-8-1; • S V (Sampled Value) – для цифровой передачи аналоговых сигналов согласно МЭК 61850-9-2. В исполнениях терминалов БЭ2704 для обмена информацией в соответствии с протоколами MMS и GOOSE по двум взаимнорезервируемым каналам используются специальные разъемы Ethernet (порты) LAN1 и LAN2 справа внизу на задней стенке терминала, фото 2). Прием аналоговых сигналов тока и напряжения защищаемого присоединения осуществляется традиционным способом – монтажом соответствующих цепей от измерительных трансформаторов тока и напряжения (левый крайний разъем на фото 2). В июне 2011 года данный терминал успешно прошел «штормовые испытания» совместно с аппаратурой ОАО «НИИПТ», в результате которых подтверждено соответствие требованиям протокола МЭК 61850-8-1 и их совместная надежная работа. Работы по обеспечению возможности приема терминалом БЭ2704 аналоговых сигналов в соответствии с протоколом SV ведутся в НПП «ЭКРА» с 2008 года. На первом этапе был реализован прием цифровых потоков данных, передаваемых от электронных измерительных трансформаторов тока и напряжения в соответствии со спецификацией SV. Завершающим моментом этого этапа работ была успешная апробация летом 2011 года образца терминала БЭ2704 022 с приемом цифровых потоков входных данных, ге-

События

Выставки и конференции

Разъемы сети Ethernet стандарта МЭК 61850-8-1 LAN1 и LAN2

нерируемых сертифицированными устройствами OMICRON CMC256, RTDS, а также специализированными программными симуляторами собственной разработки. При этом был проведен полный комплекс испытаний характеристик измерительных органов защит данного исполнения терминала (реле сопротивления, реле направления мощности, реле тока, напряжения и др.) с использованием испытательной установки OMICRON СMC256 в режиме передачи сигналов срабатывания GOOSE-сообщениями. В ходе испытаний проверена и подтвержФото 3 . Терминал БЭ2704 с поддержкой дена возможность одновременного протокола SV (вид спереди) приема и обработки одним входным блоком терминала четырех и более потоков данных, что позволит, в дальнейшем, реализовать на этом исполнении терминала полный комплект защит многообмоточного трансформатора. Второй этап работ – прием цифрового потока данных по протоколу SV от цифровых оптических трансформаторов – был проведен в тесном сотрудничестве с ЗАО «ПРОФОТЕК», отечественным разработчиком оборудования подобного назначения. В конце октября (25.10.2011) Разъемы сети Разъем сети Ethernet стандарта в Москве ЗАО «ПРОФОТЕК» и ООО Ethernet стандарта НПП «ЭКРА» успешно провели исМЭК 61850-8-1 МЭК 61850-9-2 LE пытания функциональной совмеLAN1 и LAN2 LAN3 стимости между микропроцессорФото 4. Терминал БЭ2704 с поддержкой ным терминалом производства ООО протокола SV (вид сзади) НПП «ЭКРА» и электронно-оптическим блоком волоконно-оптического преобразователя тока производства ЗАО «ПРОФОТЕК» в соответствии со стандартом МЭК 61850-9-2LE. Фото 2. Терминал БЭ2704 с поддержкой протокола МЭК 61850-8-1 (вид сзади)

научно‑практическое издание

Результаты этого этапа работы были продемонстрированы на международном форуме по нанотехнологиям в г. Москва широкому кругу специалистов и представителям высшего эшелона руководства страны как очередная веха в реализации программы «Цифровая подстанция», причем на оборудовании только отечественных производителей (фото 1). В составе экспонируемого на выставке оборудования НПП «ЭКРА» был представлен терминал БЭ2704, показанный на фото 3 и 4. В нем отсутствует традиционный для микропроцессорных терминалов защит разъем приема аналоговых сигналов (см. фото 2 и 4), но в дополнение к портам LAN1, LAN2 появился новый порт LAN3 (см. фото 4), предназначенный для приема сигналов токов и напряжений в соответствии с протоколом SV. В рамках продолжения работ по рассматриваемой тематике с осени 2011 года в электроэнергетическом научно-исследовательском центре – ОАО «НИИПТ» – создается испытательный стенд для отработки взаимодействия устройств и программного обеспечения в условиях цифровой подстанции. На стенде ОАО «НИИПТ» задействованы устройства ведущих зарубежных и отечественных производителей с поддержкой стандарта МЭК 61850 для подтверждения их полной информационной интеграции. В соответствии с МЭК 61850 система будет состоять из трех уровней: • ш ина процесса с оптическими трансформаторами (ЗАО «ПРОФОТЕК») и выносным УСО (microRTU) NPT Expert (ООО «ЭнергопромАвтоматизация»); • у ровень присоединения: микропроцессорные защиты ООО НПП «ЭКРА» и контроллер присоединения NPT BAY-9-2 ООО «ЭнергопромАвтоматизация» (устройства обоих производителей будут принимать аналоговую информацию в цифровом виде по протоколу МЭК 61850-9-2 и дискретную – по МЭК 61850-8-1); • с танционный уровень реализован на базе SCADA NPT Expert (ОАО «НИИПТ») с поддержкой МЭК 61850-8-1. Премьерный показ возможностей испытательного стенда запланирован на выставке «Электрические сети России-2011». Иванова Н.А. (по материалам, предоставленным ЗАО «ПРОФОТЕК» и ООО НПП «ЭКРА») 5

События

Конференции

О комплексных решениях при проектировании энергообъектов 6-220 кВ С 19 по 25 сентября этого года на базе ЗАО «РАДИУС Автоматика» прошла 7-ая научно-практическая конференция «Комплексные решения при проектировании новых и реконструкции действующих электрических станций и подстанций напряжением 6-220 кВ». В этом году в мероприятии приняли участие более 180 ведущих специалистов по эксплуатации РЗА и проектных институтов со всей страны. В ходе конференции обсуждались: опыт внедрения различных решений РЗА, концепции развития систем РЗА в России и практические результаты, достигнутые ЗАО «РАДИУС Автоматика» и ее партнерами по претворению в жизнь решений, принятых по итогам ранее прошедших конференций и семинаров-практикумов, организованных предприятием.

Фото 1. Доклад о поддержке протокола МЭК 61850 в терминалах серии Сириус

Фото 2. Автоматическая пайка плат со встроенным контролем корректности установки элементов

04 / Декабрь 2011

В первый день участников конференции познакомили с новым цехом ЗАО «РАДИУС Автоматика» по производству терминалов РЗА и образцами новой продукции. Построенный в 2010 году и запущенный на полную мощность в 2011 году, новый цех укомплектован передовым в мире и во многом уникальным для России автоматизированным производственным оборудованием. Акцент при использовании машинного труда смещен от количественных показателей производства к усилению контроля качества изделий и их комплектующих: две трети нового оборудования предназначено для контроля качества продукции и остальное имеет встроенную автоматическую систему контроля качества выполнения операций. Как могли убедиться воочию участники конференции, в процессе производства выявляется не только соответствие изготовленного оборудования проектной документации, но и замаскированные под фирменные контрафактные и некачественные комплектующие – основная причина сбоев в работе современных средств РЗА. Продемонстрированное технологическое оборудование также позволяет в текущем режиме проводить исследования по потенциальному изменению свойств каждой выпускаемой единицы продукции на протяжении всего жизненного цикла. Это гарантирует надежность каждой единицы продукции в течение всего заявленного срока ее эксплуатации.

События

Конференции

Фото 3. Демонстрация образца нового щита собственных нужд ЩСН-РА

Фото 4. Демонстрация серийных образцов шкафа ШЭРА-ГС-2002

С 21 по 23 сентября участникам конференции были представлены на обсуждение новые технические решения ЗАО «РАДИУС Автоматика» и его партнеры в области построения современных систем РЗА. Сезон 2010-2011 гг. оказался весьма плодородным на научно-конструкторские достижения. Например, специалистами предприятия была разработана серия терминалов защит для собственных нужд электрических станций и подстанций и освоены в производстве терминалы «Сириус-2-0,4 АВ» и «Сириус-2-0,4 ВВ». Логическим следствием появления защит 0,4 кВ стала разработка щитов собственных нужд переменного тока 0,4 кВ «ЩСН-РА». Их отличительная особенность – достигнутый разработчиками баланс в совмещении западных технологий и отечественного опыта построения систем РЗА. Участникам конференции также был представлен и опытный образец секционирующего пункта «СП-РА» для автоматизации воздушных линий электропередачи трехфазного переменного тока частотой 50 Гц и номинальным напряжением 6-10 кВ. Традиционно широкой была презентация шкафов серии ШЭРА. Специалисты ЗАО «РАДИУС Автоматика» представили целый комплекс новых шкафов, носящий как количественный, так и эволюционный характер. Среди новинок: шкафы основных защит линии 110-220 кВ «ШЭРА-ДФЗ110-1001» и «ШЭРА-ВЧ-1001», шкаф дифференциальной защиты сборных шин 35220 кВ «ШЭРА-ДЗШ-3002-И», шкаф защит и синхронизации генератора «ШЭРА-ГС-РАС-4001» и построенный на терминалах нового поколения шкаф определения места повреждения научно‑практическое издание

линий 6-750 кВ «ШЭРА-ОМП-6004». Участникам конференции было представлено освоенное в производстве исполнение шкафов наружной установки «ШЭРА-Н». При этом было подчеркнуто, что шкаф регулирования трансформаторов «ШЭРА-Н-РН-2052» и шкаф управления и блокировки разъединителей «ШЭРА-Н-УБР» в наружном исполнении уже работают в региональных энергосистемах России. Отдельной темой для обсуждения стали новые системы оперативных блокировок, часть из которых уже освоены в производстве. 24 сентября было посвящено обсуждению опыта внедрения протокола МЭК 61850 и перспектив развития цифровых подстанций. Были заслушаны доклады участников конференции, в которых говорилось о преимуществах использования и в то же время функциональных ограничениях, накладываемых на системы РЗА протоколом МЭК 61850. Специалисты ЗАО «РАДИУС Автоматика» рассказали о реализации поддержки протокола МЭК 61850 в терминалах серии «Сириус-2» и «Сириус-3», а также представили новое устройство синхронизации «Орион-УСВ» для реализации цифровой подстанции. В заключение конференции ее участниками была вновь подтверждена необходимость проведения подобных мероприятий на регулярной основе для интеграции усилий энергетических, проектных и научно-производственных компаний России на пути дальнейшего развития российской электроэнергетики.

События

Выставки и конференции

ИННОВАЦИИ В ЭНЕРГЕТИКЕ Подведены итоги 2-ой международной выставки и конференции по инновациям и информационным технологиям в энергетике IPNES и ITеnergy-2011. Участники и посетители уверены: мероприятие будет развиваться вместе с отечественным ТЭК. IPNES и ITеnergy - 2011 Место проведения: Выставочный павильон «Электрификация» № 55, «ВВЦ», г. Москва. Организаторы: Министерство энергетики РФ, НП «ИНВЭЛ», ОАО «Выставочный павильон «Электрификация». Стратегические партнеры: ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ДВЭУК». Партнёры: ФГУ «Российское энергетическое агентство», НП «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике». Соорганизатор конференции: Информацион-

Участие в экспозиции приняли более 60 отечественных и зарубежных компаний. Выставку посетили 1049 гостей: энергетики, представители властных структур РФ, инвесторы отрасли. Большой интерес экспозиция вызвала у прессы: мероприятие освещали журналисты 54 отраслевых и деловых СМИ. IPNES и ITеnergy-2011 показали: интерес к теме инновационного развития энергокомплекса возрастает, а обсуждение преобразований выходит за рамки узкопрофессионального сообщества. В рамках деловой программы прошло 15 мероприятий. Международная конференция собрала 260 экспертов ТЭК из разных городов и стран. Полторы сотни специалистов приняли участие в круглых столах. На ежегодное собрание IV Совет по ИТ в ТЭК прибыли 50 топ-менеджеров крупнейших энергокомпаний и ИТпрофессионалов энергетической отрасли. В рамках выставки состоялось награждение лауреатов двух отраслевых конкурсов. Конкурс на лучший экспонат IPNES был учрежден стратегическим партнером мероприятия – ОАО «ФСК ЕЭС». Второй конкурс – «Организация высокой социальной эффективности в электроэнергетике-2011», проведен Общероссийским отраслевым объединением работодателей электроэнергетики. Каждый из участников IPNES и ITеnergy-2011 представил свой вариант инновационного развития и технического 8

04 / Декабрь 2011

перевооружения отрасли, самые разные проекты и разработки: новейшие материалы и технологичные конструкции, ПО и информационные системы для «умных сетей», уникальные высокоэффективные системы для измерения, анализа и учета энергии и многое другое. Многие из российских участников привезли на выставку образцы собственных разработок. Другие продемонстрировали возможности успешного внедрения импортных инноваций, их адаптацию в российских условиях (фото 1). Перспективы использования инновационных технологий: энергообеспечение целого города может быть обеспечено за счет экологически чистых и более выгодных источников энергии. Проект предполагает широкое использование литий-ионных батарей: от энергообеспечения зданий до личных авто горожан (фото 2). Цель IPNES и ITеnergy – объединить отрасль, показать проблемы ТЭК со всех возможных сторон, обсуждать и найти лучший путь решения. Хотя конфликт интересов разработчиков, производителей, энергокомпаний, власти и финансистов есть и будет всегда, встречи с участием всех сторон, обсуждение проблем, полемика, споры – важная часть в процессе любых позитивных преобразований. Организаторы IPNES и ITenergy-2011 продолжают свою работу и готовятся в следующем году представить крупный международный форум по аналогичной тематике.

но-аналитический журнал «Энергоэксперт». Организатор Совета по ИТ в ТЭК: 4CIO club

Фото 1. Макет комплекса ЛЭП, проект модернизации аналоговых систем высокочастотной связи (Zelax)

Фото 2. Макет «Зеленый город» (Лиотех)

Фото 3. «Ответственные» за модернизацию: Борис Харлов (ЗЭМ РКК «Энергия»), Борис Механошин (ОАО «Холдинг «МРСК»), Владимир Джангиров (Международная топливно-энергетическая ассоциация), Александр Степанов (Минэнерго, Деп-т оперативного контроля и управления в электроэнергетике)

События

ОТКРЫТИЕ НОВОГО «СОЗВЕЗДИЯ» 31 октября прошло торжественное открытие новой подстанции 220/110/10 кВ «Созвездие» в Калужской области. Новая подстанция (ПС) возведена в ходе реконструкции старой ПС-110/35/10 кВ «Ворсино». Губернатор Калужской области А. Артамонов, выступая на церемонии открытия, отметил, что не случайно новый энергообъект назван «Созвездие», ведь он возведен на родине К. Циолковского и в год 50-летия первого полета человека в космос. В результате ввода в эксплуатацию этой подстанции Калужская энергосистема получит дополнительно 250 МВт трансформаторной мощности, что позволит запитать по постоянной схеме новую индустриальную площадку «Ворсино» с комплексом предприятий известных миро, вых брендов, среди которых Samsung, L Oreal, Nestle, KT&G и другие. Кстати, всего в 5 километрах от этой ПС начинается территория Московской области, в свою очередь от которой всего 10 км до новой границы города Москва. Выпускающий редактор журнала Иванова Н.А. побывала на ПС «Созвездие» за неделю до ее официального пуска, когда все работы на ПС находились на завершающей стадии. Посещение этой «знаковой» ПС для филиала «Калугаэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» было обусловлено тем, что поставку устройств РЗА (шкафы основных и резервных защит серии ШЭ2607 для всех видов присоединений, в том числе с поддержкой международного протокола МЭК 61850 на ВЛ 220 кВ «Ворсино – Калужская» и ВЛ 220 кВ «Ворсино – Метзавод»), шкафов системы оперативного тока и вторичной коммутации серии ШНЭ, терминалов серии БЭ2502 для установки в КРУ осуществляло ООО НПП «ЭКРА» – член НП «СРЗАУ» и один из учредителей нашего журнала. Экскурсию для редакции журнала по строящейся ПС провел первый заместитель директора филиала «Калугаэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» Никонов Д.И. В ходе осмотра и бесед со специалистами «Калугаэнерго» ими были отмечены высокая степень готовности шкафов РЗА и НКУ производства ООО НПП «ЭКРА» перед монтажом на объекте, а по результатам эксплуатации аналогичных шкафов на ПС «Людиново» – высокая надежность и отличное качество всего выпускаемого предприятием оборудования.

научно‑практическое издание

Фото 1. В релейном зале ОПУ 220 кВ

Фото

Осмотр

коммутации

готовности

производства

шкафов

НПП

вторичной

«ЭКРА»

перед

осуществлением пробного пуска ПС

Фото

Представитель

НПП

«ЭКРА»

Кадеев

Н.П.

представляет новую разработку предприятия – шкаф дифференциально-фазной защиты линии с поддержкой протокола МЭК 61850

События

Интервью

«Дороги, которые мы выбрали» В сентябре этого года Научно-производственное предприятие «ЭКРА» отметило свой 20-летний юбилей. После того, как прозвучали поздравления и «отгремели фанфары», главный редактор Белотелов Алексей Константинович встретился с генеральным директором предприятия Олегом Леонидовичем Саевичем и побеседовал о том, как проходило становление НПП «ЭКРА» на электротехническом рынке России и расспросил о планах дальнейшего развития предприятия.

А.Б.: Олег Леонидович, наш первый вопрос касается истории предприятия. Расскажите, пожалуйста, как созрело решение о его создании? О.С.: Наше предприятие, напомню, было образовано в сложный период: территориально распадался Советский Союз, стремительно происходила смена экономического и политического строя нашей страны. Но еще раньше этих «знаковых» событий было объявлено о постепенном свёртывании государственной программы централизованного финансирования научно-исследовательских разработок и переходе к новым рыночным принципам хозяйствования. Экономические реформы привели к ухудшению финансового состояния ВНИИР, что и подтолкнуло ведущих специалистов 4-го отдела (отдела релейной защиты) к решению о регистрации малого предприятия. На его банковском счету концентрировались дополнительно заработанные на выполнении договорных работ денежные средства, которые использовались 10

04 / Декабрь 2011

для приобретения комплектующих при изготовлении новых образцов перспективных отечественных устройств РЗА. В 1995 году 48 специалистов этого отдела ВНИИР, из оставшегося почти вполовину к этому времени коллектива, ушли из института и стали первыми сотрудниками нашего предприятия – основой будущего коллектива НПП «ЭКРА». Большинство из них сегодня по-прежнему определяют техническую и маркетинговую политику предприятия. А.Б.: Вы известны как бессменный руководитель предприятия, и нашим читателям интересно, где и как Вы начинали свой трудовой путь. О.С.: У меня, можно сказать, достаточно типичная для того времени трудовая биография: в 1968 году, сразу после школы, я поступил учеником электромонтера на Чебоксарский электроаппаратный завод (ЧЭАЗ), откуда и был призван в армию. После службы вернулся на завод и параллельно учился в Чувашском государственном университете (ЧГУ). В 1977 году окончил учебу на кафедре «Электрические и электронные аппараты». К этому времени я уже работал инженером в релейной лаборатории ЦЗЛ (прим. ред. – Центральные заводские лаборатории). Перешел во ВНИИР в 1987 году с должности инженера-конструктора 1 категории отдела релейной защиты ОГК-1 ЧЭАЗ. В институт был принят ведущим инженером, а затем переведен на должность научного сотрудника. А.Б.: Всем известно, что электротехника сильна династиями. А в Вашем случае это был Ваш личный выбор или влияние семейных традиций? О.С.: Мои родители всю свою трудовую жизнь проработали на ЧЭАЗ: мама – в конструкторском отделе, отец трудился на производстве. Релейная защита – это то, о чём я слышал с детства. Поэтому мой выбор не случаен,

События

Интервью и влияние семейных традиций несомненно. А.Б.: А кто оказал на Вас самое сильное влияние? О.С.: Первым своим учителем и наставником считаю Виктора Сергеевича Алексеева – начальника лаборатории релейной защиты ЧЭАЗ. А во ВНИИР им стал для меня Николай Анатольевич Дони – мой непосредственный руководитель, с которым мы вместе получили «боевое крещение» во время ликвидации последствий аварии на Чернобыльской АЭС. На НПП «ЭКРА» большим авторитетом, вне всякого сомнения, и не только для меня, является Юрий Николаевич Алимов. Он – выпускник известной кафедры «Электрические станции Новочеркасского политехнического института», которой руководил профессор Дроздов А.Д. Как и многие выпускники этой кафедры в те годы, он был распределён в город Чебоксары на ЧЭАЗ, который тогда стремительно развивался по всем направлениям. Юрий Николаевич участвовал в разработке и серийном освоении линейки новых для того времени электромеханических реле тока типа РТ-40 и реле напряжения РН-50. После создания Чувашского электротехнического научно-исследовательского института (ЧЭТНИИ – ныне ВНИИР) в числе первых Ю.Н. Алимов был туда приглашен. Здесь под его руководством были разработаны и изготовлены, например, опытно-промышленные образцы направленной высокочастотной защиты типа НФЗО-2. Успехи на научном поприще и организаторские способности выделили его из числа многих, и с 1980 по 1995 годы Юрий Николаевич был заведующим отделом релестроения. В конце 1980-х – начале 1990-х годов наступил очередной этап в мировой истории развития релейной защиты – создание устройств и систем РЗА на микропроцессорной элементной базе. Юрий Николаевич всячески поддерживал деятельность нового предприятия: использовал свои поистине энциклопедические знания, производственнотехнический опыт и связи для разработки и продвижения первых, новейших для России того времени, аналогово-цифровых и микропроцессорных устройств РЗА. В 1995 году Алимов Ю.Н., в числе последних из 4-го отдела, перешёл на НПП «ЭКРА» техническим директором. Здесь под его руководством были разработаны, освоены в производстве и сегодня серийно выпускаются практически все микропроцессорные устройства РЗА, противоаварийной автоматики и оперативного тока. научно‑практическое издание

По сей день Юрий Николаевич трудится в качестве заместителя технического директора по РЗА. Он – признанный в релейном сообществе высококлассный профессионал, мудрый и ответственный человек, интересная и многогранная личность, и потому его авторитет на предприятии непререкаем. При этом он всегда доступен любому сотруднику НПП «ЭКРА», несмотря на свою высокую занятость. Юрий Николаевич продолжает поиск новых технических решений, демонстрируя завидный творческий потенциал. Я считаю, что мне просто повезло в жизни оказаться с ним в одной команде – команде единомышленников. А.Б.: У Вашего предприятия самая широкая номенклатура микропроцессорных устройств РЗА. А какие перспективные разработки в области РЗА специалисты предприятия в ближайшее время смогут предложить на электротехническом рынке? О.С.: Каждая новая разработка нашего предприятия представляет определённую принципиальную новизну, и чаще всего – это своего рода «ноу-хау» разработчика. Эффективность каждого нового технического решения мы подтверждаем достаточно длительной проверкой в эксплуатации. Например, наши последние разработки, с учётом российской идеологии, одной из основных защит – продольной дифференциальной защиты линии (ДЗЛ) для кабельно-воздушных линий электропередачи 110-220 кВ, – имеют уже 5-летний опыт эксплуатации. Сейчас мы поставили в опытную эксплуатацию эти защиты для 330-500 кВ. На ряд энергообъектов отгружены терминалы и шкафы РЗА с поддержкой протокола МЭК 61850. В последние 3 года мы активно вели работы по созданию и внедрению микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики. Определенные успехи есть и в этом направлении. А.Б.: Олег Леонидович, как Вы думаете, в каком направлении будет развиваться РЗА в ближайшее время? О.С.: Энергетика в современном мире невозможна без полного перевода всего электротехнического оборудования на цифровую основу с повсеместным внедрением информационных технологий. Однако уже очевидна и некоторая поспешность во внедрении некоторых «модных» новинок без серьёзной всесторонней предварительной апробации на реальном энергетическом объекте. 11

События

Интервью А.Б.: Но, отойдя от техники, хотелось бы узнать о планах дальнейшего развития предприятия и новых «задумках». О.С.: Быстрый рост рынка за последние 2 года заставляет нас также стремительно увеличивать производство выпускаемого оборудования и расширять свои производственные мощности. Недавно на 2-сменную работу переведено сборочное производство терминалов. Наличие на складе шкафов с базовой начинкой также намного ускоряет выпуск шкафов и не позволяет простаивать производству. Другое новшество – создание летом этого года отдела наладки и сервиса на базе службы сервиса предприятия. В обязанности этой службы входило гарантийное и сервисное обслуживание: своевременное устранение несоответствий оборудования НПП «ЭКРА», выявленных потребителем. Неисправность устраняется в течение 24 часов на европейской части и до 3-х дней – на остальной территории России. Такая оперативность обеспечивается не только силами специалистов этого отдела. К этой работе подключаются и сотрудники региональных, аккредитованных нами, сервисных центров в России и странах ближнего зарубежья. Как отклик на многочисленные просьбы заказчиков было решено специалистов отдела подключать и к выполнению работ по шеф-наладке и шеф-монтажу нашего оборудования на объектах. Наш город по праву называют столицей отечественного релестроения. Поэтому мы поддерживаем инициативу Некоммерческого партнёрства «Содействие развитию релейной защиты и автоматики управления в электроэнергетике» о проведении в г. Чебоксары конференции и выставки по РЗА. Я уверен, что это предложение найдёт положительный отклик у руководства Чувашской Республики и воплотится в жизнь. А.Б.: Продукция НПП «ЭКРА» широко известна своим качеством. Расскажите о людях, чей труд снискал славу предприятию не только в России. О.С.: Руководство НПП «ЭКРА» уделяет большое внимание непрерывному росту квалификации сотрудников предприятия. Кроме того, Система менеджмента качества ISO:9001 предусматривает, что ежегодно не менее 15% сотрудников предприятия должны повысить свою квалификацию. Этот процесс у нас идёт по нескольким направлениям. В частности, на предприятии проводится обучение сотрудников отделов с привлечением специалистов из организаций-партнёров НПП «ЭКРА» на базе

04 / Декабрь 2011

НОУ «НОЦ «ЭКРА». Работники предприятия проходят обучение на различных курсах повышения квалификации не только по инженерным, но и по рабочим и менеджерским специальностям. Мы, как уже не раз подчеркивали, придерживаемся принципа преемственности поколений. Наши сотрудники преподают в ЧГУ им. И.Н. Ульянова, студенты вуза приглашаются к нам на практику. Примечательно, что молодым поколением востребовано не только направление по РЗА, но и НКУ, АСУ. Ряд ведущих специалистов предприятия за свои достижения были отмечены высокими правительственными наградами: заведующий отделом Дони Н.А. и технический директор Наумов А.М. награждены медалью ордена «За заслуги перед Отечеством II степени». Алимову Юрию Николаевичу «за заслуги в области машиностроения и многолетний добросовестный труд» присвоено почетное звание «Заслуженный машиностроитель Российской Федерации». В юбилейном для нас 2011 году более 20 сотрудников нашего предприятия были удостоены правительственных наград: заместитель генерального директора по коммерческим вопросам Фурашов В.С. награждён Почётной грамотой Министерства промышленности и торговли Российской Федерации; ведущим сотрудникам предприятия Дони К.Н., Елисеенко А.Т., Кашаеву Е.В., Марковой Н.А., Петрову А.А., Попову П.В., Сидоровой Н.П. и Фурашовой Л.П. были вручены Почётные грамоты Министерства экономического развития, промышленности и торговли Чувашской Республики. Фёдоровой Н.М. была объявлена Благодарность Министерством промышленности и торговли РФ; Григорьевой А.А., Захарову А.Н., Исаеву В.В., Амурскому И.П., Дони Н.Л. и Леонтьеву Ф.Н. – Благодарность Президента Чувашской Республики; Карамалькиной С.Г., Столярову В.П. и Троицкому М.И. – Благодарность Министерства экономического развития, промышленности и торговли Чувашской Республики. Звание «Заслуженный работник промышленности Чувашской Республики» присвоено Кочкину Н.А., Шурупову А.А. и Щукину А.Н. В заключение еще раз со страниц Вашего журнала хочу поздравить всех сотрудников с юбилеем предприятия и пожелать им не терять в дальнейшем тех позиций, которые были достигнуты в течение двух предыдущих десятилетий.

События

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита

Автор: Ширковец А.И.,

Исследование параметров высших гармоник в токе замыкания на землю и оценка их влияния на гашение однофазной дуги

ООО «Болид», г. Новосибирск, Россия. Shirkovets A.I., LLC Bolid, Novosibirsk, Russia. Abstract:

УДК 621.311.4

Based on methods of digital

Investigations on the Parameters of Higher Harmonics in

oscilloscopy of signals at single

Ground Fault Current and Evaluation of their Influence on the

phase-to-ground faults tested in operational networks [1], main

Quenching of Single Phase-to-ground Arc

parameters of the ground fault current are analyzed for a typical large CHP (Combined Heat and Power) network. It was shown that experimental measurements of ground fault currents by digital oscilloscopy allow determining actual active and reactive current components at power frequency or in the definite frequency range up to 3-4 kHz.

Аннотация: на основе апробированной в действующих электрических сетях среднего напряжения методики цифровой регистрации сигналов при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ) [1] в приложении к типовой схеме выдачи мощности крупной ТЭЦ проанализированы основные параметры тока замыкания на землю. Показано, что экспериментальные измерения тока замыкания на землю путем его осциллографирования позволяют предельно точно определить текущие значения активной и реактивной составляющих этого тока на промышленной частоте и в частотном спектре до 3-4 кГц. По результатам исследований предложена гипотеза влияния высших гармоник в токе замыкания на землю на напряжение пробоя изоляции силовых кабелей, подтверждающая возможность снижения электрической прочности изоляции в сети с повышенным уровнем высших гармоник в контуре нулевой последовательности (КНП) и фазных напряжениях.

Ключевые слова: высшие гармоники, ток замыкания на землю, гармонический анализ, гашение дуги однофазного замыкания, напряжение пробоя кабельной изоляции. Based on the results of investigations, the hypothesis of the influence of higher harmonics in ground-fault currents on the breakdown voltage of power cable insulation has been proposed. This hypothesis confirms the possibility of electric strength decrease for insulation of networks containing a great amount of higher current harmonics in the current in zero-sequence circuit, and also in phase voltages. Keywords: higher harmonics, ground fault current, harmonic analysis, quenching of single phaseto-ground arc, breakdown voltage of power cable insulation.

04 / Декабрь 2011

Постановка задачи В сетях классов напряжения 6-35 кВ, независимо от режима нейтрали, серьезную опасность представляют двойные и многоместные повреждения с отключением оборудования при развитии замыканий на землю. Первой пробивается фаза с наиболее ослабленной изоляцией, для которой напряжение пробоя в текущий момент, как показали результаты длительной (от 1-го года до 3-х лет) регистрации переходных процессов при замыканиях на землю в кабельных сетях, может варьироваться в широком диапазоне и составляет обычно (0,5-1,1) Uфmax. Исходом такого пробоя может быть самоустранение замыкания или его развитие, и этот «сценарий» зависит от множества факторов, таких как место возникновения замыкания; тип сети (воздушная, кабельная, смешанная); тип изоляции и степень ее старения (бумажно-пропитанная или из сшитого полиэтилена для кабелей); исходные условия пробоя (текущий уровень электрической прочности, температурный режим электрооборудования); конфигурация сети, режим нейтрали и состав нагрузки, в том числе нелинейной. Существует тесная связь между характером однофазного пробоя

в различном оборудовании, например, в твердой статорной изоляции электрических машин и полимерной изоляции силовых кабелей. Кроме того, пробой изоляции кабеля за счет сопровождающих переходный процесс перенапряжений может провоцировать длительное замыкание на землю в обмотке статора электродвигателя, не отключенного соответствующей защитой. Поэтому развитие теории пробоя твердой и комбинированной изоляции кабелей позволяет не только проанализировать параметры процесса развития дугового замыкания во времени, но и экспериментально оценить эффективность специализированных релейных защит, устанавливаемых на присоединениях сети 6-10 кВ с двигательной и трансформаторной нагрузкой. Данные мониторинга перенапряжений в кабельных сетях 6-10 кВ с неэффективно заземленной нейтралью свидетельствуют о том, что при дуговом ОЗЗ в бумажно-пропитанной изоляции (БПИ) кабеля зачастую инициируется неустойчивое замыкание фазы на землю, характеризующееся частыми (как правило, каждые 1-2 периода промышленной частоты) неуспешными попытками выхода на восстановление электрической прочности изоляции и повторными пробоями, что приводит к переходу однофазного замыкания в короткое замыкание. Длительность существования такого режима замыкания на землю в сети

НАУКА

Релейная защита

с остаточным током замыкания до 1015 А может составлять от 0,04-0,06 с до единиц и десятков минут и не привести в итоге к прогоранию фазной изоляции и образования проводящего мостика «фаза-земля» на определенной стадии дугового ОЗЗ. Исследования Ф.А. Лихачева еще в 1970-х гг. показали, что при емкостных токах сети 30-150 А время перехода перемежающегося дугового ОЗЗ в «металлическое» в сетях на основе кабелей с БПИ условно пропорционально току замыкания и составляет всего 0,3-1,5 с. Таким образом, при дуговом ОЗЗ в кабельной сети именно исход второго и каждого из последующих пробоев (число которых, как можно показать, может исчисляться сотнями и тысячами), в зависимости от энерговыделения в канале дуги в каждый момент времени, определяет степень локального разрушения изоляции и соответствующую вероятность повреждения междуфазной изоляции. Как показали результаты мониторинга и натурных испытаний, а также исследования [2], решающее влияние на этот процесс оказывают: • параметры дугового промежутка (нелинейное сопротивление дугового промежутка/дуги и его восстанавливающаяся электрическая прочность); • гармонический состав и значение токов, протекающих в цепи замыкания на землю в месте повреждения, и первичные параметры КНП. Следует подчеркнуть, что при рассмотрении указанных вопросов никогда не принималось в расчет наличие в КНП высших гармоник, которые, как правило, тем выше, чем больше емкостный ток ОЗЗ и которые в пределе могут превышать его. При этом высшие гармоники, а также активные составляющие тока замыкания не компенсируются дугогасящими реакторами (ДГР). Степень их влияния на снижение электрической прочности и ресурса изоляции практически не изучена, однако полагается, что такое влияние крайне негативно. Между тем, еще в 1950-1960-х гг. были разработаны мероприятия по компенсации токов высших гармоник

в КНП с использованием специальных высоковольтных фильтров [3], которые, однако, никогда не применялись в отечественных сетях. Помимо нескомпенсированного емкостного тока сети в остаточном токе замыкания на землю всегда присутствует активная составляющая, значение которой зависит от активных утечек по изоляции сети. Для нормальной изоляции кабелей принимается такое значение активного тока утечек IG, при котором активная проводимость сети составляет 5% от емкостной. Однако для состаренной изоляции КЛ, что характерно, например, для городских сетей, активная проводимость достигает 10-15% от емкостной. Фактические значения утечек по изоляции могут быть использованы как косвенный диагностический признак при определении степени старения изоляции. Для оценки уровней высших гармоник в КНП, активных и реактивных составляющих в токе ОЗЗ, определения реакции сети на замыкания на землю необходимо выполнение опытов искусственных металлических (а при необходимости – и дуговых) ОЗЗ с осциллографированием сигналов тока замыкания, фазных напряжений, тока ДГР и т.д. Целью настоящего исследования является анализ содержания высших гармоник в осциллографированном токе замыкания на землю, а также оценка влияния гармонических составляющих на надежность дугогашения в точке однофазного пробоя, а также на

а)

электрическую прочность кабельной изоляции. Анализ экспериментальных данных В качестве исходных данных используем результаты экспериментальных измерений токов однофазного замыкания в сети ГРУ-6 кВ мощной ТЭЦ, питающей несколько районов города с населением более 500 тыс. человек, а также ряд цехов крупного химического предприятия с большим количеством приводных высоковольтных электродвигателей. Обобщенная схема измерений представлена в [1]. При осциллографировании емкостного тока сети методом искусственного замыкания фазы сети на землю в связи с недопустимостью отключения потребителей было принято решение провести определение тока ОЗЗ для полной схемы ГРУ-6 кВ с точной настройкой компенсации. Анализ характерных осциллограмм тока через место замыкания (рис. 1) показал, что в его составе содержатся высшие гармонические составляющие большой амплитуды, наиболее сильно выражена одиннадцатая гармоника, вызывающая биения тока ОЗЗ. Обработка полученных осциллограмм токов однофазного замыкания для определения гармонического состава и амплитуд, и фаз гармоник тока ОЗЗ была произведена на основе преобразования Фурье для установившегося режима замыкания. Были выделены активная и реактивная составляющие остаточного тока, значе-

б)

Рис. 1. Осциллограммы тока установившегося однофазного замыкания на землю на шинах ГРУ-6 кВ городской ТЭЦ с разверткой по току 80 А/дел: а) исходная – 50 мс/дел; б) растянутая – 10 мс/дел

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита

ние основной гармоники составило 30,6 А, в том числе: реактивная составляющая от дугогасящего реактора – 27,5 А; активная составляющая от утечек по всей изоляции электрически связанной сети 6 кВ – 14,3 А. Измеренный косвенно ток ДГР в опыте оказался равен 301 А, а полный емкостный ток ОЗЗ – 273,5 А. Видно, что при уровне перекомпенсации емкостной составляющей частоты 50 Гц немногим более 10% значение остаточного тока ОЗЗ определяется в основном высшими гармониками, а также активной составляющей, характеризующей интегральную степень старения изоляции сети. Гармонический анализ осциллограмм тока «металлического» замыкания на землю показал, что в составе тока ОЗЗ содержится очень высокий уровень высших гармонических составляющих, причем величина тока 11 гармоники в сигнале тока ОЗЗ достигает 78,9 А и в 2,5 раза превышает остаточный ток промышленной частоты (30,6 А). Результаты гармонического анализа тока однофазного замыкания на землю в исследуемой сети 6 кВ представлены в табл. 1. Отметим, что все гармоники четного ряда выражены относительно слабо: их доля в сигнале промышленной частоты не превышает 4-5%. Для интегральной оценки уровня

токов высших гармоник удобно использовать понятие действующего «тока искажения», вычисляемого как среднеквадратическое значение составляющих спектра тока замыкания с известными амплитудами: (1)

где n – номер гармоники, начиная со 2-й. Рассчитанный по формуле (1) «ток искажения» для полного ряда четных и нечетных гармоник №№2-13 из табл. 1 составил 79,59 А, или 2,57I1. Можно показать, что вклад четных гармоник в искажение сигнала тока замыкания здесь незначителен, что также справедливо и подтверждено экспериментально для подавляющего большинства сетей 6-35 кВ. Следует отметить, что фаза каждой гармоники произвольна в текущий момент времени и не может служить в качестве объективного параметра при математическом моделировании источников высших гармоник. Как видно из табл. 1, вклад указанных нечетных гармоник (3, 5, 7, 9, 11) в величину результирующего сигнала можно считать определяющим. Влияние составляющих частотой свыше 700 Гц (15-й и последующих гармоник) на амплитуду тока замыкания оказалось несущественно. Гистограмма рис. 2 отражает процентное содержание в токе ОЗЗ высших гармонических составляю-

щих, имеющих заметную долю в общем сигнале. Сравнение гармонического состава фазных напряжений в нормальном режиме и гармонического состава напряжений здоровых фаз во время ОЗЗ показывает, что в ряде случаяев можно наблюдать увеличение процентного содержания отдельных гармоник. В рассматриваемой сети ГРУ-6 кВ ТЭЦ происходило увеличение процентного содержания составляющих напряжения высших частот в области 11-й гармоники более чем в 1,4 раза относительно напряжения той же гармоники в нормальном режиме (0,65% от сигнала 50 Гц). В отдельных случаях, как показали эксперименты в сети 10 кВ электроснабжения металлургического предприятия, значения ряда гармоник фазных напряжений увеличиваются при ОЗЗ (по сравнению с их содержанием в напряжениях в нормальном режиме) в 3-9 раз, а в наиболее «тяжелых» режимах такое повышение может достигать 17-20 раз. Это свидетельствует о возможности роста амплитуд гармоник фазных напряжений с течением времени замыкания, что может привести к возникновению уровней перенапряжений, достаточных для развития аварийной ситуации. Кроме того, в резонансных режимах, иногда возникаю-

Табл. 1. Результаты амплитудно-фазового анализа наиболее выраженных гармонических составляющих тока однофазного замыкания на землю в сети ГРУ-6 кВ ТЭЦ

№ гармоники

w, рад/с

Начальная фаза, рад

Амплитуда сигнала, А

Действующее значение, А

Доля от IОЗЗ 50 Гц, %

314

2,492

43,78

30,96

100,0

628

0,428

0,252

0,178

0,60

942

-3,071

4,570

3,230

10,4

1256

1,243

0,392

0,277

0,90

1570

-3,005

9,680

6,850

22,1

1884

0,605

0,181

0,128

0,40

2198

-0,066

8,420

5,950

19,2

2512

2,793

0,408

0,288

0,90

9 10

2826 3140

-0,288 0,420

3,440 1,260

2,430 0,891

7,90 2,90

3454

2,929

111,6

78,91

255

3768

-2,449

0,632

0,447

1,40

4082

-2,368

4,070

2,880

9,30

04 / Декабрь 2011

НАУКА

Релейная защита

Рис. 2. Гистограмма относительного гармонического состава тока ОЗЗ в сети ГРУ-6 кВ ТЭЦ

щих при ОЗЗ (сюда относятся и биения тока замыкания при нестационарном резонансе на высших гармониках), до 10-15% возрастает коэффициент искажения синусоидальности напряжения, в то время как допустимый уровень согласно ГОСТ [4] составляет 5%. Исследования процессов, сопровождающих ОЗЗ, также показывают, что при увеличении емкостного тока сети более 50-100 А резонансный диапазон смещается в область более низких частот (до 500-1000 Гц). Надежность гашения дуги однофазного замыкания Очевидно, для каждого КНП сети (а этих контуров может быть несколько, в зависимости от текущего режима работы) существуют свои резонансные частоты. Процессы, происходящие в фазах и нейтрали сети при замыканиях на землю – как «металлических», так и дуговых – могут быть следствием таких резонансов на непромышленной частоте. Резонансные частоты в контуре тока ОЗЗ определяются, вероятно, не только параметрами КНП и текущим составом нагрузки, но и физическим расположением точки замыкания. Например, большое переходное сопротивление в месте замыкания способствует демпфированию резонансных процессов (по крайней мере, в напряжениях сети) независимо от их частотного спектра. Указанные факторы обусловливают нестабильность проявления отдельных гармонических составляющих в токе ОЗЗ, а также возможное изменение их величины при замыканиях на землю в сети в разных исходных условиях. В целом можно утверждать, что степень выраженности отдельных гармоник в токе ОЗЗ для широкого класса сетей 6-35 кВ в знанаучно‑практическое издание

чительной мере определяется параметрами включенных в КНП устройств и выражается следующими факторами: • с остояние контура заземления энергообъекта (целостность контура и соответствие значений сопротивления заземления нормируемым на промышленной частоте и импульсных воздействиях); • наличие в сети «специфических» нелинейных энергоустановок (сталеплавильные, рафинировочные и рудовосстановительные печи, фильтрокомпенсирующие устройства и пр.); • наличие в нейтрали дугогасящих устройств (реакторов, трансформаторов), линейность их ВАХ и принцип регулирования тока компенсации, в частности, возможность введения дополнительных сигналов непромышленной частоты в нейтраль сети; • количество и мощность электрических машин, применение устройств частотного регулирования и плавного пуска электродвигателей, в том числе приводов технологических агрегатов. Представляется логичным следующее утверждение: при наличии в сигнале тока ОЗЗ значительной доли высших гармоник вероятность повторных пробоев изоляции, а следовательно, и область ее разрушения, при дуговом замыкании повышается. Это связано с тем, что положительный или отрицательный исход процесса дугогашения зависит от состава тока ОЗЗ и определяется в значительной степени «поведением» суммарного тока в точке замыкания при его переходах через ноль. При значениях этого тока более 10-15 А дуга с вероятностью, превышающей 0,5, будет гаснуть не в первый, а в любой из последующих переходов тока через ноль, или вообще гореть длительно. Перенапряжения, превышающие (2,5-2,8) Uф.max, для таких режимов не характерны, однако проблема заключается именно в большой длительности процесса замыкания и отражается в неизбежном снижении пробивного напряжения изоляции неповрежденных фаз. Этот эффект, впрочем, может проявиться позже, будучи (в отсутствие систем регистрации перенапряжений в сети 6-10 кВ) неотличим от иных факторов старения электрической изоляции. Анализ большого количества экспериментально зарегистрированных осциллограмм (более пятисот) показывает, что в целом пробои изоляции на землю происходят случайно, с интервалом, который может составлять от 5 мс (перемежающаяся дуга) до десятков периодов 17

НАУКА

Релейная защита 50 Гц и даже единиц секунд и минут (прерывистая дуга). При этом первое условие в большей степени характерно для воздушных промежутков, а второе – для кабельной изоляции. Амплитуда перенапряжений в сети, независимо от типа изоляции, определяется амплитудой напряжения пробоя дугового промежутка, которое зависит от типа изоляции и состава тока замыкания и в ряде случаев может оставаться постоянным в течение долгого времени, вызывая длительное (до 40 минут) горение прерывистой дуги [5]. Поэтому в некоторых электрических сетях типовых устройств компенсации емкостного тока – ДГР, в ряде случаев может оказаться недостаточно для обеспечения надежной работы изоляции сети при ОЗЗ. Наибольшую опасность некомпенсируемые высшие гармоники представляют для разветвленных кабельных сетей 6-10 кВ с токами замыкания свыше 50-100 А, где относительно высока вероятность развития суб- и ультрагармонических резонансных процессов, и, вместе с тем, сильно выражен эффект снижения качества электроэнергии в части гармонических составляющих напряжения. Универсальным решением задачи защиты оборудования в режимах ОЗЗ можно признать отключение фидеров с замыканием, но в условиях электроснабжения ответственных объектов городской инфраструктуры или цехов промышленных предприятий с непрерывным циклом производства в отсутствие быстродействующего АВР такое решение вряд ли применимо. Гипотеза влияния высших гармоник на напряжение пробоя кабельной изоляции Исследование высших гармоник в токе замыкания на землю представляет интерес в плане объяснения влияния их на надежность работы высоковольтной изоляции сети. Эта задача до настоящего времени не нашла адекватного решения. Согласно нашим исследованиям, сочетание определенных условий (срок службы изоляции; периодичность и уровень постоянного напряжения профилактических высоковольтных испытаний; значение тока ОЗЗ и наличие в нем высших гармоник; уровень перенапряжений в режиме перемежающегося замыкания на землю и т.д.) кардинально влияет на скорость расширения канала пробоя, т.е. степень электрической прочности изоляции. Снижение происходит по экспоненциальному закону в зависимости от количественного содержания высших гармоник в токе ОЗЗ. Это справедливо в

04 / Декабрь 2011

первую очередь для статорной изоляции электрических машин и кабельной высоковольтной изоляции. Вероятно, существует прямая зависимость между уровнем искажения тока замыкания на землю высшими гармониками ∑Igarm, временем горения дуги при ОДЗ Tdug и скоростью восстановления электрической прочности изоляционного промежутка VВЭП, где происходит зажигание и погасание дуги: (2) Поясним зависимость (2), для простоты пренебрегая влиянием фазы гармоник на напряжение, приложенное к изоляционному промежутку, который пробивается. Поскольку каждая гармоника в токе ОЗЗ вызывает некоторое падение напряжения на сопротивлении дуги, пропорциональное току этой гармоники, происходит «дополнительное» повышение воздействующего на изоляционный промежуток результирующего напряжения. Это должно приводить к снижению скорости восстановления электрической прочности в канале горения дуги и повышению вероятности повторных пробоев. Логично предположить, что чем выше содержание высших гармоник в токе ОЗЗ, тем быстрее достигается напряжение пробоя, которое, что следует подчеркнуть, после каждого пробоя снижается за счет развития дугового канала. Однако эта гипотеза «начинает работать» при относительно высоком эквивалентном сопротивлении дуги и всей цепи, включенной в КНП, что может обеспечиваться, например, при больших переходных сопротивлениях в точке ОЗЗ. Это связано вот с чем. Усредненное сопротивление самой дуги при ОЗЗ оценивается диапазоном 0,5-10 Ом, с возможным ограничением диапазона для кабельных сетей 6-10 кВ до 2,8-6,5 Ом [6]. Динамическое сопротивление дуги вообще определяется стадией ее горения и лежит в диапазоне 10 -1…10 -4 Ом. Следовательно, даже при наличии гармонических составляющих с абсолютными значениями в десятки ампер (скажем, до 100 А) падение напряжения от них на дуге составит не более 0,1-1,0 кВ. При электрической прочности изоляции на уровне критической ионизации, принятом равным 30 кВ/мм для бумажно-пропитанной изоляции и 40 кВ/мм для изоляции СПЭ, такой вклад от высших гармоник в напряжение пробоя оценивается относительной величиной до 4,3% для БПИ и до 7,5% для СПЭ. Приведенная гипотеза

НАУКА

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

Релейная защита справедлива для кабелей напряжением 6-10 кВ при толщине изоляции на радиальном направлении «фаза-заземленная оболочка» до 1,3 мм для бумажно-пропитанной и до 3,0 мм для СПЭ изоляции. Вероятно, следующим шагом должна быть оценка целесообразности численного учета снижения ресурса основной изоляции сети (в том числе кабельных линий и электрических машин) при наличии в токе ОЗЗ высших гармоник с амплитудой, сравнимой со значением реактивной составляющей тока замыкания промышленной частоты. Это связано с тем, что, во-первых, о существенном снижении пробивного напряжения по рассматриваемой причине пока говорить не приходится, а во-вторых, доля устойчивых и длительных ОЗЗ в кабельных сетях относительно невелика (большая часть ОЗЗ – дуговые и прерывистые, с генерацией гармоник низких амплитуд практически в непрерывном спектре). К тому же в подавляющем большинстве случаев релейная защита от замыканий на землю для присоединений с электрическими машинами, в первую очередь технологическими электроприводами, выполняется с действием на отключение. Поэтому процесс снижения электрической прочности изоляции, с учетом его зависимости от параметров напряжений непромышленной частоты, может быть весьма «растянут» во времени и малозаметен на фоне остальных факторов старения изоляции. Тем не менее, с определенной долей вероятности можно утверждать, что в сети, насыщенной высшими гармониками, проявляющимися в том числе в токе ОЗЗ, ресурс изоляции электрооборудования расходуется быстрее, чем в сети с малым их содержанием. Выводы 1. В силу естественного наличия в токе замыкания на землю гармонических составляющих в широком спектре частот вплоть до 3-4 кГц ток ОЗЗ никогда не является чисто емкостным, что обычно не учитывается в расчетах и при выборе устройств компенсации. Амплитудные и частотные характеристики гармонических составляющих в токе замыкания на землю определяются в основном параметрами нелинейных шунтов намагничивания силовых и измерительных трансформаторов и параметрами реактивной нагрузки. 2. Высшие гармоники в токе ОЗЗ, которые в ряде случаев превышают составляющую пронаучно‑практическое издание

мышленной частоты, могут приводить к неоднократному и длительному искажению формы питающего напряжения и ухудшению качества электроэнергии. 3. Существенным условием ускоренной деградации изоляции силовых кабелей, а также витковой и статорной изоляции обмоток электрических машин является не только воздействие высокочастотных и импульсных перенапряжений, но и возникающие в процессе ОЗЗ резонансные процессы на непромышленной частоте, что подтверждается экспериментальными и расчетными исследованиями, например [7]. 4. С целью оценки опасности ускоренного снижения электрической прочности изоляции при наличии в токе ОЗЗ и фазных напряжениях сети гармоник в спектре частот 50-4000 Гц необходима проверка предложенной гипотезы влияния высших гармоник на напряжение пробоя кабельной изоляции. 5. Для снижения негативного влияния высших гармоник в КНП на надежность работы высоковольтной изоляции следует рассмотреть возможность применения в сетях с высокими уровнями гармонических составляющих в токе ОЗЗ специальных гармонических фильтров, включаемых в нейтральную точку сети. Целесообразность этого мероприятия должна быть обоснована экспериментальными измерениями переходных процессов при замыканиях на землю. Литература: 1. Ширковец А.И., Ильиных М.В. Методические подходы к осциллографированию процессов при однофазных замыканиях на землю в электрических сетях 6-35 кВ.// Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. – 2008. –спец. вып. №1. – с. 44-51. 2. Лихачев Ф.А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов – М.: Энергия, 1971. – 152 с. 3. Вильгельм Р., Уотерс М. Заземление нейтрали в высоковольтных системах. Пер. с англ. под ред. Д.В. Разевига. – М., Л.: Госэнергоиздат, 1959. – 415 с. 4. ГОСТ 13109-97 (2002). Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. 5. Сарин Л.И., Ильиных М.В., Ширковец А.И., Буянов Э.В., Шамко В.Н. Анализ результатов мониторинга процессов при однофазных замыканиях на землю в сети 6 кВ с дугогасящими реакторами и резисторами в нейтрали. Энергоэксперт. – 2008. – № 1. – с. 56-64. 6. Солдатов В.Ф., Кобазев В.П., Чупайленко А.А. Оценка сопротивления дуги при однофазном замыкании на землю. Электрические станции. – 1996. – №8. – с. 47-48. 7. Иванов А.М., Шишкина О.Г., Ильиных М.В., Дрожжина И.Л., Сарин Л.И. Замыкания на землю в электрической сети 10 кВ с источниками высших гармоник. Ограничение перенапряжений и режимы заземления нейтрали сетей 6-35 кВ: Труды Третьей Всероссийской научно-технической конференции. – Новосибирск, 2004. – с. 44-49.

НАУКА

Автоматика УДК 621.311.1:681.518

Авторы: Успенский М.И., Смирнов С.О., ИСЭиЭПС КНЦ УрО РАН;

Кызродев И.В., Филиал ОАО «ВымпелКом»,

Восстановление ЭЭС после деления Power system restoration after separation

г. Сыктывкар, Россия. Uspensky M. I., Smirnov S. O., ISE&EPN KSC UD RAS;

Аннотация: предложен подход к восстановлению ЭЭС после крупной аварии с делением, основанный на поиске последовательности сборки ее схемы с учетом восстановления генерации во времени.

Ключевые слова: электроэнергетическая система, параллельные вычисления, статическая режимная надежность, визуализация. Kyzrodev I.V., Branch of PLC «VimpelCom» Syktyvkar, Russia. Abstract: the approach to power system restoration after a major failure with the separation, based on search of scheme mounting sequence and taking into account generation restoration in time, is offered. Keywords: major failure, scheme mounting sequence search, generation renewal, power system restoration.

04 / Декабрь 2011

Одной из мер противодействия крупным системным авариям является управляемое деление [1] с образованием нескольких автономно работающих островов электроэнергетической системы (ЭЭС). Следующий этап – их объединение в систему – выполняется диспетчерами в условиях дефицита времени. Предопределенные процедуры руководств и предписаний по восстановлению электроснабжения сложны и не могут охватить весь круг возможных вариантов развития аварий. В этих условиях напрашивается использование компьютеров в помощь диспетчерам на уровне советчиков, а в дальнейшем и в качестве автоматов ликвидации аварии [2-3]. Как нами отмечалось [4], поиск последовательности восстановления ЭЭС после крупной системной аварии можно организовать с помощью программного комплекса восстановления электроснабжения в распределительной сети. Он использует конкурентный поиск схемы восстановления двумя алгоритмами: на основе графа схемы сети и на базе искусственных нейронных сетей (ИНС) с отбором решений блоком оценки режимов. Для указанного здесь применения в алгоритм комплекса добавляется ряд условий, определяемых требованиями при рестарте ЭЭС. К ним относятся: • оценка возможностей генерации мощностей в узлах ЭЭС на моменты времени, определяемые характеристиками их запуска, при обеспечении технического минимума их загрузки и учете времени их ввода; • учет важности (приоритета) подключаемого узла, определяемой его функцией (генерация, нагрузка), категорийностью нагрузки и топологией схемы сети; • режимные условия по перенапряжениям при коммутациях и по возможности синхронизации восстанавливаемых островов. Порядок ввода генерирующих агрегатов

определяется следующими условиями. Большинство агрегатов требует при пуске внешней по отношению к себе мощности – Рп., необходимой для работы вспомогательных механизмов (насосов, задвижек и т.д., см. табл. 1). С набором собственной мощности – Рнаб. – питание этих механизмов переводится на генератор вводимого агрегата (мощность на собственные нужды – РСН). Пуск агрегата осуществляется в соответствии с его пусковой характеристикой (рис. 1), которая определяет следующие параметры: Р М – максимальная рабочая активная мощность генератора агрегата; tос. – время остывания, время от момента вывода тепловой части турбогенератора из работы, конкретизирует пусковую характеристику теплового агрегата (табл. 1); tп. – время пуска, подготовка агрегата к набору мощности. В это же значение обычно включается время ввода в работу котлоагрегата; tнаб. – время синхронизации генератора с ЭЭС и набора мощности РМ; tр. – время рабочего режима. Многообразие пусковых характеристик даже для одного и того же теплового агрегата определяется, в том числе, и временем его остывания после вывода из работы, причем оно существенно влияет на его временные параметры. Из табл. 1 видно, что в зависимости от времени остывания теплового агрегата после его останова режим пуска можно разделить на: горячий (tос. ≤ 8 ч), пуск неостывшего агрегата (8 ч ≤ tос. ≤ 72 ч) и холодный пуск (tос. ≥ 72 ч). Подобные характеристики существуют и для других тепловых агрегатов: ГТУ, ПГУ, АЭС и т.п. С учетом вышеизложенного, процесс восстановления сводится к следующим шагам (рис. 2): 1. Выбор пусковых характеристик вводимых в работу агрегатов в зависимости от времени их отключения, длительности простоя (табл. 1) и вида топлива. В первую очередь это связано с тепловыми агрегатами типа: газотурбинная установка (ГТУ), парогазовая установка (ПГУ), агрегат тепловой станции (ТЭС) с паровой турбиной. Оценка приоритетности их ввода в работу.

НАУКА

Автоматика

Тип агрегата

Условия пуска

Рп, о.е.

Дизель-генератор

экстренный пуск

Газотурбинная установка (ГТУ)

экстренный пуск

0.003 РМ

горячий пуск, tос. ≤ 8 ч Парогазотурбинная установка (ПГУ)

неостывший, 8 ч ≤ tос. ≤ 72 ч холодный пуск, tос. ≥ 72 ч

Гидрогенератор

0.04 РМ

0.01 РМ горячий пуск, tос. ≤ 8 ч

Агрегат тепловой станции (ТЭС)

неостывший, 8 ч ≤ tос. ≤ 72 ч

0.06 РМ

холодный пуск, tос. ≥ 72 ч

РМ,

tп, ч

tнаб., ч

0.1

0.2-7

0.3

2-150

2.0

0.5

3.0

0.5

4.0

0.7

0.1

2.5

1.5

5.5

3.0

7.0

5.0

МВт

30-300

3-300

150500

горячий пуск, 20.0 3.0 400tос. ≤ 4 ч 0.08 РМ 1000 холодный пуск, 72.0 5.0 tос. ≥ 6 ч tп – время подготовки и пуска агрегата, tнаб. – время набора нагрузки до номинальной мощности РМ, Рп – внешняя по отношению к запускаемому агрегату мощность, необходимая для его пуска. Агрегат атомной станции (АЭС)

Р РМ

t 0

toc.

tп.

tнаб.

tр.

Рис. 1. Пример пусковой характеристики агрегата

2. Выбор шага расчета во времени. Удобно принять его равным минимальному времени пуска из выбранных для пуска агрегатов, но необязательно. Важно, что это – то время, за которое в режиме пуска ничего существенного не происходит. При его большом значении возможен некорректный переход из режима пуска в режим набора мощности агрегата, а при малом – увеличение времени необязательных расчетов. 3. Определение момента пуска агрегата при соблюдении условий по

времени и по мощности, необходимых для выполнения этой операции. При отсутствии таких характеристик для конкретного агрегата они могут быть определены из табл. 1, которая построена на основе данных [5-8]. 4. На каждом шаге расчета выявляется располагаемая мощность Р рас. в каждом восстанавливаемом генерирующем узле по методике [4]. Здесь сначала в качестве нагрузки выступает мощность, необходимая для пуска генераторных агрегатов, а под распола-

научно‑практическое издание

гаемой подразумевается выдаваемая генераторами активная мощность без мощности, необходимой для обеспечения пуска и работы агрегатов. Очередность старта агрегатов определяется, в первую очередь, меньшим временем его пуска и выхода на рабочий режим. 5. Повторяются пункты 3 и 4, пока располагаемая мощность не превысит необходимую для пуска и работы очередных агрегатов. 6. При мощности в системе, большей, чем мощность, необходимая для пуска всех выбранных агрегатов, в зависимости от приоритета по методу восстановления электроснабжения потребителей [9] дополнительно к пунктам 3 и 4 начинают восстанавливаться нагрузки. В отношении реактивной мощности выполняются те же операции, что и с активной, причем при ее известном потреблении подставляются заданные значения, а при незаданных величинах она оценивается по cos φ = 0.85. Следует обратить внимание на то, что в рассмотренный алгоритм легко вписываются агрегаты, которые остались в работе при возникновении и ликвидации аварии. Достаточно определить для них tп=0 и tос=0, а tнаб. поставить в соответствие с выдаваемой мощностью. Поиск последовательности подключения нагрузок выполняется в соответствии с приоритетами узлов. Приоритет узлов – источников электроэнергии – наивысший, поскольку он относится к нагрузке собственных нужд узла генерации. Полученная с учетом оговоренных условий располагаемая в узле мощность далее распределяется между узлами-потребителями в соответствии с приоритетом узла, определяемым как его категорией, так и дополнительными условиями, оговоренными ниже. Причем, если в узле присутствуют потребители разных приоритетов, то он разбивается на несколько виртуальных узлов с тем, чтобы в первую очередь,обеспечивались потребители более высокого приоритета. Дополнительные условия определяются на базе представлений о безмасштабных сетях. В отличие от «рав21

НАУКА

Автоматика

ноправного» распределения связей, наблюдающегося в случайных сетях, степенной закон описывает системы, в которых доминируют несколько концентраторов – узлов, объединяющих большое количество связей, или 1/kn, где n – число связей, k – количество узлов. Постоянство n привело к тому, что эти сети назвали безмасштабными (scale-free networks). В отличие от случайных сетей, безмасштабные сети более устойчивы к случайным отказам. Причина такой устойчивости в неоднородности топологии сети. Случайный отказ связи наиболее вероятен у малых узлов, близких к тупиковым, поскольку их множество, гораздо больше, чем концентраторов. Зато отказ концентратора приводит к серьезным потерям в сети. Свойствами концентраторов в ЭЭС обладают электростанции и крупные подстанции. Важность узла в безмасштабной сети определяется выражениями [10]:

, где ni – общее количество узлов в сети без i-го узла; li – среднее из наикратчайших расстояний в новой сети без i-го узла; dmin, ij – наикратчайшее расстояние между узлом i и узлом j, обозначенное номерами ветвей; Vi – набор, состоящий из всех узлов в новой сети без i-го узла. Из формул очевидно, что преобразование не имеет смысла для одного узла (n=1). Рост количества связей к узлу и уменьшение расстояний до соседних узлов, снижающее среднюю величину li, повышают значение αi важности анализируемого узла. Как было отмечено в [4], для выбора схемы соединений сети можно использовать методику, предложенную нами при восстановлении распределительных сетей [12], имея в виду особенности сборки сети ЭЭС, а именно возможность двухстороннего питания и учет устойчивости при объединении островов. Напомним вкратце основные положения этой методики. Она базируется на совместной работе алгоритмов поиска схемы по ее графу (АОГ) и на основе ИНС с самоо22

04 / Декабрь 2011

Рис. 2. Алгоритм определения последовательности включения и загрузки генераторов ЭЭС. Обозначения на рис. 2 следующие: t – текущее время, tнпi – момент пуска i-го агрегата, Рпi – мощность, необходимая для пуска, Рi – текущая мощность i-го агрегата соответственно

бучением (рис. 3). Цель решения – обеспечение потребителя мощностью в последовательности, определяемой приоритетом нагрузки. Порядок определения таких приоритетов изложен в [4]. Здесь напомним только, что приоритет нагрузки собственных нужд электростанций определяется наивысшим. Из [11] известно, что при выборе включаемой связи выполняется контроль корневых источников, и если электроснабжение узлов производится от разных источников, то соединение узлов запрещается. Такие связи с односторон-

ним питанием характерны для распределительных сетей. В сети ЭЭС наличие разных источников при необходимости их параллельной работы указывает на требование проверки режима их совместной работы, и при положительном результате – синхронизации таких частей системы. Реализация проверки указанных условий осуществляется следующим образом. Во-первых, при объединении двух островов на время оценки режимов в модели признаки источников этих островов приравниваются. Затем в блоке расче-

НАУКА

Автоматика грузки – аналогичен узлу нагрузки распределительной сети [12]; второй – генерирующий узел – должен учитывать возможности по выдаче активной и реактивной мощности на момент его обработки, т.е. подобен такому узлу в распределительной сети, но с учетом развернутой в нем мощности на момент расчета [11]; третий – синхронизируемый – решает задачу объединения двух соседних узлов, связанных с разными, не работающими параллельно источниками. Его особенностью является определение необходимости и возможности объединения на парал-

лельную работу двух островов. С учетом этих особенностей блок-схема ОВО выглядит следующим образом (рис. 4). Здесь i – номер узла, j – номер питающей связи i-го узла, Ui и Ij – текущие значения напряжения узла и тока связи, Uном. и Iдоп. – номинальное напряжение и допустимый ток связи, knj – допустимый коэффициент ее перегрузки. Если одновременно присутствуют ошибки по напряжению в узле и по току питающей связи, то принимается бòльшая из них. Ошибка состояния связи определяется из условий в соответствии с описанием [4].

Рис. 3. Укрупненный алгоритм поиска схемы

та режимов (БРР) проверяется возможность существования такого режима, и при положительном результате проверяется динамика объединения этих островов. Если и этот этап дает положительный ответ, то схема принимается и реализуется с синхронизацией этих частей. В противном случае проверяются другие предлагаемые варианты схем. Другое отличие в алгоритме сборки схемы ЭЭС от распределительной сети заключается в том, что мощность на собственные нужды для старта электростанции имеет наивысший приоритет, т.е. обеспечивается в первую очередь. Неприемлемость схемы и направление ее изменения указывает обобщенный вектор ошибки (ОВО). Он активирует функцию самообучения ИНС, т.к. наличие отличного от нуля вектора ошибки означает, что текущее деление ЭЭС на острова не попало в обучающую выборку и требуется поиск нового решения. В отличие от метода для распределительной сети, здесь при оценке ОВО рассматриваются три вида обрабатываемых узлов. Первый – узел на-

Рис. 4. Блок-схема формирования составляющих обобщенного вектора ошибки

научно‑практическое издание

НАУКА

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

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

04 / Декабрь 2011

Автоматика При обнаружении в соседнем узле признака другого источника блок ОВО временно выравнивает эти признаки, устанавливая при этом флаг синхронизации – FS, а блок БРР определяет допустимость совместного режима. При положительном решении ОВО указывает связь между такими узлами как требующую синхронизации при включении и объединяет признаки синхронизируемых частей ЭЭС. В противном случае в каждой части остается свой признак, флаг синхронизации сбрасывается, и продолжается поиск схемы восстановления системы. Таким образом, FS указывает на связь, которая включается с синхронизацией объединяемых узлов ЭЭС. В предложенном здесь алгоритме решенный в [13] вопрос о сходимости при самообучении ИНС на базе управляющего воздействия ОВО для распределительных сетей остается открытым в случае его переноса на ЭЭС и требует отдельного рассмотрения, хотя в разрезе зафиксированного во времени среза данных без учета динамики он представляется подобным решенному ранее. Существенная зависимость восстановления ЭЭС от времени (например, ввод дополнительных мощностей и нагрузок) диктует условия по изменению структуры ИНС. Если для распределительных сетей обучающая выборка могла в качестве входных данных содержать информацию лишь о состоянии связей (рабочая/нерабочая) и потребляемой мощности в узлах до момента возникновения аварии, то для стабильного функционирования алгоритма на основе ИНС в ЭЭС этих данных недостаточно. Рассмотрим ситуацию, когда после серьезной аварии ЭЭС разделилась на несколько островов. Часть нагрузок потеряна, генерирующие мощности уменьшены, и начинается этап восстановления. Уже известны состояния всех связей системы (с точки зрения их работоспособности), текущие уровни нагрузок в узлах и соответствующие моменту времени генерирующие мощности. Согласно теории ИНС, зависимость выходной информации от состояния входов описывается функцией в математическом понимании, следовательно, каждому набору входных данных соответствует и единственен набор выходных данных. В такой ситуации ИНС предложит некоторое реше-

ние (допустим, верное), которое начнет реализовываться. При появлении в одном из узлов дополнительной генерирующей мощности (например, ввод одного или нескольких генераторов) восстановление системы должно пойти по другому пути, но ИНС не сможет предложить другого решения, т.к. входная информация осталась неизменной. Устранить указанное противоречие возможно, расширив перечень входных данных и включив в него информацию о генераторах (их состоянии, доступной генерируемой мощности, времени включения в ЭЭС). Таким образом, можно не только обеспечить изменение выходной информации ИНС при вводе генерирующих мощностей, но и избежать ненужных действий, когда в допустимой перспективе в одном из узлов может появиться дополнительная располагаемая мощность. Конкурентное выполнение алгоритмов на основе АОГ и ИНС призвано уменьшить среднее время решения задачи, но на данном этапе сложно говорить о конкретном ускорении. Исходя из особенностей работы каждого подхода, можно предположить, что при делении ЭЭС на малое количество островов конкурентное преимущество будет за АОГ, а при большом количестве островов решение быстрее предложит ИНС. Стоит обратить внимание, что условия работы алгоритма напрямую зависят от изменения ситуации из-за ввода дополнительных мощностей или появления дополнительных потребителей в любом из островов. Таким образом, можно оптимизировать не только текущее состояние, но рассмотреть перспективу последующего изменения схемы ЭЭС и понять, какие воздействия требуют немедленного исполнения, а какие могут быть отодвинуты на более поздний срок или вообще не требуют реализации, так как ожидаемый ввод мощности/нагрузки может сделать воздействие нежелательным. Что касается узлов с двухсторонним питанием, то, как отмечалось в [14], допустимость режимов может быть определена любой из программ расчета установившихся режимов типа «RastrWin». Понятно, что здесь необходимо учитывать ограничения по генерации, которые определяются в рамках упомянутой программы дополнительными ограничениями баланса мощности по режиму работы генераторов.

НАУКА

Кызродев Илья Валерианович Дата рождения 1974 г. Окончил в 1996 г. физико-математический факультет Сыктывкарского государственного университета. Работал младшим научным сотрудником лаборатории энергетических систем Института социально-экономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра УрО Российской АН. В настоящее время – начальник отдела строительства Сыктывкарского филиала ОАО «ВымпелКом».

Автоматика Заключение Для поиска схемы восстановления ЭЭС после аварии можно воспользоваться наработками, полученными к выбору схемы восстановления распределительной сети при включении в них алгоритма, учитывающего специфику сборки схемы сети ЭЭС. В первую очередь она связана с выявлением и реализацией возможности совместной работы двух узлов с разными источниками генерации путем их объединения при синхронизации. Важным также является исследование сходимости решения при самообучении ИНС в условиях динамики изменения режимов при восстановлении ЭЭС. Данные по располагаемым мощностям определяются алгоритмом восстановления генерации раскручиваемых блоков в соответствии с их пусковыми характеристиками и техническим состоянием на момент пуска. Результаты тестовых проверок предложенных методов на модели ЭЭС будут представлены в последующих работах. Литература: 1. Успенский М.И., Смирнов С.О. Защита от крупных аварий в ЭЭС: управляемое деление // Релейная защита и автоматизация. 2011, №03 (04). – .14-17.

2. Воропай Н.И., Кроль А.М., Калентионок Е.В., Негневицкий М.В. Восстановление электроэнергетических систем после крупных аварий (Принципы и методические средства).– М.: Информэнерго, 1991.– 52 с. 3. Воропай Н.И., Кроль А.М., Новорусский В.В. Разработка интеллектуальных средств поддержки решений по восстановлению энергообъединений после аварии // Известия РАН, Энергетика, №1, 1996. – С.14-22. 4. Успенский М.И., Кызродев И.В. Методы восстановления электроснабжения в распределительных сетях – Сыктывкар, 2010. – 122 с. (Коми научный центр УрО РАН). 5. Норматив продолжительности пуска энергоблоков мощностью 150-800 МВт тепловых электростанций из различных тепловых состояний //www.normativ.su/catalog /46110.php. 6. Электрическая часть электростанций/ С.В. Усов, В.В. Кантан, Е.Н. Кизеветтер, Б.Н. Михалев, А.К. Черновец. – Л.: «Энергия», 1977. – 556 с. 7. Турбины тепловых и атомных электрических станций/ А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний. – М.: Изд-во МЭИ, 2001. – 448 с. 8. Adibi M.M., Fink L.H. Restoration after cascading failures// IEEE power & energy magazine, september/october 2006. – Р. 68-77. 9. Успенский М.И., Кызродев В.И., Смирнов С.О. Автоматизация поиска последовательности восстановления узлов ЭЭС после системной аварии // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. – СПб.: «Северная звезда», 2010. – С. 260-264. 10. Liu Y., Gu X. Skeleton-network reconfiguration based on topological characteristics of scale-free networks and discrete particle swarm optimization // IEEE trans. on PS, N 3, v.22, 3007 – P.1267-1274. 11. Успенский М.И. Восстановление генерации в ЭЭС после крупной системной аварии // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. – Иркутск, вып. 61, 2011. – С.344-351.

Гарантированное получение всех номеров журнала

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

В 2012 году Вы можете оформить подписку на журнал «Релейная защита и автоматизация» через редакцию, отправив заполненную Заявку удобным для Вас способом (по e-mail: ina@srzau-ric.ru, на сайте: www.srzau-ric.ru или почтовому адресу: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, д. 3). А также в любом почтовом отделении России по Объединенному каталогу «Пресса России», подписной индекс 43141.

научно‑практическое издание

НАУКА

АСДУ УДК: 621.311

Автор: к.т.н. Полуботко Д.В., Российская академия наук, Уральское отделение, Коми научный центр, Институт социальноэкономических и энергетических проблем Севера. Республика Коми, г. Сыктывкар, Россия. PhD Polubotko D.V. Russian academy of sciences, Ural division, Komi science center, Institute for social, economic and energy problems of the North, the department of Energy. Komi republic, Syktyvkar, Russia.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ КОМПАКТНЫХ СРЕДСТВ ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ВЫЧИСЛЕНИЙ ПРИ РЕШЕНИИ РЕЖИМНЫХ ЗАДАЧ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ ЭЭС POWER SYSTEMS STATE ANALYSIS WITH USING OF MODERN COMPACT PARALLEL DATA PROCESSING HARDWARE Аннотация: в статье представлены различные подходы использования современных компактных средств параллельных вычислений для решения таких режимных задач, как анализ статической режимной надежности, наглядное представление данных. Рассмотрены алгоритм анализа статической режимной надежности, в основе которого лежит совместное использование многоядерного центрального процессорного устройства и графического процессорного устройства, различные подходы визуализации параметров энергосистемы, способные удовлетворить условиям работы в реальном времени.

Ключевые слова: электроэнергетическая система, параллельные вычисления, статическая режимная надежность, визуализация. This paper presents different approaches of using modern parallel data processing hardware for security analysis, visualization of power system conditions. There discusses development of an algorithm for security analysis of power systems based on involving capabilities of multi-core processor together with graphics processing unit and a software application that attempts to achieve real-time speed of complex visualization devoted to 2D/3D environment. Keywords: power system, parallel data processing, security analysis, visualization.

04 / Декабрь 2011

Введение Возникновение крупных каскадных аварий в работе электроэнергетических систем (ЭЭС) может стать причиной обесточивания значительного количества потребителей с нанесением ущерба, измеряющегося миллиардами рублей, а в ряде случаев и сотнями человеческих жизней. Результаты расследования системной аварии 25 мая 2005 г. в Московской и смежных энергосистемах выявили, в частности, проблему, связанную с отсутствием современных программных средств анализа надежности при оперативном управлении функционированием энергосистемы. В целях повышения надежности диспетчерского управления в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности требуется внедрение автоматизированных технологических систем диспетчерского управления, работающих в режиме реального времени, для помощи диспетчерам в выборе необходимых управленческих мероприятий на этапе управления режимами, не доводя их до аварийных ситуаций, где все решается средствами противоаварийного управления [1, 2]. В составе подобных систем должен присутствовать блок расчета и анализа статической ре-

жимной надежности ЭЭС. В зарубежной практике моделирование вероятных отказов и оценка статических послеаварийных режимов для выявления и устранения возникших отклонений по критериям надежности является обязательной процедурой при управлении текущими и краткосрочными режимами ЭЭС. Данное требование закреплено в стандарте надежности [10] и регламентируется в Руководстве по ведению режимов [11]. Под статической режимной надежностью понимается способность системы переходить в новое состояние, в результате возникшего возмущения, без нарушения динамической устойчивости ЭЭС [3]. Данная статья посвящена рассмотрению предлагаемой методики применения средств параллельных вычислений в задаче анализа показателей надежности при текущем планировании и оперативном управлении режимами энергосистем, в том числе в условиях реального времени. Кроме того, в статье представлены способы усовершенствования технологии наглядного отображения режимных параметров ЭЭС, направленные на повышение эффективности и скорости построения графических изображений, базирующиеся на использовании вычислительных возможностей современных графических процессорных устройств (ГПУ), положенные в основу создания системы высо-

АСДУ коскоростной визуализации режимных параметров ЭЭС. В работе нашли свое отражение вопросы, связанные с применением трехмерной визуализации для представления ряда режимных параметров за счет применения высокополигональных ячеистых объектов. Также рассмотрены современные технологии, доступные в составе библиотек построения 3D-графики для настольных систем, позволяющие создавать прикладные приложения по высококачественной визуализации, способные работать в реальном масштабе времени. Анализ статической режимной надежности Опыт практических исследований надежности больших ЭЭС [4] обусловил развитие двух подходов к анализу режимной надежности. С помощью первого метода, называемого экспресс-оценкой, осуществляется контроль технических условий (ограничений) и вычисляются вероятностные показатели надежности ЭЭС в целом. Метод предназначается для предварительной оценки последствий отказов и их ранжирования. Второй метод, называемый методом поузлового анализа, позволяет в дополнение к первому моделировать корректирующие действия по ликвидации нарушений технологических ограничений и вычислять показатели надежности как по системе в целом, так и по отдельным узлам. В этом методе полностью совместима технология анализа генерирующей, передающей и распределительной частей ЭЭС, моделирования подстанций, оперативной политики. Оценка взаимовлияния отдельных подсистем ЭЭС проявляется через влияние изменения топологии при отказах параметров электрического режима. Моделирование отказов в практических расчетах обычно ограничивается отказами оборудования второго уровня [4]. Анализ последствий отказов включает для каждого из них анализ топологии и комплектации расчетных схем, расчеты электрического режима с вычислением уровней напряжения, загрузки оборудования, потерь мощности и др. для множества состояний системы: M={M1, M2, …, MN}, где M – множество систем нелинейных уравнений, N – общее число аварийных состояний системы. При рассмотрении только одиночных отказов число состояний ЭЭС будет соответствовать числу отказов, если же учитывать наложение отказа на отказ, то количество состояний будет определяться выражением [5]: научно‑практическое издание

. Для схем ЭЭС большой размерности количество состояний может быть достаточно велико и в общем виде определяется факториальным выражением: , где n – общее число элементов системы, m – аварийно отключившихся. Исходная информация для проведения анализа содержится в базе данных (БД) оперативно-информационного комплекса (ОИК) автоматизированной системы диспетчерского управления. Полученная из БД ОИК информация проходит фильтрацию грубых ошибок телеизмерений в задаче оценивания состояния системы [6]. По её результатам в модуле анализа статической режимной надежности формируется оперативная модель режима. Для модели по заданному списку возможных состояний, вызванных аварийным выходом оборудования, производится полный перебор всех элементов с последующим применением процедуры моделирования и определения дефицита мощности для каждого состояния. Процедура моделирования отказа состоит в отключении заданного элемента системы, с последующим запуском функции анализа топологии ЭЭС с целью выявления специфических режимных условий – разделения системы на две и более независимые части. Основной процедурой при выполнении анализа топологии является решение задачи проверки связности графа G=(V,E), где V – множество узлов, E – семейство пар ветвей системы ei=(vi1, vi2), v ∈ V. Для выполнения проверки связности ЭЭС в работе использовался алгоритм взвешенного быстрого объединения. В случае обнаружения разделения системы и выявления подмножеств G=G1 ∪ G2 ∪ … ∪ GN : G i G j= Ø i,j ∈ {1,2,…,N}, i≠j, где N – число независимых частей ЭЭС, последующий расчет выполняется применительно к подмножествам G1 ∪ G2 ∪ … ∪ GN и заключается в расчете установившегося режима (УР), оценке дефицита мощности и определении недоотпуска электроэнергии (ЭЭ), взвешенного по вероятности отказа. Для расчета УР применялся метод Ньютона с решением системы нелинейных узловых уравнений баланса мощности. С целью экономии памяти ЭВМ и сокращения времени выполнения расчетных процедур при ∪

НАУКА

АСДУ выполнении матричных операций учитывается разреженность исходных и расчетных данных. Для решения линеаризованных систем уравнений было применено LU разложение. В ходе расчета определяется небаланс мощности в ЭЭС, а в случае разделения – в отдельных ее частях. При обнаружении небаланса в ЭЭС производится ее балансирование. Величина отключаемой нагрузки в энергоузлах определяется пропорционально мощности нагрузки к общему небалансу в системе, а в случае разделения – в отдельных частях: , где i ∈ I, j ∈ J, I – множество независимых частей ЭЭС, J – множество узлов в независимой части, P н – нагрузка в узле в нормальном режиме, ∆P – небаланс в узле. При разделении системы с использованием полученных результатов о величинах отключаемой нагрузки вычисляется показатель дефицита мощности для каждой отдельной независимой части и системы в целом. Далее в соответствии с [7, 8] определяется недоотпуск ЭЭ, взвешенный по вероятности отказа: ∆Э = PнTв ωε , где P н – нагрузка потребителей в нормальном (доаварийном) режиме; Tв – время восстановления элемента электрической сети; ω – параметр потока отказов элемента электрической сети; ε – коэффициент ограничения нагрузки потребителей (отношение нагрузки, вынужденно отключаемой в данном режиме, к суммарной нагрузке нормального режима). По результатам моделирования всего спектра возможных аварийных состояний ЭЭС формируется список наиболее значимых отказов (событий) и выявляются наиболее слабые в аспекте надежности элементы ЭЭС. В качестве показателей для выбора значимых отказов выступают следующие: величина суммарной отключаемой мощности нагрузки и/или генерации Pоi по отдельным узлам и ЭЭС в целом, взвешенная по вероятности отказа, определяемая по выражению:

ченная по выражению:

∑ωx j∈J

(x j / x j )m ,

где x j – расчетное значение или отклонение параметра режима от заданного, ∑ ω x j ( x j / x j )–mпредельj∈J ное значение или отклонение параметра режима от заданного, ωxj – весовой коэффициент, m – показатель степени, J – множество элементов (узлов, ветвей) ЭЭС. При последующих расчетах показателей надежности для рассматриваемого интервала времени оперативного управления, который зависит от темпа обновления оперативной модели, набор состояний системы может быть сокращен до числа значимых отказов. Поскольку выполнение процедуры моделирования отказа не зависит от других от-

, где I – множество моделируемых отказов, g – вероятность отказа; значения контролируемых параметров режима (уровень напряжения, величина перетока активной мощности и т.д.), выходящие за пределы допустимой области; интегральная оценка тяжести режима, полу28

04 / Декабрь 2011

Рис. 1. Блок-схема алгоритма анализа статической режимной надежности с использованием средств параллельных вычислений

НАУКА

АСДУ

казов, этот этап анализа может быть распараллелен. На рис. 1 представлена блок-схема алгоритма, в которой расчет показателей надежности выполняется средствами многоядерного центрального процессорного устройства (ЦПУ), содержащего 2 вычислительных ядра, а также ГПУ на разных стадиях. Необходимость разбиения алгоритма на две стадии с выполнением на ЦПУ и ГПУ соответственно возникает вследствие ограничений в архитектуре используемого ГПУ, не позволяющих реализовать процедуры расчета УР. В табл. 1 и 2 приведены сравнительные результаты времени выполнения процедур расчета УР методом Ньютона для двух состояний системы на ЦПУ с использованием одного и двух ядер при различной размерности ЭЭС и расчета показателей надежности при моделировании различного числа случайных состояний и их реализации на ЦПУ и ГПУ. Полученные сравнительные результаты расчетов первой стадии алгоритма позволяют сделать вывод о преимуществе в использовании многоядерного ЦПУ по сравнению с традиционным, последовательным способом проведения вычислений. Результаты сравнения при применении различных устройств, а именно ЦПУ и ГПУ, при реализации второй стадии вычислений позволяют сделать вывод о значительном преимуществе при использовании предложенных средств вычислений. Сравнение скорости выполнения расчетов проводилось для центрального процессора Intel Core2 Duo 3.0 ГГц, видеопроцессора NVIDIA G92 (GeForce 8800 GTS 512).

Таблица 2. Время выполнения второй стадии расчета показателей надежности для различного количества состояний системы при реализации алгоритма на ЦПУ и ГПУ

Средство

Количество состояний системы

Время расчета, с.

13110

0,17

расчета

ЦПУ

ГПУ

34410

0,69

49952

1,24

438906

24,25

903450

69,51

13110

0,099

34410

0,16

49952

0,22

438906

5,47

903450

16,81

Для проверки корректности работы предложенного алгоритма проведен расчет и анализ показателей надежности для тестовой схемы RTS-96 (рис. 2) и эквивалентной схемы Коми энергосистемы (рис. 3). Параметры тестовой схемы RTS-96 были взяты из работы [9]. Для рассматриваемых схем в табл. 3 показаны величины максимального и суммарного недоотпуска ЭЭ, взвешенного по вероятности, по всем возможным случайным состояниям, сформированным согласно принципам n-1 и n-2. В табл. 3. приведены величины показателей надежности и их соотношения для различных принципов. Видно, что учет множества состояний, полученного по принципу n-2, привносит для схемы RTS-96 3,93%, а для схемы Коми ЭЭС только 1,06% от общего

недоотпуска ЭЭ. Это объясняется общей характеристикой схем, а именно для RTS96 – значительным резервированием, Коми ЭЭС – наличием слабых связей. Наглядное представление информации Рост объемов телеметрической информации, поступающей в БД ОИК, в том числе связанный с появлением и использованием датчиков векторных измере-

Таблица 1. Время расчета УР методом Ньютона для двух состояний системы с использованием одного и двух ядер ЦПУ (с.) Средство расчета ЦПУ 1 ядро

ЦПУ 2 ядра

Размерность сети, узлов

Время расчета, с.

0,002

103

0,006

629

0,036

0,003

103

0,0047

629

0,01853

научно‑практическое издание

Рис. 2. Схема RTS-96

НАУКА

АСДУ

Таблица 3. Максимальные и суммарные значения недоотпуска ЭЭ, взвешенного по вероятности, согласно принципам формирования возможных аварийных состояний n-1, n-2 для схем RTS-96 и Коми энергосистемы Показатель недоотпуска ЭЭ, взвешенный по вероятности, для множества аварийных состояний, сформированного по принципам

Схема

RTS-96

Коми ЭЭС

n-1: суммарное; максимальное значение для всего набора, МВт∙ч

0,44 (96,07%) 0,44 (96,07%)

70,028 (98,94%) 38,17 (53,93%)

n-2: суммарное; максимальное значение для всего набора, МВт∙ч

0,018 (3,93%) 0,008 (1,75%)

0,753 (1,06%) 0,058 (0,082%)

итого по n-1 и n-2, МВт∙ч

0,458 (100%)

70,781 (100%)

ний, развитием систем широкомасштабного сбора данных, требует применения современных программно-аппаратных средств по ее обработке и наглядному представлению оперативно-диспетчерскому персоналу. Как показали исследования [12], применение различных способов визуализации в составе систем представления режимных параметров ЭЭС способствует повышению восприятия информации диспетчерским персоналом и как результат, снижает риск возникновения крупных системных аварий. Высокая интенсивность вычислений, необходимая для построения высококачественных изображений, большой объем исходных данных, жесткий лимит времени оперативного управления – эти и другие факторы требуют применения современных аппаратных средств, прежде всего параллельных вычислений, как компактных по размеру, так и пригодных для использования в составе настольных вычислительных систем регионального диспетчерского управления. В настоящее время подобными качествами в полной мере обладают ГПУ, пиковая производительность которых значительно превышает возможную альтернативу в виде многоядерных ЦПУ. Кроме того, изначальное предназначение графических процессоров, призванных выполнять построение сложных 3D-сцен в реальном времени, наличие специализированных средств обработки графических данных, делает их основными 30

04 / Декабрь 2011

кандидатами для применения при реализации высокоскоростных средств наглядного отображения режимных параметров ЭЭС. Появившиеся некоторое время назад программируемый конвейер рендеринга и технология GPGPU [13] позволяют реализовать разнообразные способы визуализации режимных параметров ЭЭС, в том числе с применением аппаратно ускоренных процедур. 2D-визуализация Одним из наиболее эффективных способов наглядного отображения режимной информации является контурная раскраска, методика построения которой подробно описана в [12, 14]. Существенным ограничением ее применения, прежде все-

Рис. 3. Схема Коми энергосистемы

го для схем большой размерности, до сего времени являлась необходимость выполнения большого количества вычисления для определения цветовых значений виртуальных точек. Объем проводимых расчетов в процессе генерации напрямую зависит от размеров получаемого графического изображения. Так, при размерах изображения в 2048х2048 точек и размерности сети в 118 узлов количество виртуальных точек будет равняться 20482– 118= 4194186. С появлением технологии GPGPU решение задачи по определению цветовых значений виртуальных точек с успехом можно возложить на современные графические процессоры. При использовании библиотеки OpenGL выполнение основных расчетов заключается в вызове фрагментного шейдера, результат работы которого записывается в соответствующую текстуру с использованием внеэкранного кадрового буфера (Frame Buffer Object – FBO). Завершающий этап 2D-визуализации заключается в отображении полученного текстурного объекта в качестве фона для топологии схемы электрических соединений. На рис. 4 представлен пример полученного описанным образом изображения для тестовой схемы IEEE-118. В качестве режимного параметра, представленного при помощи контурной раскраски, выступает уровень напряжения в узлах схемы. Применение современных аппаратных средств при построении контурной раскраски средствами ГПУ позволяет выполнять необходимые расчетные про-

НАУКА

АСДУ

Рис. 4. 2D-визуализация уровней напряжения для схемы IEEE-118

цедуры в зависимости от размерности схемы ЭЭС и изображения за десятки-сотни миллисекунд на стандартной персональной ЭВМ, оборудованной современным графическим адаптером. Подобный уровень производительности позволяет получать в том числе и динамические изображения для схем ЭЭС большой размерности. 3D-визуализация Различные способы использования третьего измерения пространства для отображения режимных параметров ЭЭС были представлены в работах [15]. В данной статье предлагается применять высокополигональные ячеистые объекты для одновременного представления двух режимных параметров. В качестве первого средства отображения необходимой режимной информации служит цветовая индикация. Третье измерение используется для отображения второго режимного параметра. В частности, высота элементов высокополигонального ячеистого объекта дополнительно сигнализирует о выходе контролируемого параметра за заданные пределы. Процесс генерации высокополигонального ячеистого объекта состоит из двух стадий, в ходе которых максимально задействуются ресурсы современного

ГПУ для аппаратного ускорения расчетных процедур. Первая стадия состоит в интерполяции исходных цветовых и высотных данных. На этой стадии в полной мере задействуются аппаратные ресурсы ГПУ как для получения контурного цветового изображения, так и для интерполяции высот. Для максимально эффективного использования вычислительных ресурсов ГПУ процедуры выполнения интерполяции цветовых и высотных значений объединены в один фрагментный

шейдер. Для передачи полученных величин на сторону центрального процессора применены множественные цели рендеринга (Multiply Render Targets – MRT) совместно с технологией FBO. Псевдокод фрагментного шейдера, содержащий инструкции на языке GLSL, использующий MRT, объединяющий в себе интерполяцию цветовых и высотных значений, выглядит следующим образом: (x, y)= (gl_TexCoord[0].s,gl_TexCoord[0].t) для каждого узла ЭЭС k с цветовым rgbk и высотным hk значениями, координатами xk, yk wk(xk, yk)=1.0/distance ((x, y),(xk, yk)) Num_color+= wk (xk, yk) rgbk Num_h+= wk (xk, yk) hk Denom+= wk (xk,yk) следующий узел gl_FragData[0]= Num_color/Denom gl_FragData[1]= Num_h/Denom После окончания первой стадии и получения необходимых интерполяционных значений цветов и высот в виде текстур вещественного формата начинается вторая стадия, которая заключается в формировании регулярной сетки для построения высокополигонального ячеистого объекта. В качестве атрибутов точек при создании ячеистого объекта выступают полученные на первой стадии интерполяционные значения цветов и высот (рис. 5). Элементами (примитивами) регулярной сетки являются прямоугольники. Завершение процесса постро-

Рис. 5. Задание параметров точек регулярной сетки высокополигонального ячеистого объекта

научно‑практическое издание

НАУКА

АСДУ

Таблица 4. Скорость выполнения 2D-визуализации Размер текстуры, точек Тестовая схема

512х512

1024х1024

2048х2048

Время построения, мс IEEE-14

20,2

31,8

60,9

IEEE-30

24,4

40,9

116,2

IEEE-118

50,2

135,7

493,5

Таблица 5. Скорость выполнения 3D-визуализации Первая стадия, размеры rgb/высотной текстур, точек Тестовая схема

64х64

128х128

256х256

512x512

Вторая стадия, количество примитивов 63х63

127х127

255х255

511x511

IEEE-14

1,69

4,05

12,53

IEEE-30

2,28

5,14

14,87

58,77

IEEE-118

8,16

13,89

32,91

116,40

Время построения, мс 50,79

Таблица 6. Скорость отображения высокополигонального ячеистого объекта с использованием VBO памяти, кадров в секунду Количество примитивов

Способ рисования 255x255

511x511

1023x1023

Объект

1480

531

212

Объект + сетка

140

36,1

10,6

ения объекта сопровождается передачей полученных параметров элементов регулярной сетки в память видеоадаптера. В качестве приемника служит высокоскоростной вершинный буфер (Vertex Buffer Object – VBO), применение которого позволяет впоследствии значительно сократить время отображения полученного ячеистого объекта. Тесты производительности При проведении тестовых расчетов по определению производительности построения наглядных изображений посредством 2D- и 3D-визуализации использовались тестовые схемы IEEE-14,30,118. В качестве аппаратных ресурсов использовался графический процессор Nvidia G92 в составе видеоадаптера GeForce 8800 GTS 512, центральный процессор 32

04 / Декабрь 2011

Intel Core 2 Duo 3.0 ГГц. В табл. 4 приведены результаты проведенных тестовых испытаний при построении изображений контурной раскраски различной размерности. В табл. 5 приведены результаты проведенных тестовых испытаний при построении изображений 3D-визуализации при различной размерности регулярной сетки. Как показывают полученные результаты, использование технологий построения как 2D, так и 3D-визуализации с применением аппаратно ускоренных при помощи ГПУ процедур возможно с успехом применять в реальном масштабе времени для представления режимных параметров схем больших ЭЭС. При сравнении времени выполнения расчетных процедур по

табл. 4, 5 для совпадающих размеров текстур видно, что выполнение процедуры построения регулярной сетки происходит медленнее, нежели чем генерация цветовых значений виртуальных точек. Однако следует принимать во внимание, что высокая наглядность отображения информации при использовании 3D-визуализации достигается при применении гораздо меньших размеров текстур, нежели чем в 2D случае. Основной недостаток 3D-визуализации заключается в высокой загрузке графической подсистемы ЭВМ, а именно ГПУ, при последующем отображении высокополигонального ячеистого объекта. Тем не менее производительности современных графических процессоров вполне достаточно для применения 3D-визуализации в реальном времени, в том числе для отображения состояний больших схем ЭЭС (табл. 6, рис. 6). Выводы Предложенная методика применения средств параллельных вычислений для анализа показателей надежности позволяет значительно повысить объемы и скорость обработки анализируемой информации по сравнению с традиционной, что позволяет использовать ее для задач текущего планирования и оперативного управления режимами энергосистем, в том числе в условиях реального времени. Анализ результатов оценки показателей надежности различных по степени резервирования тестовых и реальных схем ЭЭС показывает на необходимость учета множества аварийных ситуаций, сформированных не только по принципу n-1, но и по n-2. Применение аппаратных ресурсов современных ГПУ в ходе проведения расчетных процедур позволяет существенно сократить время построения наглядных графических изображений для различных способов представления информации. Полученные в ходе тестов результаты времени выполнения расчет-

НАУКА

АСДУ

Полуботко Дмитрий Валерьевич Дата рождения: 20.09.1984 г. В 2006 г. окончил Сыктывкарский лесной институт – филиал ГОУ ВПО «СанктПетербургская лесотехническая академия им. С.М. Кирова», специальность – инженерэнергетик.

Рис. 6. 3D-визуализация (кол-во примитивов = 255х255, отображение линий сетки) схемы ЭЭС большой размерности (629 узлов)

ных процедур показывают возможность использования предложенных технологий для наглядного отображения режимных параметров крупных ЭЭС в реальном масштабе времени, а также для построения динамических изображений. Представленные в работе способы графического представления информации были положены в основу создания системы визуализации режимных параметров ЭЭС. Дополнительная информация доступна на сайте отдела энергетики Коми научного центра (http://www.energy.komisc.ru). Литература: 1. Дьяков А.Ф. Обеспечение надежного и безопасного электроснабжения потребителей в условиях реформирования электроэнергетики // Вести в электроэнергетике. 2005. №5. -С. 3. 2. Дьяков А.Ф. Проблемы надежности и безопасности больших систем энергетики // Вести в электроэнергетике. 2006. №2. -С. 3. 3. On-line power system security analysis / N.Balu, T.Bertran, A.Bose et al. // Proceedings of the IEEE, Vol.80, N2, Feb, 1992.- pp.262-280. 4. Надежность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Методы анализа : Европейское измерение. Ю.Н. Кучеров, О.М. Кучерова, Л. Капойи, Ю.Н. Руденко. – Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1996. – 380 с. 5. Морошкин Ю.В., Наровлянский В.Г., Федоров Ю.Г. Надежность электроэнергетической системы и критерий n-i // Электросете-

научно‑практическое издание

вой сервис, 2008, N 2. с.40-50. 6. Хохлов М.В. Развитие алгоритмов оценивания состояния ЭЭС по неквадратичным критериям // Управление электроэнергетическими системами - новые технологии и рынок. – Сыктывкар, 2004. -С.39-48. 7. Справочник по проектированию электроэнергетических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. С. 263-269. 8. Надежность электроэнергетических систем. Справочник. Том 2. Под ред. М.Н.Розанова. – М.: Энергоатомиздат, 2000, -С. 146-157. 9. Тестовые схемы // Отдел энергетики Коми НЦ УрО РАН. Режим доступа : http://www.energy.komisc.ru/dev/test_cases (дата обращения: 01.01.2011). 10. Reliability standards for the bulk electric systems of North America. – NERC, 2007 http://www.nerc.com. 11. Operation handbook. – UСTE, 2006. http://www.uсte.org. 12. Overbye T.J. Reducing the risk of major blackouts through improved power system visualization / T.J Overbye, D.A. Weigmann // Submitted to 15th Power System Computation Conference, 2005. 13. General-purpose computation using graphics hardware. Режим доступа : http://www.gpgpu.org (дата обращения: 01.01.2010). 14. Visualization of power systems and components / T.J. Overbye [et al] // Final project report. Power systems engineering research center. PSERC Publication 05-65, November 2005. 15. Three-dimensional visualization and animation for power systems analysis / F. Milano // Electric Power Systems Research 79 (2009).

НАУКА

ЭМС

Авторы: Сарылов О.В.,

ПРОВЕДЕНИЕ СРАВНИТЕЛЬНЫХ ИСПЫТАНИЙ НА ЭКРАНИРОВАНИЕ И УСТОЙЧИВОСТЬ К ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЯМ НОВЫХ ТИПОВ КАБЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ

РНПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА», заместитель директора по испытаниям ИЦ НИИИТ;

Свентицкий А.А., НПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА», начальник группы ИЦ НИИИТ, Москва, Россия.

Аннотация: в статье приведены результаты испытаний на электромагнитную совместимость кабелей различных типов, применяемых на энергоблоках российских атомных станций (АЭС). Рассмотрено влияние различных типов электромагнитных помех, как подаваемых по кабелям, так и имеющих полевую природу воздействия в зависимости от схемы подключения нагрузки.

Ключевые слова: электромагнитные воздействия, электромагнитная совместимость, молниевые разряды, радиочастотные поля, управляющие системы безопасности, атомные электростанции, кабели, системы контроля и управления, наносекундные импульсные помехи. Необходимость решения задачи совместного функционирования различных типов радиотехнического, электронного и электротехнического оборудования становится все актуальнее из-за неуклонного усложнения технических систем и комплексов аппаратуры и насыщения их микропроцессорной техникой. В связи с указанными обстоятельствами возникло новое актуальное научно-техническое направление – обеспечение электромагнитной совместимости технических средств систем контроля и управления (СКУ), составляющих сложную разветвленную систему с множеством линий связи. Сложность проблемы неуклонно возрастает в связи с развитием новых технологий, приведших к широкому внедрению в эксплуатацию полупроводниковых, микроэлектронных и микропроцессорных систем автоматического управления. Стремление уменьшить общие габариты современной аппаратуры СКУ приводит к необходимости уплотнять компоновку как самих приборов и элементов, располагающихся внутри приборов, так и кабельных линий, их соединяющих. В то же время усложнение задач компоновки требует значительного увеличения концентрации мощности в ограниченном объеме. Обеспечение в этих условиях совмест34

04 / Декабрь 2011

ной работы различных устройств СКУ составляет важнейшую научно-техническую и конструкторскую проблему. В одних случаях технические средства составляют единое аппаратное целое и размещаются в одном конструктиве корпуса. В других случаях они разбиваются на отдельные модули, соединяемые линией связи. Активно создаются и развиваются территориально распределенные системы. Таким образом, остро встает проблема межобъектовых связей, выполненных высокоэффективными экранированными типами кабелей. В настоящее время номенклатура кабелей, например, для атомных станций (АЭС), являющихся огромной совокупностью различных СКУ, включает специальные типы терморадиационностойких кабелей и проводов, используемых в гермозоне АЭС, кабели для оборудования систем безопасности и систем, важных для безопасности АЭС, а также те кабели и провода общепромышленного назначения для оборудования систем нормальной эксплуатации, которые по показателям надежности удовлетворяют требованиям, установленным для АЭС. Из всех эксплуатационных и технических характеристик, установленных требований, таких как: температура нагрева жил, температура невозгорания, температуры эксплуатации, огнестойкость, срок службы, представляет интерес оценка стойкости к внешним воздействующим факторам и электрические параметры кабелей, которые часто ошибочно рассматриваются в меньшей степени при выборе того или

НАУКА

ЭМС

иного типа кабеля. А именно: устойчивость выбранных типов кабелей к внешним электромагнитным воздействиям и степень их экранирования, т.е. оценка сравнительных характеристик кабелей с точки зрения электромагнитной совместимости. Проникновение помех в систему от источника помех может происходить двумя путями: излучением (т.е. без непосредственного контакта источника и приемника помех) и кондуктивным путем, т.е. когда помеха от источника к приемнику проникает через проводящую среду: кожухи, шасси, экраны, оплетки, устройства заземления, силовые или сигнальные кабели и др. Сюда же можно отнести помехи, проникающие через диэлектрики (естественные и искусственные конденсаторы). Согласно номенклатуре, конкретные марки кабелей и проводов для указанных целей выбираются разработчиками оборудования СКУ с учетом требований, предъявляемых к системам. Например, трехжильные кабели применяются с целью повышения количества размещаемых кабелей на кабельных лотках, уменьшения количества отверстий под них и количества диэлектрических жгутов. Однако с повышением плотности размещения кабелей возрастают уровни кондуктивных помех на них – помех, распространяющихся в проводящей среде. Такие помехи на линии передачи наводятся, как правило, внешними источниками помех или через взаимную емкостную связь между проводниками линии. Примером таких помех в соответствии с ГОСТ Р 50746-2000 для АЭС являются наносекундные импульсные помехи, возникающие в результате коммутационных процессов (переключений индуктивных нагрузок, размыканий контактов реле и т.п.), и помехи, излучаемые преимущественно радиопередающими устройствами. Монтаж и организация заземления кабелей также играют значительную роль в безопасном функционировании систем, в чем можно убедиться на примерах электромагнитных воздействий при разных схемах заземления и экранирования.

Полностью наиболее существенные виды помех и их воздействия на кабели выбранных типов, а также сравнительные характеристики приведены ниже. В качестве испытуемых образцов электромагнитным воздействиям подвергался кабель, предоставленный на испытания ЗАО «Энергодар ТЭС», г. Москва: • Жаростойкий многожильный экранированный кабель типа КЖМГ, предназначенный для неподвижной прокладки в силовых и контрольных цепях в автоматических системах управления и защиты атомных реакторов для приводов исполнительных механизмов СУЗ АЭС РБМК. А также следующие типы кабелей, предоставленные ООО «НТЛ-Прибор», г. Москва: • Кабель нагревостойкий многожильный с минеральной изоляцией и медными жилами типа КНММСМ с герметичными разъемами предназначен для передачи электрических сигналов в системах сбора информации и управления. • Кабель типа КНМС, нагревостойкий с минеральной изоляцией в стальных оболочках, предназначенный для изготовления линий связи, нагревательных элементов, датчиков температуры, датчиков нейтронного излучения и других изделий, работающих в экстремальных радиационных и температурных режимах. • Кабель типа КПЭТИ, с общим экраном, изоляцией из облученного полиэтилена, витыми парами с независимыми изолированными экранами. • Кабель типа КВВГ, с медными однопроволочными токопроводящими жилами, с изоляцией из ПВХ-пластиката, в оболочке из ПВХ-пластиката, предназначенный для передачи электрических сигналов в цепях управления. • Коаксиальный кабель типа РК 50-2-12, применяемый в лабораторных и промышленных условиях эксплуатации и используемый при испытаниях в качестве эталонного. Кабели поочередно подвергались следующим электромагнитным воз-

научно‑практическое издание

действиям, регламентируемым ГОСТ Р 50746-2000 для АЭС: • радиочастотным электромагнитным полям в диапазоне 80-1000 МГц и 1,42 ГГц; • кондуктивным помехам, наведенным радиочастотным полем в кабелях в диапазоне частот 0,15-80 МГц; • наносекундным импульсным помехам; • электростатическим разрядам, подаваемым на экраны кабелей и плоскости связи, расположенные рядом с ними; • магнитным полям промышленной частоты; • импульсным магнитным полям 8/20 мкс; • затухающему колебательному магнитному полю; • микросекундным импульсным помехам. Ниже представлены сведения о влиянии каждого из электромагнитных факторов отдельно. Влияние радиочастотных электромагнитных полей (РЧП) Источниками излучения данного вида полей в основном являются портативные приемопередатчики, радиотелефоны, стационарные радио- и телевизионные передатчики. Кроме электромагнитной энергии, генерируемой намеренно, на технические средства, в том числе и их кабельные линии питания и связи, воздействуют побочные излучения, создаваемые такими источниками, как сварочное оборудование, тиристорные регуляторы, люминесцентные источники света, коммутирующие индуктивные нагрузки и т.д. Воздействие на кабели производилось радиочастотным электромагнитным полем напряженностью 10 В/м в диапазоне частот 80-1000 МГц и 30 В/м в диапазоне частот 1,4-2 ГГц с помощью антенны, расположенной на расстоянии 3 м от центрального участка каждого кабеля. Воздействия проводились в экранированной полубезэховой камере 9 кГц-18 ГГц при расположении контрольно-измерительного оборудования за пределами камеры. Радиочастотное поле с амплитудной модуляцией синусоидальным сигналом 1 кГц при глубине модуляции 80% 35

НАУКА

ЭМС Ниже приведены измеренные осциллографом значения напряжений в милливольтах на жилах кабелей, нагруженных на сопротивление 50 Ом, при воздействии полей при вертикальной и горизонтальной плоскости поляризации поля (рис. 1). Испытания проводились на двух схемах подключения нагрузки к кабелям : «провод-провод» и «провод-земля», приведенных на рисунке 2. Из табл. 1 можно сделать несколько выводов: Синфазные помехи-напряжения, наводимые одновременно на два или более проводника,

Сарылов Олег Владимирович Дата рождения: 1977 г. Окончил в 2000 году электроэнергетический факультет (ЭЭИ) МЭИ (ТУ).

Рис. 1. Воздействие РЧП на кабель в полубезэховой камере

Аспирант МАИ, кафедра

(перестройка частоты в автоматическом режиме со скоростью 1,5х10-3 декад/с) воздействовало на кабели в плоскостях, параллельных им и перпендикулярных их направлениям поочерёдно. Однородность поля по результатам калибровки соответствовала допуску 0-6 дБ.

«Управление качеством». Заместитель директора по испытаниям, исследованиям и качеству ИЦ НИИИТ НПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА».

Рис. 2. Схемы подключения кабелей к нагрузке при испытаниях

Таблица 1

Напряжение на нагрузке, мВ Тип кабеля

Схема подключения

РК 50-2-12

Вертикальная поляризация

Горизонтальная поляризация

Схема 1 (помеха общего вида)

150

Схема 1 (помеха общего вида)

1120

880

Схема 2 (синфазная помеха)

440

300

Схема 1

200

120

Схема 2

Схема 1

360

240

Схема 2

168

Схема 1 (помеха общего вида)

Схема 2 (синфазная помеха)

Схема 1 (помеха общего вида)

110

Схема 2 (синфазная помеха)

Схема 1 (помеха общего вида)

130

200

Схема 2 (синфазная помеха)

140

Схема 2 (синфазная помеха)

1400

КПЭТИ Свентицкий Андрей Заземлен по всей длине

Алексеевич Дата рождения: 1984 г. Окончил в 2007 году

КНММСМ Заземлен через соединительную коробку

кафедру 26 МИФИ. Начальник группы выездных испытаний ИЦ НИИИТ НПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА».

КЖМГ

4 мм КНМС 8 мм

КВВГ

в меньшей степени присутствуют на жилах кабелей, чем помехи общего вида («провод-земля»). Такого вида помехи обычно хорошо удаляются схематически или, например, ферритовыми трубками с расчетом индуктивного сопротивления. Ферритовая 36

04 / Декабрь 2011

трубка должна находиться как можно ближе к приемнику сигнала. Если линия двунаправленная, то необходимы две ферритовые трубки на концах кабеля, непосредственно у разъемов. Пример такого применения трубок показан ниже.

НАУКА

ЭМС

Рис. 3. Фильтрация линий USB-порта

Рис. 5. Наводки поля на кабель КПЭТИ

Рис. 6. Наводки поля на кабель КНММСМ,

непосредственно на системной плате

в диапазоне 80-1000 МГц ГП. Пики на

заземленный по длине через 0,5 м в диапазоне

частотах 80, 134, 160 МГц. Длительная

80-1000 МГц ГП. Пики на частотах 85, 158 МГц.

развертка

Длительная развертка

Рис. 7. Наводки поля на кабель КНММСМ,

Рис. 8. Наводки поля на кабель КЖМГ на

заземленный в одной точке на конце в

частоте 95 МГц

диапазоне 80-1000 МГц ГП. Пики на частотах Рис. 4. Примеры применения ферритовых трубок

140, 168, 190 МГц. Длительная развертка

Кабели с экранами из материалов, имеющих большую проводимость, меньше подвержены влиянию электромагнитных полей. Если кабель имеет внешний экран без изоляции, то заземление его по всей длине, например, в металлическом коробе, способствует уменьшению проникающих на жилы помех. Таким образом, данный тип заземления при борьбе с радиочастотными наводками является предпочтительным. Ниже приведены осциллограммы наводок на нагрузках разных типов кабелей при одинаковых условиях экспериментов (рис. 5-8). Каналы осциллографа №1 и №2 – измерение между жилами (Схема 1 – противофазная помеха), каналы №3 и №4 – между жилой и экраном (Схема 2 – синфазная помеха).

Из приведенных осциллограмм видно, что радиочастотное поле лучше всего проникает на жилы кабелей на частотах, сравнимых с длиной облучаемых участков кабелей, что подтверждает теоретические выкладки. Наводок в диапазоне 1 ГГц – 2 ГГц на нагрузке не зафиксировано. Также очевидно и подтверждено экспериментами, что если поляризация поля совпадает с траекторией прокладки кабелей, то наводки на них максимальны. Влияние электростатических разрядов (ЭСР) Защита оборудования от разрядов статического электричества имеет большое значение для изготовителей и потребителей. Влияние импульсных разрядов статического электричества становится особо значимо для неконтролируемых условий окружающей

научно‑практическое издание

среды. Источником разряда могут служить прикосновения обслуживающего персонала. Причем разряды могут как непосредственно разряжаться на обьект – СКУ, так и воздействовать посредством электромагнитного поля от разрядов на близлежащие предметы, на которые поступил разряд. Технические средства СКУ могут подвергаться ЭСР величиной до нескольких десятков киловольт в зависимости от покрытия, типа ткани, влажности воздуха. Согласно требованиям ГОСТ Р 50746-2000, амплитуда воздействий ЭСР составляет +8 кВ при непосредственном разряде на экраны кабелей (контактный разряд) и +15 кВ при воздушном разряде. Кабель КВВГ не имеет экрана, поэтому разряды подавались через емкостную связь – металлическую пластину, находящуюся на расстоянии 10 см от центрального участка кабеля. 37

НАУКА

ЭМС

Таблица 2 Напряжение на нагрузке, В Контактный разряд Воздушный разряд 8 кВ 15 кВ

Тип кабеля

Схема подключения

РК 50-2-12

Схема 1 (помеха общего вида)

0,2

7,5

Схема 2 (синфазная помеха)

0,23

6,4

0,11

0,08

КПЭТИ

Заземлен по всей длине КНММСМ

Схема 2

0,14

0,08

Схема 1

1,88

0,1

Схема 2

1,8

0,1

Схема 1 (помеха общего вида)

0,07

0,13

Схема 2 (синфазная помеха)

0,076

0,5

Схема 1 (помеха общего вида)

Заземлен через соединительную коробку

КЖМГ

4 мм КНМС 8 мм КВВГ

Схема 1

Схема 2 (синфазная помеха)

1,5

Схема 1 (помеха общего вида)

1,5

Схема 2 (синфазная помеха)

1,5

Схема 2 (синфазная помеха)

Из таблицы 2 следует, что медный экран (имеющий высокую проводимость) кабеля КЖМГ на порядки уменьшает помеху от ЭСР на жилах. Также нужно отметить, что не следует пренебрегать электромагнитным импульсным излучением, которое возникает при разряде на предметы возле кабелей. Посредством такого поля на жилах кабеля КВВГ зафиксировано достаточно большое наведенное напряжение, хотя этот кабель и не является экранированным в отличие от остальных. Если сравнивать КВВГ с коаксиальным РК, то можно заметить, что вследствие емкостной связи синфазная помеха по жилам КВВГ распространяется

лучше помехи общего вида в кабеле типа РК. Защитой от ЭСР обычно служат системы отвода зарядов, основанные на уменьшении удельных объемных и поверхностных электрических сопротивлений (повышение относительной влажности воздуха до 65-70%, применение антистатических присадок, поверхностно-активных веществ, электропроводящих красок, лаков, резины и т.п.) и системы нейтрализации зарядов с использованием радиоизотопных и других нейтрализаторов. То есть важную роль при защите от ЭСР играют качество монтажа и параметры окружающей среды, в которой прокладываются кабельные линии.

Рис. 9. Кабель КПЭТИ. ЭСР контактный 8 кВ

Рис. 10. Кабель КПЭТИ. ЭСР воздушный 15 кВ

Ниже приведены осциллограммы наводок на нагрузках разных кабелей при одинаковых условиях экспериментов (рис. 9-16). Влияние магнитного поля промышленной частоты (МППЧ) МППЧ создается синусоидальными токами в проводниках или в более редких случаях – устройствами (например, трансформаторами), расположенными неподалеку. Воздействия МППЧ напряженностью 600 А/м и длительностью 3 с подавались на кабели при двух взаимно перпендикулярных положениях излучающей катушки (см. рис. 17). Из таблицы 3 следует, что в большин-

Рис.11. Кабель КНММСМ заземлен по всей длине

04 / Декабрь 2011

через 0,5м. ЭСР контактный 8 кВ

НАУКА

ЭМС

Рис. 12. Кабель КНММСМ заземлен по всей длине

Рис. 13. Кабель КНММСМ заземлен на конце на

Рис. 14. Кабель КНММСМ заземлен на конце на

через 0,5 м. ЭСР воздушный 15 кВ

соединительную коробку. ЭСР контактный 8 кВ

соединительную коробку. ЭСР воздушный 15 кВ

Рис. 15. Кабель КЖМГ. ЭСР контактный 8 кВ

Рис. 16. Кабель КЖМГ. ЭСР воздушный 15 кВ

Рис. 17. Схема испытаний на устойчивость к магнитным полям

стве случаев схема «провод-земля» более подвержена распространению магнитного поля, особенно вдоль кабе-

ля. Наличие больших помех на кабеле КВВГ объясняется отсутствием экрана. Ниже приведены осциллограммы

наводок на нагрузках разных кабелей при одинаковых условиях экспериментов (рис. 18-25).

Таблица 3 Напряжение на нагрузке, мВ Вектор поля вдоль Вектор поля поперек кабеля кабеля

Тип кабеля

Схема подключения

РК 50-2-12

Схема 1 (помеха общего вида)

1000

Схема 1 (помеха общего вида)

6,8

Схема 2 (синфазная помеха)

1,4

1,3

КПЭТИ

КНММСМ

Заземлен по всей длине

Схема 1

22,4

Схема 2

2,4

1,4

Заземлен через соединительную коробку

Схема 1

46,4

14,4

КЖМГ

4 мм КНМС 8 мм КВВГ

научно‑практическое издание

2,3

Схема 1 (помеха общего вида)

Схема 2

26,4

10,8

Схема 2 (синфазная помеха)

14,4

6,2

Схема 1 (помеха общего вида)

920

350

Схема 2 (синфазная помеха)

Схема 1 (помеха общего вида)

800

Схема 2 (синфазная помеха)

3300

НАУКА

ЭМС

Рис. 18. Кабель КПЭТИ. МППЧ вдоль кабеля

Рис. 19. Кабель КПЭТИ. МППЧ поперек кабеля

Рис. 20. Кабель КНММСМ, заземленный по длине

Рис. 21. Кабель КНММСМ, заземленный по

через 0,5 м. МППЧ вдоль кабеля

длине через 0,5 м. МППЧ поперек кабеля

Влияние импульсного магнитного поля (ИМП) ИМП возникает при воздействии молниевых разрядов на здания, любые металлические конструкции, включая антенные устройства, цепи и контура заземления, а также в результате коммутационных процессов и аварийных ситуаций в электрических сетях и установках. Согласно требованиям ГОСТ Р 507462000, напряженность поля при воздействиях на кабели ИМП составляла 600 А/м при длительности импульсов поля 16 мкс и фронте 6,4 мкс. Воздействия ИПМ подавались на кабели при двух перпендикулярных положениях излучающей катушки (см. рис. 17). В таблице 4, в отличие от МППЧ, в большинстве случаев схема «провод-провод» более подвержена распространению импульсного магнитного поля. Наличие больших помех на кабеле КВВГ объясняется опять же отсутствием экрана. Ниже приведены осциллограммы наводок на нагрузках разных кабелей при одинаковых условиях экспериментов (рис. 26-33).

Рис.26. Кабель КПЭТИ. ИМП вдоль кабеля. Канал13,2мВ/7,5мкс; Канал2-4,3мВ/10мкс; Канал3178мВ/19мкс; Канал4-122мВ/19мкс Рис. 22. Кабель КНММСМ, заземленный на конце через

Рис. 23. Кабель КНММСМ, заземленный на конце через

соединительную коробку. МППЧ вдоль кабеля

соединительную коробку. МППЧ поперек кабеля

Рис. 27. Кабель КПЭТИ. ИМП поперек кабеля. Канал 1-13,2 мВ/2,5 мкс; Канал 2-15 мВ/2,5 мкс; Канал Рис. 24. Кабель КЖМГ. МППЧ вдоль кабеля

04 / Декабрь 2011

Рис. 25. Кабель КЖМГ. МППЧ поперек кабеля

3-53мВ/20 мкс; Канал4-34,4мВ/20мкс

НАУКА

ЭМС

Таблица 4 Тип кабеля

Схема подключения

РК 50-2-12 КПЭТИ

Вектор поля поперек кабеля

Схема 1

800

300

Схема 1

178

Схема 2

13,2

3,2

Схема 1

224

3,6

Схема 2

5,6

2,6

Схема 1

0,96

6,6

Схема 2

2,4

180

Схема 1

1000

1600

Схема 2

400

832

Схема 1

1600

1300

Схема 2

110

Схема 1

800

400

Схема 2

110

Схема 2

3300

2800

Заземлен по всей длине КНММСМ

Заземлен через соединительную коробку

КЖМГ

4 мм КНМС 8 мм КВВГ

Рис. 28. Кабель КНММСМ, заземленный по всей длине

Рис. 30 . Кабель КНММСМ, заземленный на конце

через 0,5 м. ИМП вдоль кабеля. Канал 1-5,6 мВ/18мкс;

через соединительную коробку. ИМП вдоль

Канал 2-11,6 мВ/16мкс; Канал 3-224 мВ/22мкс; Канал

кабеля. Канал1-0,96 В/2,5 мкс; Канал2-1 В/2,5 мкс;

4-148 мВ/22 мкс

Канал 3-2,4 В/17,5 мкс; Канал 4-1,9 В/17,5 мкс

Рис. 29. Кабель КНММСМ, заземленный по всей длине

Рис.31. Кабель КНММСМ, заземленный на конце через

через 0,5 м. ИМП поперек кабеля. Канал 1-2,6 мВ/15 мкс;

соединительную коробку. ИМП поперек кабеля.

Канал 2-2,5 мВ/15 мкс; Канал 3-3,6 мВ/10 мкс;

Канал1-6,6мВ/15мкс; Канал2-6,8мВ/10мкс; Канал3-

Канал 4-5,3 мВ/7 мкс

180мВ/20мкс; Канал4-124мВ/20мкс

научно‑практическое издание

Напряжение на нагрузке, мВ Вектор поля вдоль кабеля

Рис. 33. Кабель КЖМГ. ИМП поперек кабеля

(Продолжение статьи в следующем номере) 41

ПРАКТИКА Автор: Дорохин Е.Г., Филиал ОАО « СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемой Кубани» (Кубанское РДУ), г. Краснодар, Россия.

Релейная защита

Некоторые проблемы реконструкции РЗА Аннотация: в статье рассмотрены некоторые проблемы, связанные с эксплуатацией как подстанций «нового поколения», так и объектов, на которых выполняется замена отдельных устройств РЗА на микропроцессорные. Предложены практические рекомендации по решению этих проблем.

Ключевые слова: подстанции нового поколения, микропроцессорные устройства РЗА, организация оперативного тока, оперативное обслуживание РЗА. В своей статье [5] И.М. Волошин обозначил некоторые проблемы, возникающие при реконструкции существующих подстанций и вводе в работу новых объектов, оснащенных микропроцессорными устройствами РЗА. В этой статье рассмотрены некоторые глобальные проблемы подстанций «нового поколения». Как упоминалось в этой статье, в энергосистеме Кубани в настоящее время идет интенсивная реконструкция системообразующей сети 220/110 кВ как в связи с подготовкой к Олимпийским играм 2014 года, так и с усилением электроснабжения других ответственных узлов. Идет замена основного оборудования старых подстанций, ввод новых подстанций, строительство и реконструкция линий электропередачи и связанный с этим ввод множества устройств РЗА. В настоящее время в энергосистеме внедрено около 1000 терминалов микропроцессорных защит только основной сети и ежегодно вводится около 100 новых. Количество же устройств в сети более низкого напряжения вообще поддается учету с трудом. К этому добавляется немалое количество микропроцессорных регистраторов аварийных событий и средств ОМП. Создана и отработана эффективная система оперативной передачи информации с РАС на объектах в Кубанское РДУ, Кубанское предприятие МЭС Юга и СРЗА ОАО Кубаньэнерго, причем эта система построена до того, как построена система АСУ на соответствующих объектах. Микропроцессорные устройства РЗА, входящие в состав подстанций нового поколения, имеют ряд несомненных преимуществ по сравнению с традиционными электромеханическими устройствами РЗА. Но одновременно возникает ряд проблем, на которых мы остановимся ниже. В ряде случаев применение нового оборудования, особенно зарубежного производства, 42

04 / Декабрь 2011

входит в конфликт с нормативными документами, действующими в настоящее время в России, да и в большинстве стран СНГ. Так, например, в [2] есть пункт 3.3.6, который гласит: «После каждой проведенной операции включения или отключения разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки, а также стационарных заземляющих ножей их действительное положение проверяется визуально. При этом каждая фаза коммутационного аппарата и заземляющие ножи проверяются отдельно, независимо от фактического положения аппаратов других фаз (положения других заземляющих ножей) и наличия механических связей между ними». Реально ли выполнение этих требований в современном КРУЭ? Естественно, нет. Даже если воспользоваться проверкой положения коммутационных аппаратов по положению элементов привода, в условиях существующей компоновки КРУЭ это требование практически невыполнимо. Нет никаких оснований считать, что какая-нибудь из ведущих мировых электротехнических фирм при поставке продукции в Россию будет руководствоваться требованиями ПТЭ, основанными на опыте советских производителей подобной продукции. Но, тем не менее, при разборе технологических нарушений в первую очередь принимаются требования существующих в России нормативных документов, и требования изготовителей принимаются во внимание только в тех случаях, когда наши нормативные документы это допускают. Попробуем разобраться в особенностях применения современных устройств РЗА как отечественного, так и зарубежного производства на вновь вводимых и реконструируемых объектах, проблемах их оперативного обслуживания и возможных конфликтах с требованиями существующих нормативных документов. Сравнительно просто решаются проблемы на новых, строящихся с «нуля» объектах. Нормально построенный комплексный проект от организации заземления подстанции и опера-

ПРАКТИКА

Релейная защита

тивного тока до автоматизированного рабочего места дежурного персонала и АРМ релейщика снимает ряд проблем. В том же случае, когда ведется реконструкция существующего объекта, пусть даже и комплексная с заменой всего оборудования, на месяцы, а то и на годы затягивается сосуществование старых элементов подстанции и вновь вводимых современных устройств РЗА. Один из важнейших факторов – подготовка персонала. На новые объекты персонал набирается заново. То ли по возрасту (молодежь более подвижна и инициативна), то ли по складу характера (не каждый решится покинуть насиженное место и сменить место работы) эти люди легче осваивают новые устройства. Но при этом возникают проблемы другого характера: вновь набираемый персонал без опыта необходимо обучать не только работе с новой аппаратурой, но и общепринятым понятиям оперативной работы. В том же случае, если вводятся новые устройства на старом объекте, где сложились не только хорошие традиции, но и старые стереотипы, у оперативного персонала появляются дополнительные проблемы. Особенно остры эти проблемы для тех объектов, где не предусматривается комплексная реконструкция, но вынужденно в связи с реконструкцией смежных объектов устанавливаются полукомплекты защит двустороннего действия, аналогичные устанавливаемым на смежных подстанциях, попадающих под комплексную реконструкцию. Рассмотрим некоторые из них. Проблема № 1. Организация оперативного тока и поиск участков со сниженной изоляцией В соответствии с требованиями [1] сигнализация замыкания на землю или снижения изоляции в сети постоянного тока 220 В должна срабатывать при снижении изоляции на одном из полюсов до 20 кОм. В условиях эксплуатации сопротивление изоляции сети постоянного тока должно быть не ниже двукратного значения указанной уставки устройства для контроля изоляции. Такое снижение изоляции долж-

но выявляться средствами оперативного контроля. Эти требования оправданы и нормально решаемы в тех случаях, когда используются старые электромеханические УРЗА. Рассмотрим повреждение изоляции, приведенное на рисунке 1:

Обмотки электромеханических реле, рассчитанные на напряжение 220 В, имеют сопротивление, не превышающее в большинстве случаев 10-15 кОм. Традиционные средства контроля изоляции эффективно распознают повреждение между контактом РП1 и обмоткой РП2. Это позволяет своевременно выявить и устранить повреждение. Рассмотрим подобное событие на примере дискретного входа терминала микропроцессорной защиты, приведенное на рисунке 2:

Из этой информации следует, что сопротивление дискретного входа составляет около 37 кОм. То есть замыкание на землю, закрытое входом терминала, не выявляется традиционными средствами сигнализации замыканий на землю, но может быть выявлено тщательным оперативным контролем. Современные зарубежные устройства РЗА имеют интеллектуальные входы со значительно более высоким сопротивлением, и в ряде случаев достоверно неопределенным. Так например, оптронные дискретные входы аппаратуры GE для экономии энергии аккумуляторной батареи регулируют собственное входное сопротивление в зависимости от режима (меньше в момент замыкания входного контакта, больше при надежной цепи), и в любом случае превышает те значения, на которые должны реагировать традиционные устройства изоляции. Аналогичные решения встречаются и у других производителей РЗА мирового уровня. Можно или нет выявить замыкание на землю оперативными средствами, достоверно сказать нельзя. В результате при внезапном появлении повторного замыкания на землю может создаться шунтирующая цепь, приводящая к ложному срабатыванию устройства (рисунок 3).

Рис. 2. Повреждение изоляции на входе МП УРЗА

Рис. 3. Двойное повреждение изоляции на входе

Рис. 1. Повреждение изоляции в электромеханическом устройстве РЗА

Аналогом обмотки реле РП2 в этом случае является дискретный вход устройства, выполненный на оптронной развязке. Его сопротивление в общем случае существенно выше, чем у катушки электромеханического реле. Так например, в техническом описании терминала БЭ2704 производства НПП «ЭКРА» имеется следующая информация: мощность, потребляемая терминалом при подведении к нему номинальных значений тока и напряжения, не превышает 1,3 Вт (при Uном = 220 В) по каждому дискретному входу.

научно‑практическое издание

МП УРЗА

Пути решения подобных проблем обозначены в [6]. Но этот документ имеет ограниченное применение, что указано уже в его преамбуле: «Требованиями СТО следует руководствоваться при проведении аттестации систем оперативного постоянного тока (СОПТ), строительстве новых, комплексной реконструкции, модернизации систем оперативного постоянного тока и отдельных компонент СОПТ действующих подстанций, проектировании, поставках, монтаже, проведении пусконаладочных 43

ПРАКТИКА

Релейная защита

работ, приемосдаточных испытаний и техническом обслуживании СОПТ, а также при контроле всех стадий жизненного цикла СОПТ подстанций». То есть требования этого документа не обязательны при частичной реконструкции объектов с поэтапной заменой отдельных устройств РЗА. К тому же ведомственный документ не является обязательным для других субъектов энергетики. Частичное, но далеко не полное решение проблемы предлагает обсуждаемый в настоящее время проект еще одного документа [8]. В качестве одного из решений проблемы предлагается снижение входного сопротивления дискретных входов до 40 кОм путем шунтирования входных цепей резисторами. Есть все основания сомневаться в эффективности такого решения. Если предусмотренные [1] требования к контролю сопротивления изоляции позволяют достоверно выявить замыкание на землю за обмоткой реле, снижение сопротивления входной цепи дискретного входа до оговоренного значения даст необходимый результат только при использовании современных устройств контроля изоляции. Проблема № 2. Повторная готовность РЗА после восстановления питания Проблема тесно связана с проблемой № 1. Традиционные электромеханические устройства РЗА восстанавливают свою работоспособность практически мгновенно после подачи питания оперативных цепей, в том числе и после перерыва, связанного с поиском «земли». Современные МП УРЗА допускают кратковременное исчезновение оперативного тока на время, сопоставимое со временем отключения автомата при КЗ на смежном устройстве (кратковременная посадка напряжения), но несопоставимое со временем прерывания питания на время локализации «земли» традиционными средствами. Длительный (несколько секунд) перерыв питания равнозначен его отключению и повторному включению. При этом большинство устройств РЗА проводят автоматическое тестиро44

04 / Декабрь 2011

вание. В технических данных упомянутых выше терминалов БЭ-2704 прямо указано: «Длительность однократных перерывов питания терминала, с последующим его восстановлением, в условиях отсутствия требований к срабатыванию терминала: • до 150 мс без перезапуска терминала; • свыше 150 мс с перезапуском терминала в течение не более 3 с.» То есть, в этом случае достоверно известно, что снятие оперативного тока с основной защиты можно выполнять не ранее, чем через 3 секунды после восстановления питания резервной защиты. У большинства других производителей такая информация в документации не указывается. «Контрольная закупка», то есть пробное снятие оперативного тока с его последующим восстановлением на терминалах разного типа различных зарубежных производителей показало завершение тестирования за время от единиц до десятков секунд. В некоторых случаях производители и поставщики аппаратуры утверждают, что время восстановления работоспособности аппаратуры существенно ниже, чем время тестирования, но никаких официальных упоминаний в технической документации об этом нет. То есть время восстановления работоспособности в общем случае является неопределенным. Не решают в полной степени проблемы и современные селективные устройства контроля изоляции. Далеко не на всех объектах количество отдельных устройств РЗА укладывается в количество выводов УКИ, типовое решение – установка дополнительных распределительных щитов, откуда оперативный ток расходится по конечным устройствам. В этом случае после локализации направления необходимо отключать питание отдельных устройств, при этом контроль за восстановлением изоляции выполняется с использованием тех же устройств контроля изоляции. Интеллектуальные УКИ, как и любые цифровые устройства, обладают

заметной инерционностью. При поиске «земли» после отключения автомата присоединения с ухудшенной изоляцией они не сразу определяют восстановление изоляции. В общем случае на это уходит от нескольких секунд до нескольких минут. При поиске земли методом снятия питания без тщательно проработанной программы возможны случаи, когда питание с одной защиты присоединения будет снято до того, как восстановится питание второй, резервирующей защиты. Критерии, по которым определяется восстановление нормальной работы устройств РЗА после снятия питания оперативного тока (по заданному времени или по фактическому восстановлению нормальной работы), в настоящее время не определены. Требования же [6] о применении переносных датчиков – токовых клещей при поиске места замыкания на землю в СОПТ остаются пока декларацией о намерениях без признаков практического применения. Проблема № 3. Объем и характер информации, принимаемой оперативным персоналом от устройств РЗА и передаваемой диспетчеру Традиционные электромеханические устройства РЗА имеют ограниченное количество сигнальных элементов. Так например, при отключении ВЛ 110 кВ, оснащенной основной защитой ДФЗ-201 и резервной защитой ЭПЗ-1636 с успешным или неуспешным АПВ, или неисправности одного из компонентов РЗА оперативному персоналу необходимо зафиксировать до 30 сигнальных элементов. К ним относятся указательные реле, сигнальные лампы на панели, табло центральной сигнализации. Количество одновременно сработавших сигнальных элементов только в самых тяжелых случаях достигает 10. При этом наименование сигнала практически однозначно соответствует его значению. Аварийная сигнализация полностью ассоциируется со срабатыванием защиты или отдельных ее ступеней с действием на отключение. Так например, звуковая сигнализация аварийного отключения в сочетании с миганием зеленой лампы положения

ПРАКТИКА

Релейная защита выключателя и срабатыванием указательного реле «1 зона ДЗ» в комплекте ДЗ-2 защиты ЭПЗ-1636 однозначно свидетельствует об аварийном отключении линии действием 1 ступени дистанционной защиты. Количество сигнальных элементов (светодиодов, указательных реле, сигнальных ламп и табло) комплекса ШЭ2607 016 (автоматика управления выключателем и комплект ступенчатых резервных защит) и ШЭ2607 081 (основная защита линии) приближается к 50, а в том случае, если применяется основная быстродействующая защита с комплектом ступенчатых защит, заметно превышает и эту величину. Это не так существенно, так как принципиально новых добавлено всего лишь два сигнала: «Питание» (назначение несомненно и вопросов не вызывает) и «Контрольный выход», с которым оперативный персонал встречается крайне редко. Дополнительные проблемы доставляет двойное назначение светодиодной сигнализации шкафов ШЭ2607 016 (горит ровным светом – одно назначение сигнала, мигающим – другое). К тому же некоторая информация выводится и на дисплей. В данном случае неоднократно зафиксированы недоразумения между оперативным персоналом объекта и диспетчером РДУ в части трактовки сигнализации. Так например, один и тот же светодиод одной из модификации терминала БЭ2704 016, горящий ровным светом, обозначает срабатывание 1 ступени ТЗНП, горящий мигающим светом – отсутствие заводки пружины. Если выдается сигнал отсутствия заводки пружины и одновременно выдается сигнал срабатывания 2 ступени ДЗ от междуфазных КЗ, двойное толкование значения сигнала приведет к ошибочному определению фактически сработавшей ступени защиты. Для релейщика разобраться в этой ситуации с анализом аварийных осциллограмм проблем не составляет, но диспетчер в первую очередь делает заключение о месте и характере повреждения по показаниям ОМП (при их наличии) и поведению защит. И решение должно приниматься за минуты, а в некоторых обстоятельствах – и за секунды. Еще большие проблемы доставляют оперативному персоналу микропроцессорные устройства РЗА ведущих мировых производителей. Так например, терминал D60 имеет следующие 6 основных светодиодов: IN SERVICE (В РАБОТЕ); TROUBLE (НЕИСПР); TEST MODE (РЕЖИМ ПРОВЕРКИ); TRIP (ОТКЛ); ALARM (СИГНЛЗ); PICKUP (ПУСК). В дополнение к ним – 8 светонаучно‑практическое издание

диодов, расшифровывающих причину события (ток, напряжение, фаза и т.п.) и около 50 светодиодов, назначение которых задается при наладке. Самая разнообразная информация может выводиться на дисплей. И это – только один терминал! Если же учесть, что у некоторых терминалов других фирм недостаток светодиодов компенсируется свободно конфигурируемой цветовой гаммой (красный, зеленый, желтый), разобраться оперативному персоналу во всей сигнализации, а тем более довести ее до диспетчера посредством телефонной связи довольно сложно. Микропроцессорные устройства РЗА позволяют контролировать довольно много отдельных параметров сети и оборудования. Некоторые устройства РЗА выдают на дисплей жестко заданные параметры с возможностью перехода к просмотру других параметров. Так например, популярный регулятор РНМ-1 производства ЗАО «РАДИУС-Автоматика» в режиме «Работа» выдает на дисплей информацию о текущем значении напряжения и напряжении поддержания. Это – основные значения, которые должен контролировать оперативный персонал. Переходить или не переходить в другие режимы с возможностью контроля других параметров, определяется местными инструкциями с учетом квалификации персонала. Более сложен порядок контроля тока небаланса дифференциальных защит шин. Непосредственно перед операциями с шинными разъединителями на ОРУ-110 кВ и выше оперативный персонал обязан проконтролировать отсутствие тока небаланса в токовых цепях ДЗШ. На подстанциях «старого типа» это делается путем нажатия кнопки «Контроль небаланса» на панели ДЗШ и визуального контроля по прибору. На подстанциях «нового поколения» специальной кнопки «контроля» нет, поэтому оперативному персоналу данную информацию приходится «вытаскивать» из терминала путем нажатия в определенной последовательности кнопок на самом терминале. Далеко не на каждом объекте есть персонал соответствующей квалификации. На терминалах с «гибкой» логикой данную проблему можно решить двумя способами: • запрограммировать данную функцию на любую резервную кнопку терминала и, по аналогии с ПС «старого типа», при нажатии кнопки контролировать ток небаланса по экрану терминала; • в логике работы «дежурного режима» термина45

ПРАКТИКА

Дорохин Евгений Георгиевич Дата рождения: 19.09.1951 г. Окончил в 1975 году электроэнергетический факультет, специальность «Автоматизация производства и распределения электрической энергии» Харьковского политехнического институт а. Начальник отдела эксплуатации релейной защиты СРЗА Кубанского РДУ.

04 / Декабрь 2011

Релейная защита ла задать все желаемые для контроля величины, в том числе и токи небаланса. Второй вариант наиболее предпочтительный, т.к. предполагает сокращение операций с оперативными элементами. На терминалах без «гибкой» логики, например фирмы «ЭКРА», решить данную проблему можно следующим способом: в меню терминала необходимо выбрать режим работы экрана «с запоминанием» и вывести на экран необходимые контролируемые токи небаланса. Единственный минус (а может и плюс) заключается в том, что в данном режиме, в отличие от «дежурного режима», будет постоянно работать подсветка экрана. Над этим вопросом нужно поработать разработчикам аппаратуры. Проблема № 4. Организация допусков к техническому обслуживанию УРЗА с применением АРМ релейщика В соответствии с требованиями [4], работы в действующих электроустановках по техническому обслуживанию устройств РЗА со сложными внешними связями или требующие координации отдельных этапов работ, особенно охватывающих несколько объектов или связанных с большим объемом работ по сложной реконструкции устройств РЗА, выполняются, как правило, по программам. На все работы по техническому обслуживанию и испытаниям устройств РЗА действующих электроустановок оформляются оперативные заявки. В связи с этим возникает вопрос: можно ли изменить уставку одной отдельно взятой ступени микропроцессорной защиты линии напряжением 110-500 кВ с АРМ релейщика без выполнения всего комплекса организационных мероприятий? Можно ли в этих условиях «залить» обновленное программное обеспечение в терминал? Ведь защита линии высокого напряжения вполне попадает под классификацию «устройство РЗА со сложными внешними связями». При личных контактах производители устройств РЗА утверждают, что никаких проблем при таких работах не возникает. А вот официальная информация в заводской технической документации в большинстве случаев отсутствует. Перечень проблем и путей их решения можно продолжать довольно долго. Но все же можно предварительно сделать некоторые общие выводы: 1. Необходимы срочные поправки в основные нормативные документы, определяющие порядок оперативного и технического обслуживания устройств РЗА и систем организа-

ции оперативного тока в современных условиях ([1 - 4]). Естественно, единовременно документы не могут быть изменены, но совместным решением ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС», согласованным с Ростехнадзором, могут быть изданы разъяснения к применению существующих документов в современных условиях. Возможные изменения нормативных документов выходят за рамки журнальной статьи, но конкретные предложения автором разработаны и могут быть предоставлены заинтересованным сторонам. 2. Среди обязательных требований к производителям отечественных и поставщикам зарубежных устройств РЗА должны быть прописаны требования предоставления типовых инструкций по оперативному обслуживанию соответствующих устройств для двух уровней: оперативное обслуживание и диспетчерское управление. 3. Необходимо построение системы целевой подготовки оперативного и диспетчерского персонала различного уровня к обслуживанию современных устройств РЗА. 4. Система стандартов ОАО «ФСК ЕЭС» ([6 - 8]) должна быть дополнена требованием о необходимости комплексного подхода к проектам реконструкции объектов. Должна быть оговорена недопустимость замены устройств РЗА на микропроцессорные на действующих объектах без учета всего комплекса взаимодействий (электромагнитная совместимость, система организации оперативного тока, совместимость логики УРЗА с принятой логикой на смежных объектах). Литература: 1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. 2. Инструкции по переключениям в электроустановках. Утверждена приказом Минэнерго России № 266 от 30 июня 2003 года. 3. Инструкция для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики энергетических систем СО 34.35.502-2005. 4. Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций СО 34.35.302-2006. 5. Волошин И.М. Проблемы подстанций «Нового поколения». //Релейная защита и автоматизация № 2, 2011. 6. СТО 56947007-29.120.40.041-2010 Системы оперативного постоянного тока подстанций. Технические требования. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». 7. СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». 8. Методические указания по инженерным расчетам сети оперативного постоянного тока для исключения неправильной работы дискретных входов терминалов, реле и катушек отключения/включения при повреждениях в цепях оперативного постоянного тока подстанций ЕНЭС (проект).

ПРАКТИКА

Поздравляем

Евгению Георгиевичу Дорохину - 60

19 сентября 2011 года исполнилось 60 лет начальнику отдела эксплуатации релейной защиты СРЗА Кубанского РДУ Дорохину Евгению Георгиевичу. В 1975 году он окончил Харьковский политехнический институт по специальности «Автоматизация производства и распределение электрической энергии», после которого, вплоть до 1992 года, работал в наладочных организациях: «Наладочно-монтажное управление треста «Электроюжмонтаж» и «Наладочное управление треста «Электросевкавмонтаж». За эти годы Евгений Георгиевич участвовал в установке и наладке электрооборудования на Харьковской ТЭЦ-5, Киевской ТЭЦ-5, Ровенской АЭС, Тбилисской ГРЭС и многих сетевых объектах. В 1992 году Дорохин Е.Г. переходит на Краснодарскую ТЭЦ мастером МСРЗАИ. Богатейший опыт, накопленный в ходе наладки на объектах генерации и подстанциях, сникал ему славу специалиста высокой квалификации – профессионала с «большой буквы». И в 2003 году его приглашают на должность главного специалиста, а затем и начальника отдела эксплуатации РЗ Кубанского РДУ. Евгений Георгиевич – из тех людей, которые всегда готовы поделиться своим «багажом знаний», накопленным в условиях реальной эксплуатации. Поэтому он неоднократно откликался на просьбы о проведения обучения в ЮЦПК Южэнерготехнадзор, УЦ Ставропольэнерго, УЦ Кубаньэнерго. Помимо преподавательской деятельности, им, в соавторстве с женой, написаны два практических пособия: «Схемы АПВ в электрических сетях: использование емкостного отбора напряжения» (М., издательство НЦ ЭНАС, 2002) и «Основы эксплуатации релейной защиты и автоматики. Техническое обслуживание устройств релейной защиты» (Краснодар, Советская Кубань, 2006). В настоящее время готовится к печати очередная книга Евгения Георгиевича из серии «Основы эксплуатации релейной защиты и автоматики» – «Оперативное обслуживание РЗА и вторичных цепей». Открытость, потребность в постоянном общении с коллегами из других мест подвигли Евгения Георгиевича взять на себя в Интернет-сообществе функции Администратора и стать Главным редактором двух, ставших очень популярными, сайтов, посвященных релейной защите: http://rzdoro.narod.ru и http:// dororz.ru («РЗА» от А до Я). Помимо всего, Евгений Георгиевич согласился сотрудничать и с нами: он – член редколлегии нашего журнала, а в этом номере опубликована его статья. Мы рады, что теперь в наших рядах человек неиссякаемой энергии, один из активнейших специалистов-релейщиков, отлично знающий и добросовестно выполняющий свое дело. Неподдельный интерес Евгения Георгиевича ко всему, что его окружает, чувство юмора притягивают к нему людей, и для всех них он находит время и вариант взаимодействия. Поздравляем Евгения Георгиевича с юбилейной датой! Желаем ему еще на многие годы крепкого здоровья и активного творческого долголетия на благо российской релейной защиты, благодарных учеников и таких же, как он, увлеченных последователей!

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Релейная защита

Автор: Шедриков Б.Д.,

Применение систем автоматизированного проектирования для создания технологического программного обеспечения микропроцессорных терминалов РЗА

ПО ВУЭС филиала «Вологдаэнерго» МРСК «Северо-Запада», г. Великий Устюг, Россия.

Аннотация: освещаются вопросы применения систем автоматизированного проектирования при разработке и создании программно-технического комплекса РЗА. Статья публикуется в порядке обсуждения. Ключевые слова: система автоматизированного проектирования (САПР), микропроцессорное устройство релейной защиты и автоматики (МП УРЗА), системное программное обеспечение (СПО), программно-технический комплекс РЗА (ПТК РЗА). 1. Введение В России уже почти 20 лет идет внедрение микропроцессорных устройств РЗА (МП УРЗА) на электрических станциях и подстанциях. В течение всего этого времени мы наблюдаем очень большой прогресс в развитии отечественных фирмпроизводителей таких устройств. Самые передовые из отечественных производителей МП УРЗА в настоящее время в своей структуре имеют отдел программистов и отдел технологов. Программистами для технологов разрабатывается САПР, в котором технологи пишут технологическое программное обеспечение (ТПО) МП УРЗА. САПР позволяет технологу писать ТПО МП УРЗА, важнейшей частью которого является создание различных пусковых органов МП УРЗА. Возможности САПР и МП УРЗА в этом плане просто уникальны. В САПР технолог пишет и логическую часть ТПО МП УРЗА в виде цепочек логических схем с элементами цифровой техники: И, ИЛИ, НЕ, ТРИГЕР и т.д. Затем САПР автоматически переводит нарисованные технологом схемы в программный код и встраивает этот код в нужное место системного программного обеспечения (СПО) конкретного МП УРЗА. СПО – это разработанная программистами операционная система реального времени (ОСРВ) МП УРЗА плюс драйверы различных устройств МП УРЗА (дисплеи, клавиатуры и т.д.) и другие специальные программы. Затем СПО и встроенное в него ТПО компилируется САПР и загружается в МП УРЗА, которое после этого и становится действующим устройством 48

04 / Декабрь 2011

РЗА, выполняющим все функции, заложенные в него технологом. В настоящее время часть отечественных производителей МП УРЗА готовы предоставить российским техническим вузам, институтам повышения квалификации и подготовки кадров в энергетике, проектным, наладочным и эксплуатационным организациям свои САПР для обучения студентов и работающего в энергетике персонала РЗА. Они понимают, насколько выгодно будет сотрудничество в области РЗА с нашими учеными и ведущими специалистами проектных, наладочных и эксплуатационных энергетических организаций! Данными предложениями уже заинтересовались Петербургский энергетический ИПК, Вологодский учебный центр «Энергетик», ИПК ИГЭУ, Ивановский государственный энергетический университет, Вологодский политехнический институт. 2. Что же такое МП УРЗА в сочетании с СПО для МП УРЗА и САПРом? ПТК РЗА можно назвать уникальным, поскольку с его помощью разрабатывается новая виртуальная (программная) релейная защита и автоматика. В ПТК РЗА можно заложить программные алгоритмы РЗА, в первую очередь – все существующие в настоящее время пусковые органы РЗА на электромеханике и все типовые схемы института «Энергосетьпроект». Таким образом, гигантский опыт ученых и специалистов РЗА России прошлого столетия соединится с современными наработками программных алгоритмов фирм-разработчиков МП УРЗА. В ПТК РЗА можно разрабатывать абсолютно новые пусковые органы РЗА и абсолютно новую логику схем и в результате получать совершенно новые уникальные МП УРЗА, проводить их испытание в действующих электроустановках, а затем

ПРАКТИКА

Релейная защита

сертифицировать. ПТК РЗА – это: • мощный обучающий комплекс для специалистов РЗА в энергетике и студентов электротехнических вузов; • виртуальная площадка для разработки новых программных элементов РЗА для ученых и разработчиков МП УРЗА; • виртуальная площадка для разработки алгоритмов РЗА специалистами проектных организаций (в первую очередь для проектов, в которых неприменимы стандартные решения); • виртуальная площадка для разработки алгоритмов РЗА специалистами эксплуатационных организаций (в первую очередь для решения нестандартных неисследованных локальных задач). 3. Основные положительные факторы, являющиеся результатом освоения ПТК РЗА учеными и специалистами в области энергетики 1) Положительные факторы для Релейной защиты и автоматики электрических станций и подстанций как науки. В настоящее время среднестатистическая отечественная фирма-производитель МП УРЗА имеет в своем штате не более 10 – 20 технологов-разработчиков ТПО МП УРЗА. Пусть таких фирм в России – 10. Получается, что 100 – 200 технологов не просто занимаются новыми защитами МП УРЗА, но и развивают эту науку!!! А все (или почти все) ученые и специалисты в области РЗА полностью исключены из этого процесса. Но в России такая наука, как релейная защита и автоматика электрических станций и подстанций, всегда возглавлялась учеными кафедр РЗА ведущих технических вузов. А проектировщики, наладчики и эксплуатационники систем РЗА электрических станций и подстанций применяли эту науку на практике и принимали активное участие в ее развитии. Поэтому получение свободного доступа к ПТК РЗА учеными и другими специалистами РЗА – это скачок вперед по пути прогресса РЗА электрических станций и подстанций как науки. К процессу развития науки подключается гигантский творческий потенциал тысяч человек, с их уникальными знаниями и огромным опытом. Ученые получают такой мощнейший

инструмент, как ПТК РЗА, который, без всякого преувеличения, позволит перевести такую науку, как релейная защита и автоматика электрических станций и подстанций, на новый, более высокий уровень ее развития. МП УРЗА – это сложное устройство, и его создают специалисты очень высокой квалификации: конструкторы, программисты и технологи фирм-разработчиков МП УРЗА. Потому творческий союз ученых в области РЗА, специалистов по РЗА различных энергетических организаций и специалистов фирм-разработчиков МП УРЗА способен обеспечить дальнейший прогресс систем РЗА энергетических объектов. Возможно, что первым шагом к этому будет внедрение ПТК РЗА в процесс обучения кадров в энергетике. 2) Положительные факторы для проектных, наладочных и эксплуатационных организаций, занимающихся системами РЗА электрических станций и подстанций. Появится рынок ТПО МП УРЗА: будет существовать и коммерческое ТПО фирмразработчиков МП УРЗА, и свободно распространяемое бесплатное ТПО. У специалистов РЗА эксплуатационных фирм появится возможность выбора. В настоящее время МП УРЗА современных подстанций выпали из-под контроля: • с пециалистов РЗА эксплуатационных фирм, для которых МП УРЗА являются «черными ящиками», а это большая часть алгоритмов РЗА подстанции; •р азработчиков фирм-производителей МП УРЗА, так как они не занимаются эксплуатацией подстанций. Поэтому большую часть РЗА современной подстанции в России, реализованную в алгоритмах МП УРЗА, никто не контролирует. Это очень плохо! Появляется уникальная возможность выбрать полностью открытое ТПО МП УРЗА (пусть оно будет менее совершенное и простое) и получить систему РЗА подстанции (станции) полностью открытой. А это означает, что для всей системы РЗА без исключения будут иметься принципиальные электрические схемы ее работы. Поэтому подстанция будет полностью контролироваться эксплуатационным пер-

научно‑практическое издание

соналом РЗА, что имеет огромнейшее значение. Но появление свободно распространяемого ТПО МП УРЗА не означает, что не потребуется качественное (закрытое) ТПО МП УРЗА. Будет спрос на оба вида ТПО. Проектировщики, наладчики и эксплуатационники систем РЗА изучают свободно распространяемое ТПО МП УРЗА, при необходимости создают свое ТПО МП УРЗА, что способствует более полному пониманию коммерческого (закрытого) ТПО МП УРЗА и появлению более качественных систем РЗА станций и подстанций. 3) Положительные факторы для фирмразработчиков ПТК РЗА. Сотрудничество специалистов фирм-разработчиков ПТК РЗА с учеными наших технических вузов сразу же позволит модернизировать САПР. В него необходимо включить полную математику комплексных чисел, которая описывается во второй части ТОЭ и является полностью достаточной для решения любых задач установившегося режима в трехфазных системах переменного тока промышленной частоты. В САПР также необходимо включить математику преобразования Лапласа, которая позволит решать любые задачи, связанные с переходными процессами. Фирма-разработчик, предоставившая свою уникальную продукцию ПТК РЗА ученым и специалистам в области РЗА, по сути, вступает в творческий союз с вышеназванными специалистами. Таким образом, научно-технический потенциал как самого союза, так и фирмы-разработчика ПТК РЗА возрастает многократно. Это позволит фирме-разработчику ПТК РЗА выпускать продукцию, интеллектуальные свойства которой станут постоянно расти, ведь ТПО МП УРЗА находится на уровне самых передовых научных достижений. 4. Применение ПТК РЗА для обучения специалистов РЗА в энергетике С помощью САПР возможно обучение по созданию алгоритмов МП УРЗА в программной цифровой логике. Из рисунка 1 видно, что алгоритмы РЗА в САПР чрезвычайно похожи на схемы 49

ПРАКТИКА

Релейная защита

Щедриков Борис Дмитриевич

Рис. 1. Внешний вид одного

Зам. начальника МСРЗА

из алгоритмов МП УРЗА,

Великоустюгские

выполненного в САПР

электрические сети, филиал «Вологдаэнерго» ОАО «МРСК СевероЗапада».

физических электронных устройств РЗА на цифровой логике. Очень интересным будет преобразование принципиальных типовых схем РЗА института «Энергосетьпроект» и типовых схем РЗА реальных подстанций, выполненных на электромеханике, в схемы РЗА на программной цифровой логике. Существующие схемы РЗА на электромеханике отличаются своей оптимизацией (имеют минимум элементов) и своей правильностью, которая проверена уже почти целым столетием. В то же время в МП УРЗА устанавливаются алгоритмы, которые в схемах на электромеханике практически никогда не реализовывались: это алгоритмы тестирования, самодиагностики, алгоритмы ведения архивов событий и аварийных отключений и другие. Специалисты РЗА в энергетике должны изучить эти алгоритмы. В электромеханических УРЗА математика реализовывалась, как правило, в специальных физических устройствах. Например, реле сопротивления ДЗ-2 реализует формулу, которая представляет собой окружность в комплексной плоскости сопротивлений, проходящую через начало координат: В МП УРЗА должна быть реализована в полном объеме математика действительных чисел и математика комплексных чисел. Учитывая тот фактор, что на 90% всех подстанций России выполнены типовые схемы РЗА института «Энергосетьпроект» на электромеханике, персонал РЗА (особенно эксплуатационный) ориентирован на идеологию построения этих схем и предполагает, что и алгоритмы МП УРЗА выполнены по аналогичным законам. Но в настоящее время различные фирмыпроизводители МП УРЗА выполняют в них свои алгоритмы, реализующие стандартные функции по разным законам. Поэтому наиболее важным представляется вопрос стандартизации алгоритмов МП УРЗА. Причем направление стандартизации абсолютно понятно: алгоритмы РЗА МП терминалов должны строиться

04 / Декабрь 2011

по идеологии типовых схем института «Энергосетьпроект», которые, по существу, являются нашими отраслевыми сертификатами. 5. Будущее САПР МП УРЗА Сравнение САПР МП УРЗА и САПР АСУ ТП показывает, что во многом они очень похожи. Поэтому возможно появление универсального САПР для МП УРЗА и АСУ ТП. АСУ ТП в электрических сетях – это многоуровневая система, уровни которой размещаются на подстанциях и на вышестоящих диспетчерских пунктах (ДП). Большая часть информации в АСУ ТП поступает по протоколам технического обмена от МП УРЗА. В настоящее время информация АСУ ТП на ДП чаще всего выдается диспетчерам в виде различных визуальных сигналов: меняется расцветка квадратика-выключателя при изменении его положения, меняется расцветка шин, находящихся под напряжением, когда они отключены от напряжения или заземлены и т.д. Но количество сигналов, поступающих в АСУ ТП даже от одного МП УРЗА, измеряется сотнями, а один ДП обслуживает минимум 15-20 подстанций. Поэтому, например, при приходе широкого грозового фронта, диспетчер получает по АСУ ТП тысячи сигналов, которые переработать не в состоянии. Но ведь это и не нужно! Существует такая наука, как «экспертные системы», т.е. системы искусственного интеллекта. На уровнях ДП в «мягком» реальном времени (например, с задержкой, измеряемой секундами) мы можем создать небольшие алгоритмы (программы) присоединений, которые автоматически анализируют сигналы конкретных присоединений, а диспетчеру выдают только результат своего анализа в виде таблички (и голосом при необходимости) и рекомендации, как, по мнению АСУ ТП, диспетчер должен поступить. Также диспетчер от АСУ ТП должен получать информацию о приоритетности подстанций (и присоединений на них), на которых произошли аварийные отключения. В мае 2010 года, по информации израильских энергетиков, в применяемых у них АСУ ТП уже стали внедряться алгоритмы – анализаторы событий на подстанциях, т.е. алгоритмы экспертных систем.

ПРАКТИКА

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Автоматика

Автор: д.т.н. Барканс Е.,

Защита от развалов и самовосстановление энергосистем

Рижский Технический университет (РТУ), г. Рига, Латвия.

Aннотация: на основе анализа развалов, произошедших с середины прошлого века, выяснено, что в основном их причиной являются перегрузки линий питающих электрических сетей. Показано, что для защиты от развалов может быть использован комплекс средств, использующихся пока разрознено, дополненных средствами автоматики и телеуправления с помощью логических сигналов. При этом большое значение приобретает эффект самовосстановления энергосистем до нормального режима без участия персонала за время порядка 100 секунд, что преобразует тяжелую аварию в переходной процесс, который для большинства потребителей оказывается практически незаметным. К лючевые слова: разва лы, защита, самовосстановление. Табл. 1. Развалы и тяжелые аварии

Введение Для решения проблемы защиты энергосистем от развалов и тяжелых аварий необходимо было исследовать ход этих аварийных процессов в различных частях мира. Всего использованы анализы более 30-ти случаев, произошедших начиная с 50-ых годов прошлого века. Перечень основных из них приводится в таблице 1. На первый взгляд может показаться, что разнообразие элементов аварийных событий столь велико, что ему не может соответствовать реальное разнообразие средств защиты, и с развалами приходится мириться. На самом деле разнообразие событий вовсе не столь велико и эффективная защита вполне возможна. Для этого должна быть подготовлена инфраструктура защиты, основные элементы которой в энергосистемах имеются, но используются разрознено. В основе идеологии защиты от развалов – отношение к роли персонала. Эта роль велика в процессе подготовки надежного нормального режима. Однако за лавинными процессами, возникающими в неблагоприятных условиях, персонал уследить не в состоянии и сможет включиться в дело лишь в послеаварийном режиме. Следовательно, при рассмотрении возможностей защиты от возникающих развалов персонал должен быть исключен из процесса. Действия защиты, автоматики и процесса восстановления должны рассматриваться как происходящие без его участия. Энергосистема – технический организм. Его защита может рассматриваться по аналогии с защитой живого организма. В этом случае в защиту должны включаться внутренние обратные связи, обеспечиваемые системой, похожей на действие имунной системы. Подобные средства должны 52

04 / Декабрь 2011

№

Даты

Энергосистема

09.11.1965

США Северо-Восток -Канада

05.06.1967

США

14.07.1977

Нью-Йорк

19.12.1978

Фрация

04.08.1982

Бельгия

14.12.1982

Канада

27.12.1983

Швеция

12.01.1987

Франция

22.08.1987

США (Tenessee)

21.02.1998

США (PECO)

26.04.1998

США

08.06.1999

Израиль

03.07.1996

Запад США – Канада

10.08.1996

Запад США – Канада

20.06.1998

Бангладеш

25.06.1998

США Север -Запад

11.03.1999

Бразилия

07.07.1999

США Север-Восток

11.1999

Япония

21.01.2002

Бразилия

12.01.2002

Хорватия

14.08.2003

США – Канада

23.09.2003

Швеция –Дания

28.09.2003

Италия

12.07.2004

Греция

14.03.2005

Австралия

25.05.2005

Москва

04.11.2006

Eвропейская энергосистема

25.06.2008

Белоруссия

10.05.1964

Латвия

01.09.1965

Лaтвия (самовосстановление)

18.07.1967

Лaтвия (самовосстан. четырежды)

ПРАКТИКА

Автоматика

Рис. 2. Область действия устройства контроля синхронизма

Рис. 1. Автоматическое восстановление частоты

быть подобраны в целях использования возможностей самовосстановления энергосистем при возникновении ситуаций, могущих привести к развалу. 1. Опыт применения принципа самовосстановления. Исходным положением в свое время была ситуация, когда в дефицитной энергосистеме, работавшей в условиях слабой межсистемной сети, возникали развалы при разделении энергосистемы на части. Для устранения систематических развалов автор (бывший главным диспетчером энергосистемы), при содействии группы работников релейной защиты, внедрил дополнительно к имевшейся в то время автоматике следующие элементы [1]: А. Медленную частотную разгрузку, имев-

шую единую, чуть более низую от номинальной частоты, уставку срабатывания, очереди которой срабатывали с нарастающими выдержками времени и после пуска перенастраивали собственную уставку возврата на уровень, близкий к номинальной частоте с целью ее восстановления до номинального значения (рис. 1). Впоследствии это было включено в Руководящие противоаварийные указания Минэнерго под названием АЧР-2. Б. На всех очередях АЧР были смонтированы автоматы повторного включения потребительских линий по признаку существования номинальной частоты в течение 15-20 секунд после ее восстановления. Учитывая, что комплексная частот-

Рис. 3. Затухающий переходной процесс ресинхронизации

научно‑практическое издание

ная разгрузка (АЧР-1)+(АЧР-2) является системой с обратной связью, процесс осуществляется с высокой точностью. Для внедрения автоматики на объектах энергосистемы потребовался монтаж необходимых дополнительных элементов к той части АЧР-1, которая предназначалась для медленной разгрузки и оснащение всех автоматов АЧР комплектами частотного АПВ. Работа была завершена в течение года и внедрена в 1964 году. Процесс воссоединения энергосистемы после разделения предусматривался в виде самопроизвольного включения отделившихся линий с помощью автоматических синхронизаторов, имеющихся на межсистемных связях, либо устройств контроля синхронизма. В последнем случае это происходит при условии, что векторы напряжения находятся в пределах сектора контроля больше секунды. В этом случае разность частот на отделившихся линиях оказывается меньше 0,2 Гц и эти устройства (рис. 2) воспринимают ситуацию как сохранение синхронизма, давая сигнал на включение. Включение присходит одновременно на отделившихся линиях при переходном процессе с затухающими колебаниями, показанном на рис. 3, при небольших токах включения [2]. Успешность включения для представляющих интерес случаев может быть предварительно проверена с помощью специального алгоритма, предусмотренного в программе Мустанг, которая воспроизводит ситуацию включения двух частей энергосистем при отличающихся частотах [3]. 53

ПРАКТИКА

Автоматика

После этого по признаку предшествующего срабатывания АЧР и последующего существования нормальной частоты в течение 15-20 секунд с помощью частотных АПВ (ЧАПВ) восстанавливается питание отключенных потребителей. На этом ликвидация аварии завершена. Процесс, который в прошлом часто приводил к развалу энергосистемы, оказался замещенным переходным процессом, завершающимся за 100 секунд. Ход процесса самовосстановления режима внешне заметен лишь кратковременно отключившимися потребителями, технология которых была кратковременно прервана. Остальные потребители этого перехода практически не замечали. Психологически это объясняется тем, что похожие ситуации у потребителей случаются примерно 20 раз в течение года из-за отключений магнитных пускателей, сопровождающих понижения напряжения при коротких замыканиях в сети, к чему они вполне адаптированы. Здесь впору сделать небольшое отступление. Работа по совершенствованию автоматики энергосистемы, которая потребовала целого года, была масштабной, но не очень сложной. Очередная крупная авария после завершения работы произошла в 1965 году 10 октября во время вечернего максимума нагрузки. Будучи дома, слушал музыку по батарейному радиоприемнику от местной радиостанции и вдруг погас свет, а затем прекратилась музыка. Радиостанция как особо ответственный потребитель подключена к последней очереди АЧР. Ясно – крупная авария. В подобной ситуации не принято отвлекать диспетчера телефонным звонком. Бросился в находившуюся у дома машину и через 10 минут зашел на диспетчерский пункт, ожидая увидеть бледного от волнения диспетчера. А он как ни в чем не бывало спокойно пил чай. Ему пришлось наблюдать, как все рухнуло, а через неполные полторы минуты восстановилось. Система «Ванька – встанькa» (неваляшка), как и предполагалось, превосходно работает. Решил руководству об этом пока не сообщать, в ожидании реакции на следующий день. А реакции никакой не было. Не заметили... Система самовосстановления, находившаяся в длительной эксплуатации, сра54

04 / Декабрь 2011

батывала 20 раз, каждый раз обеспечивая в течение 100 секунд практически незаметный для большинства возврат из аварийного состояния в нормальный режим. Дополнительный эффект от применения принципа самовосстановления – улучшение условий работы дежурного персонала – прекращение постоянного ожидания опасности и тяжелых стрессов от развалов. Исходным для самовосстановления было разделение энергосистемы, при котором кратковременный дефицит активной мощности реально проявляется и ликвидирует комплексной системой автоматики с последующим полным автоматическим самовосстановлением. Нетрудно догадаться, что требуется для получения такого же эффекта в современных энергосистемах любой структуры. Это рассматривается ниже. 2. Устойчивость в современных энергосистемах. Современные энергосистемы, имеющие сложную конфигурацию сети, соединены между собой несколькими связями. Отключение одной из них с учетом принципа (п-1) к развалу не приводит даже в случае устойчивого повреждения одного элемента. Однако риски, допускаемые в управлении нормальными режимами, или последующее отключение дополнительных связей, при которых не успевают подготовить режим для изменившихся условий, чреваты развалом. Анализ более 30-ти развалов и тяжелых аварий, упомянутых в табл. 1, показал, что в большинстве случаев причиной возникших развалов и тяжелых аварий в

энергосистемах являются пять вторичных аварийных процессов, следующих за начальным аварийным возмущением. Эти процессы приведены в табл. 2. Задача заключается в том, чтобы подобрать по возможности единообразное решение для устранения вторичных аварийных процессов. Для этого необходимо рассмотреть их варианты. Из рассмотренного в табл. 2 следует, что для первого случая имеется решение. В остальных случаях развал является результатом перегрузки сети, что приводит к аварийным процессам. Для предотвращения нарушений устойчивости в качестве существенного элемента аварий небходимо быстродействие порядка 200 мсек. Как известно, для этого используются различные методы разгрузки турбин c помощью системы каналов [4] или локальным сравнением в темпе реального времени соответствия мощности турбины и генератора (over speed protection) [5]. При сетевых лавинах напряжения она происходит из-за квадратичной зависимости роста потерь реактивной мощности от передаваемой активной составляющей в перегруженной сети [6]. При этом напряжение снижается из-за роста продольной составляющей потери напряжения, прпорциональной повысившемуся потоку реактивной мощности. На это реагируют регуляторы возбуждения генераторов, которые, перегружаясь реактивной мощностью, массово отключаются защитами от внешних повреждений в качестве феномена неустойчивости системы «сеть-генераторы». При перегрузке и понижениях напря-

Табл. 2. Вторичные процессы при развалах энергосистем

Характер процесса

Причины вторичных лавинных процессов

Нарушения динамической устойчивости при ко-

Устраняются имеющимися в энергосистемах

ротких замыканиях

мгновенными защитами питающих сетей, включая отказы выключателей

То же при отключении сильно загруженных линий

Проявляется как перегрузка сети

Нарушения статической устойчивости

Перегрузка сети

Лавины напряжения с массовым отключением генераторов

Множественные отключения линий из-за замыканий на землю при увеличении провесов проводов

Перегрузка сети Перегрузка сети

ПРАКТИКА

Автоматика

жения линии массово отключаются с выдержками 2-3 секунды резервными зонами дистанционных защит, воспринимающих ситуации как короткие замыкания. На не отключившихся линиях при перегрузке сети увеличиваются провесы проводов, что снижает габариты по отношению к земле на трассах. При этом возникают множественные отключения линий из-за замыканий на землю, причем эти повреждения устойчивы. 3. Требования, предъявляемые к средствам защиты в современных энергосистемах. Учитывая невозможность участия персонала в ходе начавшегося процесса развала энергосистемы, процесс должен развиваться, используя внутренние возможности с помощью приспособленной для этих целей автоматики. Действия защиты должны быть понятны персоналу, что существенно облегчает внедрение. Сечения сети, которые могут перегружаться (опасные сечения), обычно известны, и в нормальных режимах они подвергаются контролю. Однако в аварийных ситуациях контроль теряется. Для таких сечений должна быть создана система защиты регионально централизованного характера. Она должна выполнять следующие функции [7]: 1) выявлять ожидаемую перегрузку линий; 2) эффективно устранять перегрузки при их возникновении; 3) ликвидировать дефицит мощности в приемной части энергосистемы; 4) автоматически восстановить целостность энергосистемы ; 5) автоматически включить отключенные в процессе разгрузки потребительские линии. Пункты 3-5 соответствуют перечисленному перечню мероприятий в разделе 2. На этом, в соответствии с упомянутым в гл. 2, процесс самовосстановления завершается примерно за 100 секунд. Аварийный процесс по существу сопровождается быстрым переходным процессом, оставаясь для внешнего наблюдателя практически незамеченным. 4. Cистемa защиты. В качестве массива исходной информации используются данные исходного нормального режима на основе математи-

ческой модели М1, сопровождающей режим энергосистемы в реальном времени. Важную роль должна выполнять дополнительная математическая модель М2, работающая в циклическом режиме и осуществляющая мониторинг надежности, выявляя опасности отключения дополнительных элементов. Подобные модели имеются, и они должны работать в режиме автоматического счета на основе информации нормального режима и сигналов об отключении элемента, вызвавшего начальное возмущение. Срабатывание должно происходить по признаку возникновения особого события, например, отключения загруженной линии сверх обусловленного принципом (п-1), при котором на основе данных нормального режима (М1) и (М2) возникнет перегрузка линий. Действие защиты по этим признакам запускает логические сигналы для воздействия по нужным адресам. Структура подобной системы практически совпадает с применяемой для одного из частных случаев – защиты от нарушения динамической устойчивости. 5. Устранение перегрузки сети. Перегрузка сети может рассматриваться как локальный дефицит мощности, который внешне явно не проявляется из-за единства энергосистемы. Разгрузку перегрузившейся сети на первый взгляд можно было бы осуществить централизованным отключением нагрузки в приемной части энергосистемы. Для этого нужен разветвленный централизованный быстродействующий канал отключения нагрузки, который, по существу, дублирует имеющуюся систему разгрузки, реагирующую на явное проявление дефицита. Нагрузки находятся в узлах, в то время как их отключением нужно разгрузить связи. Между нагрузками в узлах и потоками в линиях существуют связи, которые устанавливаются коэффициентами распределения, которые зависят от топологии сети. Так, например, отключение пятой нагрузки по отношению к первой связи может иметь коэффициент α51=0,5, а по отношению к третьей связи α53=0,7. Для пятидесяти нагрузок и пяти связей приходится иметь дело с 250 коэффициентами. В реальном времени нужно мгновенно осуществлять выбор зоны, в пределах которой отключа-

научно‑практическое издание

ется большое количество конкретных постоянно измеряющихся нагрузок. Иногда используется разгрузка по признаку понижения напряжения. Она не является аналогом частотной разгрузки, так как из-за отсутствия инерционности процесса не обеспечивает сочетания быстродействия с селективностью. При соблюдении требования быстродействия сразу отключаются все очереди, а при соблюдении селективности, которая обеспечивается лишь выдержками времени, нет быстродействия. В обоих случаях нет уверенности, что отключаемой нагрузки хватит, так как процесс не имеет обратной связи и исключает возможность саморегуляции, что приводит в значительной мере к действию «наобум». Иное дело – применение секционирования. В этом случае достигается мгновенная разгрузка сети и дефицит проявляется явно. На него реагирует специально для этой цели имеющаяся частотная разгрузка, которая тем самым включается в дело, реагируя на кратковременное снижение частоты в результате наброса мощности. Частично наброс устраняется вращающимся резервом этой части энергосистемы, а частично работой комплексной частотной разгрузки. Правда, при применении разделения энергосистемы приходится преодолевать предрассудок, в соответствии с которым этот способ применяется лишь в крайнем случае. На самом деле это не является чем-то особенным. Он давно используется для прекращения асинхронных режимов. В США разделение энергосистемы в процессе развала рассматривается как средство сохранения в работе хотя бы части генерирующих источников для последующего, более быстрого восстановления в послеаварийном режиме вручную. Важное требование заключается в том, чтобы при разделении все линии опасного сечения отключались одновременно, так как при каскадном их отключении происходит нарастание перегрузки еще не отключившихся линий, что неизбежно приводит к нарушениям устойчивости с последующими развалами, что неоднократно имело место в авариях (табл. 1). 55

ПРАКТИКА

Екабс Барканс Эмеритированный (заслуженный) профессор, хабилитированный доктор технических наук. Защитил ученую степень кандидата технических наук в 1963 году. Степень доктора технических наук – в 1974 году в Институте энергетики АН СССР в Москве. В период 19601979 гг. работал главным диспетчером энергосистемы и одновременно доцентом Рижского Политехнического института (РПИ). С 1980 года профессор факультета энергетики и электротехники Рижского Технического университета (РТУ). Лауреат государственной премии Республики за 1970 год и Годовой премии за вклад в научную деятельность в 2004 году. Научная работа – в областях управления и автоматизации энергосистем, защиты энергосистем от развалов и создания процессов их самовосстановления, исследований режимов напряжения и реактивной мощности энергосистем, рационального использования энергии, закономерностей водотоков рек мира за длительные периоды, проблемы изменения климата Земли. Автор более 200 опубликованных научных трудов, 20-ти монографий и учебников, 73-x авторских свидетельств и патентов.

04 / Декабрь 2011

Автоматика Важно понимать, что комплексная разгрузка {(АЧР-1)+(АЧР-2)} представляет из себя систему с обратной связью, обеспечивающей точность действия, при котором благодаря селективности отключается ровно столько нагрузок, сколько бывает нужным. Требования к выбору места кратковременного секционирования не слишком строгие. Если секционирование осуществлять в сечении перегруженных линий, то объем разгрузки максимален. Так, в некоторых случаях развалов разделения происходили в сечениях, через которые протекало 6-8 ГВт (табл. 1 , случаи 24; 28). Однако секционирование можно проводить не на самих перегрузившихся линиях, а на последующих участках сети. При этом эти линии остаются в работе с допустимыми нагрузками и объем разгрузки существенно снижается. В крупных энергосистемах разделения энергосистемы в опасных сечениях приводит к относительно небольшим дефицитам – порядка 5%, и процессы протекают сравнительно легко. После секционирования и произошедшей разгрузки, с учетом того, что большиство отключившихся линий сохраняют работоспособность, а разность частот меньше 0,2 Гц, процесс завершается автоматическим восстановлением единства энергосистемы при помощи одновременного включения всех отделившихся линий. Наиболее тяжелым и трудно оцениваемым случаем, разумеется, является отключение систем шин. Однако и в этом случае, при наличии быстродействующего УРОВ, разгрузка перегрузившихся линий путем секционирования может существенно уменьшить последствия. Эффективность секционирования очевидна применительно к нарушениям статической устойчивости, лавинам напряжения и множественным отключениям линий из-за действия резервных зон защит или увеличения провесов проводов. Исходя из соображений унификации средств управления, целесообразно оценить эффективность разделения и как средства предотвращения нарушения динамической устойчивости, преследуя цель сброса нагрузки турбин, что эквивалентно классическому решению. Учитывая преимущество унификации средств управления, это тоже приемлемо. Проверки эффективности рассматриваемых средств, применительно к авариям, приведенным в табл. 1., свидетельствуют, что в большинстве случаев подобным образом можно было бы избежать тяжелых последствий. Более подробно вопросы защиты энергосистем от развалов рассмотрены в книге на английском [7], доступной в Интернете.

Выводы 1. В основе соображений о возможной защите энергосистем от развалов использован длительный опыт, обеспечивавший быстрое самовосстановление режима без участия персонала при возникавших тяжелых авариях. При этом процесс сводился к переходным процессам, завершавшихся за 100 секунд без участия персонала и остававшихся для большинства потребителей незаметными. 2. Установлено, что основной причиной развалов является перегрузка сети, для быстрой разгрузки которой целесообразно использовать кратковременное секционирование. 3. Для обеспечения самовосстановления в современных энергосистемах на участках сети, которые могут подвергаться перегрузкам, необходимы регионально-централизованные защиты, действующие с помощью быстродействующих каналов, передающих адресные логические сигналы для одновременных операций секционирования линий на основе их ожидаемой перегрузки. 4. За этим следует действие разгрузки в приемной части энергосистемы, восстанавливающей частоту до номинального значения, и, с учетом сохранения работоспособности отключившихся до аварии линий, при малой разности частот, секционирующие линии включаются, восстанавливая целостность энергосистемы. Затем, в завершение аварии, по признаку существования нормальной частоты после ее восстановления, в течение 15-20 секунд происходит включение отключенных потребителей. 5. Самовосстановление в большинстве случаев преобразует развал в переходной процесс, возвращающий энергосистему в нормальный режим за время порядка 100 секунд, который в большинстве случаев для большинства потребителей остается практически незаметным. Литература: 1. Баркан Я., Маркушевич Н., Рудзитис Р., Голубев В.. Частотная разгрузка как средство ликвидации системных аварий. – Электрические станции, 1966. c. 74. 2. Баркан Я., Иванов В. Граничные траектории для успешной синхронизации энергосистем в послеаварийном режиме// Материалы IХ Всесоюзной научной конференции по моделированию энергосистем. Известия АН Латвийской ССР, 1988. - №5. – с. 107. 3. Баркан Я., Орехов Л.. Автоматизация энергосистем. Москва: Высшая школа, 1981. 271 с. 4. Иофьев Б.И., Автоматическое аварийное управление мощностью энергосистем. Москва: Энергия, 1974. – 416 с. 5. National electricity company limited. Power system incident Australia 14. march 2005. Final report. 26 august 2005. 6. Баркан Я. Автоматизация режимов по напряжению и реактивной мощности. Москва. Энергоатомиздат, 1954. –160 с. 7. Jekabs Barkans, Diana Zalostiba. Protection against blackouts and self-restoration of power systems/ Riga 2009, RTU Publishing House 141 pp. Интернет rtu.eef.lv

ПРАКТИКА

А СУ Т П Э ЛЕ К Т РИЧЕ СКОЙ ПО Д С ТА НЦ ИИ Н А Б А ЗЕ П Т К A R IS

АСУ ТП на базе программно-технического комплекса ARIS обеспечивает В состав ПТК ARIS входит: оперативное управление, как отдельными присоединениями, так и подстанцией ■ Контроллеры присоединения в целом, реализуя следующие основные функции: ARIS C303, С302, С301; ■ Измерение режимных электрических величин ■ Коммуникационный конторллер ■ Контроль состояния коммутационных аппаратов ARIS KC; ■ Дистанционное и местное управление коммутационными аппаратами ■ Программное обеспечение ■ Выполнение пользовательских алгоритмов, в том числе алгоритмов верхнего уровня АСУ ТП оперативных блокировок «ARIS-SCADA». ■ Сохранение измеренных и рассчитанных величин и событий в базе данных ■ Интеграция с автоматизированными подсистемами РЗА, ПА, РАС, АИИС КУЭ, мониторинга трансформаторного оборудования и др. ■ Трансляция данных, принимаемых с терминалов релейной защиты ПТК ARIS будет представлен на выставке «Электрические сети России-2011» ■ Расчет параметров качества электроэнергии на стенде «Прософт-Системы» ■ Регистрация аварийных и предаварийных событий и процессов ■ Выполнение необходимых расчетов, формирование отчетных документов ■ Обмен оперативной технологической информацией (телеинформацией) с центрами оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления.

ИНЖЕНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ООО «ПРОСОФТСИСТЕМЫ» 620102, Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194а, тел.: (343) 3-565-111, факс: (343) 3-100-106 info@prosoftsystems.ru www.prosoftsystems.ru

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Авторы: Летуновский Д.Н.,

Российские производители достигли совместимости при работе по шине процесса МЭК 61850-9-2LE

ЗАО «НОВИНТЕХ», г. Москва;

Фербиков Д.М., ООО НПП «МИКРОНИКА», г. Москва;

Николаев И.Н., ООО «ИЦ «БРЕСЛЕР», г. Чебоксары, Россия.

А ннотаци я: 7 октября 2011 г. на производственной п лоща дке ЗАО «НОВИНТЕХ» в г. Моск ва бы ли проведены успешные испытани я совместимости оборудовани я, работающего по шине процесса МЭК 61850-9-2LE производства компаний НПП «Микроника» и ИЦ «Бреслер».

К лючевые слова: шина процесса, испытани я совместимости, устройства сопря жени я с шиной процесса (УСШ), интел лект уа льное электронное устройство (ИЭУ). Одним из основных преимуществ применения стандарта МЭК 61850 является достижение свойства совместимости оборудования различных производителей, т.е. способность нескольких устройств одного производителя или нескольких производителей обмениваться информацией для корректного выполнения своих функций. Первая редакция стандарта предоставила большой простор производителям в трактовке основных моментов стандарта, что приводило к выходу на рынок устройств, имеющих свою специфическую реализацию МЭК 61850. На практике, при необходимости стыковки оборудования различных производителей на объектах автоматизации, возникали большие трудности при реализации взаимообмена информацией меж ду устройствами. В связи с этим большинство крупных производителей продолжают проводить политику полной системной поставки своих решений в области автоматизации на базе МЭК 61850, что противоречит главному принципу стандарта МЭК 61850 – совместимости оборудования различных вендоров. Первым в РФ мультибрендовым проектом на МЭК 61850, в котором система РЗА GE Multilin была интегрирована в систему АСУ ТП производства НПП «Микроника», стала ПС 500 кВ «Емелино» МЭС Урала в 2007 году. Интегратором выступила компания ЗАО «НОВИНТЕХ». С тех пор было проведено достаточное количество исследований совместимости оборудования различных производителей в соответствии со стандартом МЭК 61850-8-1. 58

04 / Декабрь 2011

Совместимость в части GOOSEвзаимообмена была достигнута, однако реализация на действующих объектах до сих пор отсутствует. Что касается шины процесса МЭК 61850 -9-2, то долгое время данная ниша на рынке оставалась не занятой отечественными производителями. Выход МЭК 61850 -9-2LE с конкретизацией требований к формату передаваемой информации, безусловно, приблизил момент достижения совместимости и по шине процесса. Так же, как и проводимая в электроэнергетике РФ политика перевооружения на новую технологическую платформу активноадаптивных сетей, в том числе разработка пилотного проекта интеллектуальной сети к ластера «Эльгауголь» с широким применением МЭК 61850 -9-2. В ходе последних двух лет ООО «ИЦ «Бреслер» ведет активные работы по реализации и внедрению МЭК 61850. На сегодня ситуация, связанная со сложностями взаимосовместимости устройств различных производителей, требует особого внимания. В своих разработках предприятие стремится достичь наибольшей гибкости, адаптируемости устройств и алгоритмов к разным условиям применения, в том числе при внедрении МЭК 61850. Опыт совместных испытаний с различными системами АСУ в рамках MMS, с устройствами разных производителей в части обмена GOOSEсообщениями, показывает, что именно эта адаптируемость позволяет быть уверенными в успешности интеграции устройств производства ИЦ «Бреслер» по МЭК 61850. Аналогичный подход используется и при реализации поддержки шины процесса МЭК 61850 -9-2.

ПРАКТИКА

МЭК 61850

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

Рис. 1. Схема подключения испытательного стенда

Результат не заставил себя долго ждать: 7 октября 2011 года на производственной площадке ЗАО «НОВИНТЕХ» в г. Москва были проведены успешные испытания совместимости оборудования, работающего по шине процесса МЭК 61850-9-2LE, производства компаний ООО НПП «Микроника» и ООО «ИЦ «Бреслер». Специалисты ЗАО «НОВИНТЕХ» выступили в качестве системного интегратора испытаний. Основной целью испытаний являлось практическое подтверждение возможности совместной работы источника шины процесса УСШ аналоговых сигналов Микроника SO-52v11-MUA и приемника, терминала РЗА ТЛ 2607.XXA Бреслер. В ходе испытаний также был успешно выполнен взаимообмен GOOSE-сообщениями между ИЭУ РЗА ТЛ 2607. XXA Бреслер, контроллером присоединения Микроника SO-52v11-PB и терминалом GE Multilin D60. УСШ аналоговых сигналов Микроника SO-52v11-MUA преобразовывало аналоговую информацию о токах и напряжениях, получаемых от РЕТОМ 61, и создавало SV-потоки в соответствии с МЭК 61850-9-2LE. ИЭУ Бреслер ТЛ 2607.XXA выступало приемником SV потоков и реализовывало функцию ступени максимальной токовой защиты. научно‑практическое издание

Рис. 2. Испытательный стенд

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Фербиков Дмитрий Михайлович Год рождения: 1980. Место рождения: г. Козловка Чувашской Республики. Закончил в феврале 2004 года Казанский государственный энергетический университет. Заместитель технического директора

Рис. 3. Осциллограмма срабатывания при КЗ, записанная ИЭУ РЗА Бреслер ТЛ 2607.XXA

ООО НПП «Микроника».

Николаев Иван Николаевич Дата рождения: 23.03.1983 г. В 2006 году защитил магистерскую диссертацию в Чувашском государственном университете им. И.Н. Ульянова (ЧГУ) по специальности «Автоматика энергосистем». Заведующий сектором разработки базового ПО ООО «ИЦ «Бреслер».

04 / Декабрь 2011

На рис.3 изображена записанная ИЭУ РЗА Бреслер ТЛ 2607.XXA осциллограмма при трехфазном КЗ. Контроллер присоединения SO-52v11-PB также был сконфигурирован на прием SV-потока. Обмен GOOSEсообщениями и передача SV-потоков выполнялись посредством единой сети, организуемой коммутатором Hirschman. По результатам совместных испытаний составлен протокол, фиксирующий основные этапы и результаты, включая пожелания по улучшению устройств. Данные исследования явились отправной точкой в серии предварительных испытаний совместимости оборудования различных производителей, работающего по шине процесса, имеющих цель отобрать производителей на испытательный полигон кластера «Эльгауголь». Проект интеллектуальной сети кластера «Эльгауголь» является мультибрендовым, и выбор поставщиков оборудования определяется заказчиком – ОАО «ФСК ЕЭС» по результатам проведенных исследований на испытательном полигоне кластера. На начало ноября 2011 г. запланирова-

ны комплексные испытания оборудования компаний НПП «Микроника» и ИЦ «Бреслер» в рамках территориального кластера активно-адаптивной сети «Эльгауголь» с учетом технических требований проекта в следующем составе оборудования с поддержкой МЭК 61850-9-2LE: •И ЭУ РЗА Бреслер ТЛ 2607.XXA; •У СШ аналоговых сигналов Микроника SO-52v11-MUA; • У СШ дискретных сигналов Микроника SO-52v11-MUIO; • К онтроллер присоединения Микроника SO-52v11-PB. Серия проведенных и запланированных испытаний и исследований с ведущими отечественными и зарубежными производителями, а также реализация пилотного проекта интеллектуальной сети кластера «Эльгауголь» показывает, что компания «НОВИНТЕХ» открыта к сотрудничеству в области инновационных решений и продолжает занимать лидирующие позиции в области инжиниринга интеллектуальных систем автоматизации в электроэнергетике.

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Авторы: Смирнов Ю.Л., Александров Н.М.,

РАСШИРЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ТЕСТИРОВАНИЯ УСТРОЙСТВ, ПОДДЕРЖИВАЮЩИХ СТАНДАРТ МЭК 61850

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

Аннотация: в данной статье рассмотрены расширенные возможности тестирования устройств, поддерживающих стандарт МЭК 61850. Рассматриваются требования к проверочному оборудованию, которое должно обеспечивать проверку не только первичного и вторичного электрооборудования, но и каналов связи, а также комплексных испытаний. Дополнительные возможности проверочного оборудования по регистрации и воспроизведению цифрового потока данных, а также проведение штормовых испытаний позволяет сделать заключение о работоспособности системы в целом. Ключевые слова: МЭК 61850, РЕТОМ, GOOSE. Для тестирования устройств, работающих по стандарту МЭК 61850, кроме обычных проверок измерительных органов и логики работы терминала, а также комплексных проверок на подстанции, необходимо проводить и дополнительные испытания. Примером может служить оценка времени прохождения GOOSE-сообщений в аварийных ситуациях с большим информационным потоком для заданной конфигурации подстанции и настроек сетевого коммуникационного оборудования. Комплексные испытания позволят выявить «узкие» места в конфигурации связей между терминалами, а имитация задержек при передаче сигналов и переключение на резервные каналы связи – оценить устойчивость системы. Объем проверок на функциональную совместимость оборудования различных фирм-изготовителей будет достаточно большим, описанию этих проверок посвящено много работ. Интерес, на наш взгляд, представляет расширение возможностей проведения комплексно-

Рис.1. Проверка первичного оборудования

научно‑практическое издание

го тестирования по цифровым каналам с помощью нового проверочного оборудования, поддерживающего стандарт МЭК 61850. Рассмотрим некоторые этапы тестирования всей системы РЗА: 1. Проверка первичного оборудования. В его числе могут быть выключатели с управлением, контролем по GOOSE-сообщениям, а также обычные или оптические трансформаторы тока и напряжения или трансформаторы с цифровым выходом. Для оценки их метрологических характеристик необходимо выполнить измерение выдаваемых с трансформатора данных: измерить первичный ток, напряжение или выдать с проверочного оборудования заданные первичный ток, напряжение. При этом появляется возможность оценить Кт, построить передаточную характеристику, оценить фазовый сдвиг, искажения, шум и т.д. Для обычных трансформаторов с цифровым выходом возможно сравнение измеряемого проверочным оборудованием сигнала с обычного аналогового выхода и выходного цифрового потока данных, при этом для построения метрологических характеристик желательно иметь возможность приема не только 80, но и 256 выборок за период, предназначенных для АСКУЭ. Для получения статистических результатов работы и формирования протокола результатов испытаний необходимо записать поток данных с трансформатора и воспроизвести его на метрологическое оборудование. Функция регистратора позволит оценить время задержки формирования, прохождения каждого блока данных и сделать вывод о работоспособности оборудования. 2. Проверка вторичного оборудования. При такой проверке необходима имитация цифрового потока токов, напряжений (Sampled Values – SV) как в установившемся режиме, так и при различных переходных и аварийных процессах. 61

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Рис. 2. Проверка вторичного оборудования

Формирование нескольких потоков токов и напряжений с разных присоединений позволит охватить разные типы защит. Управляющие GOOSE-сообщения формируются для проверки логики работы, подачи разрешающих, блокирующих сигналов, имитации работы выключателя и т.д. По ответным GOOSE-сообщениям оценивается корректность работы терминалов, производится измерение времен срабатывания и построение характеристик измерительных органов. Испытания могут проводиться как с выведением проверяемого оборудования из системы, так и с сохранением рабочей конфигурации подстанции, связей, подключений и логикой работы. Интерес представляет тестирование терминалов в работающей системе по испытательным сигналам с флагом «Тест», что позволяет оценить исправность оборудования без вывода его из работы. В случае вывода терминала из общей информационной сети система должна оставаться работоспособной без изменений конфигурации связей. Такой вариант возможен при подмене терминала тестовым оборудованием и включении в нем функции имитации работы терминала. Для оценки корректной работы цифровой приемной части оборудования при возможных сбоях передачи информации необходимо выдавать блоки данных GOOSE-сообщений и SV-потоков 62

04 / Декабрь 2011

с задаваемыми временными задержками. Необходима дополнительная проверка корректной логики работы терминала при отсутствии разрешающих или блокирующих сигналов. 3. Проверка точности синхронизации коммутационного оборудования и терминалов, оценка временных задержек как самого терминала, так и заданной конфигурации сетевого оборудования Ethernet, оценка топологии сети и структуры подстанции в целом. • Оценку времени задержек для каждого элемента сети можно выполнить с помощью внешнего регистратора, записывающего входной и выходной поток одних и тех же данных (например, GOOSE-сообщений) выбранного участка сети. Задержка оценивается по временному смещению двух зарегистрированных потоков, отображаемых на одной осциллограмме. • Для оценки точности синхронизации и времени приема-передачи сигналов терминала необходимо перенаправить в нем входящие GOOSE-сообщения на исходящие. Записывая внешним регистратором все входящие и исходящие из терминала сообщения, а затем сравнивая время регистрации входящего и время регистрации исходящего GOOSEсообщения, можно оценить временные задержки терминала на прием, обработ-

ку и выдачу цифрового потока данных. Сравнение штампов времени в исходящих сообщениях со временем регистрации позволит оценить точность синхронизации без учета времени на выдачу GOOSE-сообщения, которое будет определено далее. • Для оценки времени, необходимого на выдачу GOOSE-сообщений, требуется подать сигнал в заданное время с быстрого дискретного выхода проверочного оборудования на дискретный вход терминала, информация о состоянии которого отображается в исходящем GOOSE-сообщении (необходимо учесть собственное время отстройки от дребезга дискретного входа). Результат получается как разность времени, зафиксированного в регистраторе GOOSEсообщения, и заданного времени замыкания быстрого выхода проверочного оборудования. Также в качестве входного воздействия можно использовать сигнал синхронизации по времени PPS (импульс 1 раз в секунду), перенаправляя его в терминале на исходящее GOOSE сообщение. Результат – дробная часть секунды зафиксированного в регистраторе сообщения. • Для оценки времени терминала, необходимого на прием GOOSE-сообщений, необходимо перенаправить в нем входящие GOOSE-сообщения на исходящие. Регистрируя все входящие и исходящие из терминала сообщения проверочным оборудованиием, а затем вычитая определенное пунктом выше время выдачи GOOSE-сообщения, можно оценить временные задержки работы проверяемого оборудования на прием цифрового потока данных. 4. Проведение комплексных испытаний с формированием большого количества передаваемых сигналов упростилось благодаря использованию Ethernet. Проверочное оборудование имитирует поток токов и напряжений SV в установившихся и аварийных режимах с переходными процессами. Одновременно обрабатывается большое количество GOOSE-сообщений. Исходящие сообщения управляют логикой работы терминала, входящие контролируют состояние каждого терминала системы и логику их

ПРАКТИКА

Смирнов Юрий Леонидович Год рождения: 1966. Окончил в 1990 году Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова по специальности «Автоматика и телемеханика». Начальник отдела программных средств ООО «НПП «Динамика».

Александров Николай Михайлович Год рождения: 1987. Окончил в 2010 году Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова, магистр техники и технологии. Специалист по эксплуатации оборудования ООО «НПП «Динамика».

МЭК 61850 совместной работы. Значительно упрощается подключение и проведение испытаний одним проверочным устройством, хотя возможно подключение и нескольких проверочных устройств в общую сеть. Важной проверкой является моделирование реального информационного потока данных при аварийных ситуациях на линии, когда происходят многочисленные изменения состояний терминалов и формируется большое количество промежуточных логических сигналов и сигналов отключения. В этих испытаниях важна оценка времени передачи/приема сигналов и стабильности работы всей системы. Одной из важнейших проверок является проверка устойчивости работы при обрыве линии связи, когда терминалы переключаются на резервный канал. Эти испытания необходимо проводить с использованием проверочного оборудования, обеспечивающего в реальном времени: • прием/передачу GOOSE-сообщений; •п рием/передачу нескольких SV-потоков с 80 или 256 выборками за период; • с инхронизацию времени по SNTP(NTP), PPS, PTP (версии 1 и 2), GPS; • в озможность формирования воздействий с соответствующим флагом «Тест» для тестирования оборудования, находящегося в работе в общей сети подстанции. Фильтрация по тестовому флагу принимаемых воздействий обеспечит избирательную работу только на тестовые сигналы; • возможность формирования GOOSEсообщений и SV-потоков на одну шину или на две физически разные шины для одновременной работы с шиной процесса и со станционной шиной (для проверки работы по резервному каналу связи задействуются дополнительные дублирующие каналы связи с возможностью переключения приема/выдачи по резервным каналам связи); • регистрацию входящих GOOSE-сообщений и токов, напряжений в формате SV с возможностью оценки временных задержек (встроенная функция отображения осциллограммы с реальными временами каждого зарегистрированного сигнала позволяет оценить временные задержки и отклонения); • режим имитации работы терминала, позволяющий подключить проверочное оборудование в общую сеть для эмуляции работы терминала во время его локального тестирования; •р ежим работы для штормовых испытаний и формирования пиковой загрузки каналов связи научно‑практическое издание

с одновременной регистрацией прохождения GOOSE- и SV- потоков для оценки работоспособности системы в аварийных ситуациях. Вышеперечисленным требованиям соответствует коммутационный блок РЕТ-61850М, который может применяться как самостоятельно, так и совместно с дополнительным оборудованием: испытательным устройством РЕТОМ-51(61), блоком РЕТ64/32, несколькими блоками РЕТ-61850М в общей сети или другим аналогичным оборудованием. Собственные быстрые дискретные входы и выходы блока могут использоваться: • для подключения внешнего секундомера, дублирующего замеры времен; • для подключения другого проверочного оборудования, например, испытательного комплекса РЕТОМ-21 или РЕТОМ-30кА, для синхронной подачи аналоговых токов больших величин; • для формирования логических воздействий и анализа ответных реакций по обычным дискретным входам/выходам. Подключение блока к РЕТОМ-51(61) и РЕТ64/32 позволяет увеличить количество обычных дискретных входов/выходов для проверки оборудования, в том числе терминалов без поддержки МЭК 61850, перенаправляя GOOSE-сообщения на дискретные входы/выходы и обратно. В этом случае возможно производить проверку работы терминалов, работающих по стандарту МЭК 61850, совместно с терминалами, не поддерживающими этот стандарт. РЕТОМ-51(61) можно использовать совместно c блоком РЕТ-61850М для выдачи токов и напряжений на обычные аналоговые обмотки терминалов, а аналоговые входы РЕТОМ-51(61) – для измерения токов и напряжений с обмоток традиционных трансформаторов. В такой конфигурации устройство РЕТ-61850М может использоваться для оценки работоспособности проверяемого оборудования по GOOSE-сообщениям и для отображения цифрового входного потока токов и напряжений от трансформаторов, объединяющих устройств. Таким образом, для проведения всесторонних комплексных испытаний оборудования с поддержкой МЭК 61850 необходимо наличие тестовых устройств с расширенными возможностями по синхронизации и регистрации потока данных при моделировании аварийных ситуаций. Только в этом случае возможно получение достоверной информации, которая позволит сделать окончательный вывод о работоспособности заданной конфигурации терминалов, сетевого оборудования и подстанции в целом. 63

ПРАКТИКА

НКУ

Авторы: Быков К.В.,

Шкафы питания цепей ОБР для цифровой подстанции

заведующий сектором отдела НКУ,

к.т.н. Шаварин Н.И., заведующий отделом НКУ, ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

В составе оборудования вторичной коммутации большинства подстанций присутствуют шкафы питания цепей оперативной блокировки разъединителей (шкаф питания ОБР). Обычно эти шкафы имели традиционные варианты схем (рис. 1 а, б). Шкафы получают питание от сети переменного тока (от ЩСН-0,4 кВ) по двум вводам, от которых работают или один выпрямитель с АВР на входе, или два выпрямителя, каждый от своего ввода, объединенные на выходе. Далее выпрямленный ток распределяется по потребителям. Такие схемы оправдывали себя, пока они использовались только для питания цепей оперативной блокировки разъединителей, выполненных с применением электромеханических элементов. В настоящее время информация, получаемая от разъединителей о их положении, используется и в АСУ ТП, а сама автоматика ОБР реализуется с применением микропроцессорных устройств. Если оставить схемы питания как было, то при пропадании переменного тока теряется и информация для АСУ ТП, а значит и для оперативного персонала. Кроме того, при-

Рис. 1. Традиционные схемы шкафов питания цепей ОБР

04 / Декабрь 2011

меняемые выпрямительные блоки на выходе имеют напряжение с высоким уровнем пульсаций, к которым чувствительны входы терминалов ОБР и современные малогабаритные реле. Для поставок на объекты ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК» отдел НКУ НПП «ЭКРА» проектирует и изготавливает шкафы питания цепей ОБР в соответствии с требованиями распоряжения №236Р от 05.05.2010 [1], в котором предъявляются следующие требования к этим устройствам: • п итание цепей ОБР должно производиться от источника гарантированного питания со временем автономной работы не менее 2 часов; • должна быть гальваническая развязка между источником гарантированного питания и цепями ОБР; • должен быть контроль напряжения питания и сопротивления изоляции относительно земли цепей ОБР. Источником гарантированного питания с возможностью автономной работы не менее 2 часов на подстанциях является система оперативного постоянного тока (СОПТ) с ак-

ПРАКТИКА

НКУ

Рис. 2. Схема шкафа питания цепей ОБР

кумуляторными батареями, поэтому теперь в качестве преобразователя для шкафа питания цепей ОБР применяются DC/DC-конверторы с гальванической развязкой (рис. 2). Дополнительно шкаф может быть оборудован выпрямителем для обеспечения резервного питания и от сети переменного тока, как это было принято ранее. При этом выпрямитель имеет гальваническую развязку между входом и выходом с высокочастотным преобразованием для обеспечения малого уровня пульсаций выходного напряжения. Следует отметить, что применение DC/DСконверторов вносит свои особенности в расчеты токов КЗ и выбор защитной аппаратуры для потребителей, подключенных к шкафу. Обычно современные преобразователи при КЗ на выходе переходят в режим токоограничения, т.е. снижают выходное напряжение и ограничивают выходной ток на номинальном уровне (и могут работать так в длительном режиме), которого может быть недостаточно для срабатывания защитных аппаратов. Для решения этой проблемы может потребоваться значительное увеличение мощности конверторов или подключение к выходу конденсаторов, которые обеспечат бросок тока, достаточный для срабатывания защитной аппаратуры. Так как количество отходящих линий шкафа может достигать несколько десятков (обычно около 30), то в некоторых случаях научно‑практическое издание

применяется не только контроль сопротивления изоляции, но и автоматический поиск присоединений с повреждением изоляции. Это оправдано, так как кабели, идущие к разъединителям по территории ОРУ, имеют большую длину и возможны механические повреждения. По требованию заказчика шкаф может быть оборудован системой мониторинга, которая позволит передавать в АСУ ТП информацию о состоянии коммутационной аппаратуры, величине потребляемого тока и напряжении на шинах, состоянии сопротивления изоляции сети питания цепей ОБР. Наряду с новыми на НПП «ЭКРА» продолжается изготовление шкафов питания цепей ОБР и по традиционным схемам. Литература: 1. Распоряжение №236р от 05.05.10. Порядок организации оперативной блокировки на подстанциях нового поколения. ОАО «ФСК ЕЭС», Москва, 2010.

ПРАКТИКА

ЭМС

Автор: Ильин В.Ф.,

АДАПТАЦИЯ РЕЛЕЙНОЙ АППАРАТУРЫ К ТРЕБОВАНИЯМ СТАНДАРТОВ ПО ЭМС

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия.

Аннотация: обозначена проблема адаптации к требованиям нормативных документов по ЭМС, с которой производители релейной аппаратуры сталкиваются при поставках на энергообъекты различных отраслей. Рассмотрены практические действия, предпринимаемые научно-производственным предприятием «ЭКРА» на пути решения этой проблемы, и достигнутые на сегодня результаты. Ключевые слова: микропроцессорные защиты, электромагнитная совместимость, помехоустойчивость и помехоэмиссия, типовые испытания. Функция релейной защиты в наибольшей степени связана с применением аппаратуры в жесткой электромагнитной обстановке. По последствиям, обусловленным воздействием помех, системы релейной защиты и противоаварийной автоматики являются наиболее критичными. Их точность и оперативность не должны подвергаться нарушениям, приводящим к потере защитных функций и созданию критических ситуаций, задержкам, излишним (ложным) действиям и сбою последовательности регистрируемой информации. Поэтому выполнение требований полной устойчивости к электромагнитным помехам и наличие запаса помехоустойчивости являются обязательными условиями подтверждения соответствия требованиям действующих в области электроэнергетики национальных стандартов по электромагнитной совместимости (ЭМС) и разработанных на их основе нормативных документов отраслевых организаций [1]. В последние годы имеет место интенсивное переоснащение энергообъектов современными микропроцессорными устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики (МП РЗА). От всех предыдущих поколений МП РЗА выгодно отличаются функциональной насыщенностью и универсальностью, что делает их привлекательными как для потребителей, так и производителей, заинтересованных в производстве единой унифицированной платформы для реализации широкого спектра индивидуальных решений. Последнее возможно в том случае, если предлагаемая платформа удовлетворяет требованиям ЭМС, прописанным нормативными документами всех тех отраслей, в которые предусматриваются поставки продукции. Одним из первых документов, призванным регулировать проблемы ЭМС на электростанциях, подстанциях и электрических сетях, являлся РД 34.35.310-97 [2]. Он определял нормы по 8 видам испытаний на помехоустойчивость и был обязательным для разработчиков и производителей 66

04 / Декабрь 2011

микропроцессорной аппаратуры. С введением в действие в 2007 году государственного стандарта ГОСТ Р 51317.6.5-2006 [3], обязательного при поставках на электростанции и подстанции среднего и высокого напряжения, значимость предыдущего руководящего документа утратилась. Госстандарт объединяет 10 видов испытаний на помехоустойчивость и по ряду помех устанавливает повышенную степень жесткости испытаний. На сегодня действует еще один нормативный документ, призванный урегулировать проблемы ЭМС на объектах сетевых компаний, – стандарт ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.240.044-2010 [4]. Он существенно расширяет объем типовых испытаний в области ЭМС и регламентирует требования по 14-ти видам испытаний на помехоустойчивость и по 2-м видам – на помехоэмиссию. При поставках на атомные станции производители обязаны руководствоваться государственным стандартом ГОСТ Р 50746-2000 [5], объединяющим 16 видов испытаний на помехоустойчивость и 4 вида на помехоэмиссию. Научно-производственное предприятие «ЭКРА» уже многие годы занимается разработкой и внедрением МП РЗА. Более чем десятилетний опыт эксплуатации микропроцессорных защит на объектах сетевых и генерирующих компаний и периодические обследования в аккредитованных испытательных центрах подтверждают эффективность практикуемых предприятием организационных и технических мер по обеспечению ЭМС. В своих разработках предприятие придерживается концепции обеспечения самых высоких из указанных в стандартах уровней помехоустойчивости аппаратной части. С этой целью в 2009 году НПП «ЭКРА» впервые апробировало практику проведения типовых испытаний шкафов серий РЗА ШЭ2607 и ШЭ2710 на соответствие требованиям двух национальных стандартов: ГОСТ Р 51317.6.5 и ГОСТ Р 50746 [6]. А уже в 2011 году испытания типопредставителя новой серии ШЭЭ200 проводились на соответствие требованиям трех действующих в электроэнергетике стандартов: ГОСТ Р 50746, ГОСТ Р 51317.6.5 и СТО 56947007-29.240.044-2010.

ПРАКТИКА

ЭМС

Ниже представлен перечень типовых испытаний защит серии ШЭЭ200 на помехоустойчивость в соответствии с критерием качества функционирования А (табл. 1) и на помехоэмиссию (табл. 2), проведенных в аккредитованном в системе сертификации оборудования, изделий и технологий (ОИТ) испытательном центре «ИЦ НИИИТ» [7]. Табл. 1. Виды испытаний на помехоустойчивость шкафов РЗА серии ШЭЭ200 (типовые испытания) Критерий качества

Виды испытаний, базовые стандарты

Параметры помех, схемы и степень жесткости (с.ж.) испытаний

Электростатические разряды, ГОСТ Р 51317.4.2 (МЭК 61000-4-2)

±8 кВ, контактный разряд, с.ж. 4; ±15 кВ, воздушный разряд, с.ж. 4

А А

Радиочастотные электромагнитные поля с разверткой по частоте, ГОСТ Р 51317.4.3 (МЭК 61000-4-3)

10 В/м, 80-1000 МГц, 80% АМ, 1 кГц, с.ж. 3; 30 В/м, 800-960 МГц, с.ж. 4; 30 В/м, 1,4-2 ГГц, с.ж. 4

А А А

Магнитные поля промышленной частоты, ГОСТ Р 50648 (МЭК 1000-4-8)

100 А/м, длительно, с.ж. 5; 1000 А/м, кратковременно – 3 с, с.ж. 5

А А

Импульсные магнитные поля, ГОСТ Р 50649 (МЭК 1000-4-9)

±1000 А/м, 8/20 мкс, с.ж. 5

Затухающее колебательное магнитное поле, ГОСТ Р 50652 (МЭК 61000-4-10)

100 А/м, 1 МГц, с.ж. 5

Кондуктивные помехи, наведенные радиочастотными электромагнитными полями, ГОСТ Р 513174.6 (МЭК 61000-4-6)

10 В, 0,15-80 МГц, с.ж. 3: для цепей электропитания, сигнальных аналоговых и дискретных входных и выходных цепей, проводных интерфейсов связи и цепи функционального заземления

Наносекундные импульсные помехи, ГОСТ Р 51317.4.4 (МЭК 61000-4-4)

±4 кВ, 5/50 нс, 5 кГц, 100 кГц, с.ж. 4: для цепей электропитания, сигнальных аналоговых и дискретных входных и выходных цепей, проводных интерфейсов связи и цепи функционального заземления

Микросекундные импульсные помехи большой энергии, ГОСТ Р 51317.4.5 (МЭК 61000-4-5)

±2 кВ, 1/50 мкс, по схеме «провод-провод», с.ж. 3; ± 4 кВ, 1/50 мкс, по схеме «провод-земля», с.ж. 4: для цепей электропитания; сигнальных аналоговых и дискретных входных и выходных цепей, проводных интерфейсов связи и цепи функционального заземления*

А А

±2 кВ, 100 кГц, 1 МГц, «провод-провод», c.ж. 4; ±4 кВ, 100 кГц, 1 МГц, «провод-земля», c.ж. 4: для цепей электропитания; ±1 кВ, 100 кГц, 1 МГц, «провод-провод», c.ж. 3; ±2,5 кВ, 100 кГц, 1 МГц, «провод-земля», с.ж. 3: для цепей электропитания, сигнальных аналоговых и дискретных входных и выходных цепей, проводных интерфейсов связи*

Кондуктивные помехи в полосе частот 0-150 кГц, ГОСТ Р 51317.4.16 (МЭК 61000-4-16)

30 В, 50 Гц, длительные, с.ж. 4; 300 В, 50 Гц, кратковременные - 1 с, с.ж. 4; 30-3-3-30 В, 15 Гц-150 кГц, с.ж. 4: для цепей электропитания постоянного тока, сигнальных аналоговых и дискретных входных и выходных цепей, проводных интерфейсов связи*

А А А

Пульсации напряжения в цепи электропитания, ГОСТ Р 51317.4.17 (МЭК 61000-4-17)

15% Uном , с.ж. 4: для цепей электропитания постоянного тока

Провалы и прерывания напряжения электропитания, МЭК 61000-4-29

30% уменьшения, 1 с; 60% уменьшения, 0,1 с; 100% уменьшения, 0,5 с: для цепей электропитания постоянного тока

А А А

Провалы и прерывания напряжения электропитания, ГОСТ Р 51317.4.11 (МЭК 61000-4-11)

60% уменьшения, 1 с; 100% уменьшения, 1 с: для цепей электропитания переменного тока

А А

Колебания напряжения в сети электропитания, ГОСТ Р 51317.4.14 (МЭК 61000-4-14)

±20%, 1 с: для цепей электропитания переменного тока

Изменение частоты в сети электропитания, ГОСТ Р 51317.4.28 (МЭК 61000-4-28)

±10%, с.ж. 3: для цепей электропитания переменного тока

Искажения синусоидальности напряжения электропитания, ГОСТ Р 51317.4.13 (МЭК 61000-4-13)

Испытательный класс 3: для цепей электропитания переменного тока

Токи кратковременных синусоидальных помех в цепях заземления, ГОСТ Р 50746

200 А, 50 Гц, 3 с, с.ж. 4: для цепей защитного и функционального заземления

Токи микросекундных импульсных помех в цепях заземления, ГОСТ Р 50746

±200 А, 4/300 мкс, с.ж. 4: для цепей защитного и функционального заземления

Колебательные затухающие помехи, ГОСТ Р 51317.4.12 (МЭК 61000-4-12): одиночные повторяющиеся

А А А

*Испытания для проводных интерфейсов связи, реализованных на основе экранированных кабелей со штатными разъемами закрытой конструкции, проводятся по схеме «экран-земля».

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

ЭМС

Табл 2. Виды испытаний на помехоэмиссию шкафов РЗА серии ШЭЭ200 (типовые испытания)

Ильин Владимир Федорович Дата рождения 09.09.1946 г.

Виды испытаний, базовые стандарты

Нормы группы условий окружающей среды

Эмиссия индустриальных радиопомех, ГОСТ Р 51318.22 (СИСПР22): в сеть электропитания (полоса частот 0,15-30 МГц); в окружающее пространство (полоса частот 30-1000 МГц)

рассматривается класс предельных значений А; рассматривается класс предельных значений А

Окончил в 1970 году Ленинградский электротехнический институт им. В.И. Ульянова (ЛЭТИ) ,

Эмиссия гармонических составляющих тока в сеть электропитания переменного тока, ГОСТ Р 51317.3.2 (МЭК 61000-3-2)

рассматривается класс предельных значений А

Колебания напряжения и фликер, вызываемые в сети электропитания переменного тока, ГОСТ Р 51317.3.3 (МЭК 61000-3-3)

рассматривается класс предельных значений

кафедра «Промышленная электроника». Кандидатскую диссертацию защитил в 1983 г. Главный специалист ООО НПП «ЭКРА».

Таким образом, согласно результатам тестирования в аккредитованном в системе ОИТ испытательном центре, микропроцессорные защиты производства НПП «ЭКРА» соответствуют самым высоким требованиям ЭМС, установленным национальными стандартами ГОСТ Р 51317.6.5 и ГОСТ Р 50746 и стандартом организации СТО 5694700729.240.044-2010 для технических средств, эксплуатируемых в условиях жесткой электромагнитной обстановки. Литература: 1. Уилльямс Т., Армстронг К. ЭМС для систем и установок. – М.: Издательский Дом «Технологии», 2004. – С. 508. 2. Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем РД 34.35.310-97. – М.: СПО ОРГРЭС, 1997. 3. ГОСТ Р 51317.6.5-2006 (МЭК 61000-6-5:2001). Совмести-

04 / Декабрь 2011

мость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых на электростанциях и подстанциях. Требования и методы испытаний. 2007. 4. Методические указания по обеспечению электромагнитной совместимости на объектах электросетевого хозяйства. Стандарт организации СТО 56947007-29.240.0442010. – М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2010. 5. ГОСТ Р 50746-2000. Совместимость технических средств электромагнитная. Технические средства для атомных станций. Требования и методы испытаний. 2001. 6. Ильин В.Ф., Сетойкин В.Ф., Сарылов В.Н., Сарылов О.В. Электромагнитная совместимость шкафов защит серии ШЭ2607 и ШЭ2710//Релейная защита и автоматика энергосистем: Сборник докладов ХХ конференции. – М., 2010. С. 358-362. 7. Даниленко К.Н., Сарылов В.Н. Испытательный центр ФГУП НИИИТ и его деятельность по испытаниям оборудования, систем и установок атомных станций на соответствие требованиям ЭМС//6-й Международный симпозиум по электромагнитной совместимости и электромагнитной экологии: Труды международного симпозиума. – СПб., 2005. С. 40-42.

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

Щит собственных нужд – «ЩСН-РА» Идея разработки собственной конструкции ЩСН появилась с началом серийного производства микропроцессорных устройств «Сириус-2-04 ВВ» и «Сириус-2-04 АВ», предназначенных для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации рабочих (ВВ) или аварийных (АВ) вводов секций 0,4 кВ комплектных трансформаторных подстанций, щитов собственных нужд электростанций, промышленных предприятий и других объектов. «Сириус-2-04» обеспечивает выполнение следующих функций защиты и автоматики: • двухступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ); • блокировка чувствительного пускового органа первой ступени МТЗ при пусках и самозапусках электродвигателей (БМТЗ); • одноступенчатая токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП-1); • дополнительная ступень токовой защиты нулевой последовательности (ТЗНП-2) для схем с питанием от одного трансформатора двух и более секций шин 0,4 кВ; • дальнее резервирование (ДР) при отказе защит и выключателей отходящих линий; • дополнительная ступень ДР с зависимой времятоковой характеристикой (ЗДР); • двухступенчатая защита минимального напряжения (ЗМН); • контроль исправности цепей напряжения (ЦН) и цепей управления (ЦУ) вводного (рабочего или аварийного) выключателя и секционного выключателя; • автоматическое включение резерва секционного выключателя (АВР СВ) при исчезновении ЗАО «РАДИУС Автоматика» питания на одном из рабочих вводов с возмож124489, г. Москва, Зеленостью ручного или автоматического восстаноград, Панфиловский новления исходной схемы при восстановлении проспект, дом 10, стропитания на отключенном вводе (ВНР СВ). ение 3, Устройство также обеспечивает: тел./факс: (499) 735-54-41, 732-26-34, 732-73-95, • оперативное управление выключателем рабо735-22-91, чего (или аварийного) «своего» ввода секции е-mail: radius@rza.ru, 0,4 кВ и оперативное управление секционным http://www.rza.ru выключателем 0,4 кВ; научно‑практическое издание

• сигнализацию срабатывания защит и автома-

тики, положения коммутационных аппаратов; • неисправности устройства с помощью реле и

программируемых светодиодов и по каналу АСУ; • регистрацию и хранение осциллограмм; • возможность местного и дистанционного за-

дания внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты, настройка аварийного осциллографа, функции светодиодов и др.) и ее хранения; • наличие двух независимых программ уставок с возможностью дистанционного или местного переключения; • наличие программируемых входов с возможностью изменения логики их функционирования в зависимости от требований конкретного объекта и др. Имеется порт USB для подключения к ПЭВМ и RS-485 – для включения в локальную сеть АСУ. Может быть оборудован и еще одним дополнительным интерфейсом RS-485. «ЩСН-РА» – щит двухстороннего обслуживания. Номинальный ток шкафов ввода – до 2000 А, климатическое исполнение – УХЛ4, степень защиты – до IP 54. Щит изготавливается на основе системы Ri4Power фирмы Rittal с возможностью секционирования до 4 b. Полезная высота шкафов отходящих линий для размещения коммутационных аппаратов – 1600 мм. Минимальная высота отсека для выключателей типа Aсti 9 составляет 200 мм. Проработаны различные варианты как кабельного, так и шинного подсоединения главных цепей. Шина PEN (или РЕ+N) расположена в нижней части шкафов. Сборные шины расположены в верхней части, от которых отходят шинные спуски секционирования и подсоединения к автоматическим выключателям ввода и отходящих линий. Шины установлены на «ребро» и закреплены в держателях Flat-PLS, смонтированы поблочно. По желанию заказчика возможна установка устройства «Орион-ДЗ» для дуговой защиты сборных шин, монтаж выпоняется полностью на заводе. В шкафах ввода и секционирования устанавливаются выключатели нагрузки фирм Schneider Electric, OEZ, «Контактор» и других, на отходящих линиях – автоматические выключатели. 69

ПРАКТИКА

Аттестация

Автор: Шкарин Ю.П.,

К вопросу аттестации аппаратуры ВЧ связи

ОАО «НТЦ Электроэнергетики», г. Москва, Россия.

Аннотация: в статье затрагивается тема корпоративной системы аттестации ОАО «ФСК ЕЭС». Исходя из опыта проведения аттестации аппаратуры ВЧ связи, рассматриваются причины задержки процедуры аттестации оборудования ВЧ каналов связи по ЛЭП и даны рекомендации по устранению этого недостатка.

Ключевые слова: оборудование ВЧ связи, проведение аттестации, требования к аттестации, нормы времени, анализ документации. Аттестация оборудования каналов ВЧ связи по ЛЭП по поручению ОАО «ФСК ЕЭС» производит ОАО «НТЦ Электроэнергетики». В общем комплексе оборудования каналов ВЧ связи по ЛЭП (аппаратура обработки, присоединения и уплотнения) наибольшие трудности и затраты времени встречаются при аттестации аппаратуры уплотнения. Поэтому в настоящей статье рассмотрены вопросы, связанные с аттестацией именно этой, наиболее сложной, части общего комплекса оборудования каналов ВЧ связи. В соответствии с требованиями, предъявляемыми ОАО «ФСК ЕЭС», аттестация должна проводиться в заданные (достаточно сжатые) сроки, без каких-либо доработок представленных документов или самой аппаратуры в процессе аттестации. В случае, если аппаратура не отвечает требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» в части каких-либо параметров или качества документации, аттестационной комиссии рекомендуется отклонять её принятие. Такая постановка вопроса, в принципе, должна привести к повышению ответственности фирм за свое оборудование, представляемое на аттестацию, и ускорению процесса аттестации. Однако на практике в большом числе случаев имеет место существенная задержка в аттестации разработанного оборудования и, соответственно, нарушение норм времени её проведения. Ниже рассматриваются причины этой задержки и формулируются предложения по корректировке процедуры проведения аттестации. Эти причины и предложения формулируются так, как они видятся с позиции эксперта, рассматривающего и анализирующего представленную документацию (включающую описание аппаратуры, рекомендации по введению её в эксплуатацию и протоколы проверки параметров аппаратуры), и при необхо70

04 / Декабрь 2011

димости, осуществляющего дополнительное тестирование аппаратуры. Практика показывает, что превышение времени проведения аттестации свыше нормируемой величины обусловлено рядом причин. Одна из причин заключается в том, что норма времени на проведение аттестации аппаратуры каналов передачи сигналов РЗ, ПА, речи и данных недостаточна для её качественного проведения. Это обусловлено тем, что современная программируемая, многофункциональная аппаратура очень сложна и должна соответствовать требованиям большого количества взаимозависимых параметров, а объём документации достигает сотен страниц. С другой стороны, в значительном числе случаев из-за сложности алгоритма работы аппаратуры возникает необходимость проведения дополнительных испытаний, которые требуют затрат времени и которые планом аттестации не предусмотрены. Другая причина заключается в неудовлетворительной подготовке представляемой производителями на аттестацию документации и самой аппаратуры. Практически во всех случаях имеет место, что: •н абор представленных документов не соответствует требованиям ОАО «ФСК ЕЭС». Содержание и качество документации по описанию и эксплуатации аппаратуры, как правило, не выдерживают никакой критики, и требуется их доработка; • з аявленные фирмами возможности оборудования, его параметры и методика проверки этих параметров часто не соответствуют существующим нормам и методикам, принятым в электроэнергетике РФ (в частности, требованиям ГОСТ Р, отраслевых стандартов и МЭК); • р еализованные (реально имеющиеся) возможности и параметры аппаратуры не всегда отвечают заявленным фирмами возможностям и параметрам (это может выявиться как на этапе анализа документации,

ПРАКТИКА

Аттестация так и на этапе тестирования представленного оборудования). Отдельно следует сказать о специфической особенности документации оборудования зарубежных фирм, представленного для аттестации. Эта особенность всегда приводит к необходимости корректировки текста главы «Технические характеристики» (далее «ТХ»), входящей в состав общего описания оборудования. Дело в том, что даже для однотипного оборудования объем и содержание текста главы «ТХ», представляемого разными фирмами, существенно различаются между собой и, что самое главное, не соответствуют требованиям, предъявляемым к такого рода документам в РФ. Эти требования заключаются в том, что глава «ТХ» должна содержать в себе нормы на все параметры аппаратуры , необходимые для её проектирования, и объективного сравнения параметров аппаратуры разных производителей, а именно: • параметры, характеризующие условия окружающей среды, механические характеристики, источники электропитания; • параметры, характеризующие ЭМС и прочность изоляции; • параметры, характеризующие мониторинг оборудования и предупредительную и аварийную сигнализацию; • в се параметры, характеризующие входные и выходные интерфейсы, и передаваемые оборудованием сигналы; • допустимые уровни помех типа белого шума, при которых обеспечивается работа канала на рассматриваемой аппаратуре с заданной достоверностью передаваемой информации; • допустимые уровни мешающих сигналов от внешних источников (ВЧ каналов, работающих в общей электрической сети), при которых совместная работа канала на рассматриваемой аппаратуре и каналов на аппаратуре других (произвольных) производителей осуществляется с заданными параметрами по достоверности и надежности. Глава «ТХ» должна быть составлена так, чтобы она могла рассматриваться как самостоятельный документ, имеющий описание всех необходимых параметров и используемый: • д ля включения в состав аттестационной документации с целью её использования для определения соответствия аппаратуры требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» и соответствия реальных значений основных параметров аппаратуры заявленным фирмой значениям; научно‑практическое издание

• д ля получения проектными и другими организациями сведений о важнейших параметрах аппаратуры, знание которых необходимо при проектировании каналов ВЧ связи на рассматриваемой аппаратуре, в том числе и выбора частот канала в соответствии с [3] (далее РУ). Напомним, что выбор частот для канала на аппаратуре данного производителя осуществляется с учетом частот всех имеющихся в рассматриваемой электрической сети каналов, реализованных на аппаратуре разных производителей. Выбор частот должен быть произведён так, чтобы обеспечить ЭМС всех рассматриваемых каналов. При этом выбор производится по алгоритму, требующему для своей реализации набор критериев, описанных в «РУ», по которым определяются взаимные влияния между каналами и условия их допустимости. Критерии, часто применяемые при назначении частот ВЧ каналов в зарубежной практике, в условиях РФ не приемлемы. Это обусловлено тем, что степень загруженности выделенного частотного диапазона (число ВЧ каналов) в зарубежных энергосистемах не идет ни в какое сравнение с тем, что имеет место в энергосистемах России, что приводит к переходу количества в качество. Наличие указанных выше проблем приводит к тому, что в рамках работ по аттестации начинается длительный итерационный процесс, заключающийся в доведении документации и аппаратуры до необходимой кондиции. Это осуществляется как путём переписки экспертов с заводом-изготовителем или обсуждения при их личных встречах по поводу представленной документации, так и дополнительным тестированием представленного на аттестацию оборудования. Это, естественно, требует больших затрат времени как экспертов, так и самих производителей аппаратуры, однако только в результате этого процесса аттестат получает действительно работоспособное оборудование, отвечающее всем требованиям надёжности и достоверности в передаче информации. Формально эти работы, как правило, осуществляются за счёт продления срока действия договора, заключённого на аттестацию. Кроме перечисленных выше причин, затрудняющих проведение аттестации и увеличивающих время, необходимое на её проведение, значительные затруднения вы71

ПРАКТИКА

Шкарин Юрий Павлович Известный специалист в области передачи информации по каналам ВЧ связи по ЛЭП, кандидат технических наук, старший научный сотрудник. Ю.П. Шкарин – автор более чем 80 статей в области его деятельности и 5-ти книг («Волновые процессы и электрические помехи в многопроводных линиях электропередачи» (1973), «Линейные тракты каналов ВЧ связи по линиям электропередачи» (1986), «Специальные измерения ВЧ каналов по линиям электропередачи» (1990), «Высокочастотные тракты каналов связи по линиям электропередачи» (1999), «Расчет параметров высокочастотных трактов по линиям электропередачи» (2001)). Он является участником создания многих нормативных документов, автором алгоритмов широко используемых в России и за рубежом при проектировании каналов ВЧ связи программ Тракт, Noise и Канал. В настоящее время Ю.П. Шкарин является ведущим научным сотрудником ОАО «НТЦ Электроэнергетики».

04 / Декабрь 2011

Аттестация зывает отсутствие полноценной нормативной базы, на основании которой производится аттестация. Так, в существующих утвержденных ОАО «ФСК ЕЭС» документах, на которые можно ссылаться при проведении аттестации, требования к ряду параметров аппаратуры и каналов или устарели, или вовсе отсутствуют. Так, например, отсутствуют утвержденные нормы на: • допустимый уровень помехи в виде синусоидального сигнала с частотой, расположенной в пределах номинальной полосы приёма каналов ВЧ защит и каналов РЗ и ПА; • переходное затухание ВЧ дифсистемы для аппаратуры с передачей сигналов команд РЗ и ПА со смежными полосами частот передачи и приёма; • в ероятность ложного действия и отказа для ВЧ каналов РЗ. Очевидно, что существующие НТД по аппаратуре и каналам ВЧ связи необходимо периодически обновлять, так как из-за быстрого развития информационных технологий они устаревают, как правило, через 4-5 лет. Опыт, полученный при аттестации нового оборудования ВЧ связи, и исследования последних лет позволили уточнить и дополнить существующие нормы. Применение новых и уточнённых нормативов при аттестации должно привести к повышению надёжности каналов на аттестованной аппаратуре и достоверности передаваемой по ним информации. В то же время применение разработанных, но не утверждённых норм на параметры аппаратуры, даже при очевидной необходимости этих норм, вызывает непродуктивные дискуссии с производителями аппаратуры. Из наиболее востребованной при аттестации аппаратуры уплотнения каналов ВЧ связи по ЛЭП нормативной документации можно назвать [1] (далее ТТТ) и [2] (далее МЭК). И тот и другой документ устарели. Так, ТТТ были разработаны и подготовлены к изданию в 2004 году, а утверждены и выпущены в 2008 году. Публикация МЭК выпущена в 1993 году и не касается параметров аппаратуры нового поколения с разделением между сигналами

различных видов передаваемой информации во временной области. Для ускорения производства аттестации аппаратуры ВЧ связи и потенциального улучшения её характеристик и надежности передачи информации необходимо в срочном порядке разработать и утвердить новую редакцию ТТТ, переработанную с учетом накопленного при тестировании оборудования опыта и рекомендаций МЭК [4] и [5]. Кроме того, необходимо исключить ситуацию, когда от момента разработки НТД до их утверждения ОАО «ФСК ЕЭС» и начала их использования проходит два-четыре года, и эти НТД успевают значительно устареть уже к моменту их утверждения. Выводы 1. Для аттестации аппаратуры уплотнения каналов ВЧ связи с передачей сигналов различных видов информации (в том числе и для целей РЗ и ПА) без снижения требований к качеству проведения аттестации необходимо рассмотреть возможность увеличения предельной нормы на время проведения аттестации. 2. Для возможности аттестации аппаратуры ВЧ связи с учетом новых требований к параметрам аппаратуры и потенциального улучшения её характеристик необходимо в срочном порядке разработать и в кратчайшие сроки утвердить новую редакцию ТТТ. 3. Необходимо разработать требования к технической документации, предъявляемой на аттестацию. Литература. 1. «Типовые технические требования к аппаратуре ВЧ связи», Центр производственно-технической информации и технического обучения ОРГРЭС, Москва, 2008 г. 2. IEC 60495 «Single sideband power-line carrier terminals», second edition,1993-0921. 3. «Руководящие указания по выбору частот высокочастотных каналов по линиям электропередачи 35, 110, 220, 330, 500 и 750 кВ», Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-33.060.40.045-2010. Дата введения 06.05.2010. 4. 60834-1. second edition, 1999-10. Teleprotection equipment of power systems – Performance and testing – Part one: command systems. 5. 60834-2. first edition, 1993-06. Performance and testing of teleprotection equipment of power systems – Part two: analogue comparison systems.

НП «СРЗАУ» ЗАО «Чэаз» – 70 лет! Поздравляем с юбилеем! Закрытое акционерное общество «Чебоксарский электроаппаратный завод» (ЗАО «ЧЭАЗ») 428000, Россия, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, д. 5 тел.: (8352) 62-20-99 (департамент продаж комплектных устройств), (8352) 62-04-61 (приемная ген. директора), (8352) 39-57-43 (канцелярия) факс: (8352) 62-72-67 e-mail: cheaz@cheaz.ru www.cheaz.ru Год создания: 1941 О компании: ЗАО «ЧЭАЗ» – электротехнический холдинг, готовый решать комплексные задачи по строительству и реконструкции систем распределения электроэнергии от проектирования до сдачи объекта «под ключ». Основные направления деятельности: • Проектирование систем электроснабжения объектов энергетики и промышленности; • Изготовление электротехнического оборудования напряжением 0,4-110 кВ: • Блочные комплектные трансформаторные подстанции 110/35/6(10) кВ высокой заводской готовности: • Открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 кВ, 35 кВ; • Общеподстанционные пункты управления (ОПУ); • Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) 6(10) кВ; • Блочно-модульные трансформаторные подстанции БМКТП 6(10)/0,4 кВ. • Комплектные распределительные устройства 6(10) кВ; • Низковольтные комплектные устройства распределения электроэнергии и управления электроприводами; • Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики: • Микропроцессорные устройства РЗА для защиты присоединений напряжением 6-35 кВ– серии БЭМП и БЭМП-РУ, напряжением 35-220 кВ – серии ШМ; • Комплекс устройств РЗА на базе терминалов Siprotec для подстанций 110-220 кВ и электрических станций; • Электромеханические и микроэлектронные устройства РЗА на напряжения 0,4-1150 кВ; • Электромеханические и микроэлектронные блоки и реле (тока, напряжения, мощности, частоты, времени, тепловые, указательные, дифференциальные, промежуточные, сдвига фаз). • Низковольтные аппараты управления; • Энергосберегающее оборудование: регулируемые электроприводы, устройства плавного пуска электродвигателей 0,4-6(10) кВ. • Оказание услуг по монтажу, пусконаладочным работам, гарантийному и сервисному обслуживанию поставленного оборудования. Система качества: Система менеджмента качества соответствует требованиям международного стандарта ISO 9001:2008. Аккредитация: ЗАО «ЧЭАЗ» имеет аккредитацию в ОАО «Транснефть», НК «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «Росэнергоатом» и ОАО «ФСК ЕЭС». Заказчики: ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО «Концерн Росэнергоатом», ОАО «Газпром», ОАО «НК «Лукойл», ОАО «НК «Роснефть», ОАО АК «Транснефть», ОАО «Татнефть», Группа компаний «Петропавловск».

04 / Декабрь 2011

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» (ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС») 620028, Россия, Свердловская область, г. Екатеринбург, ул. Татищева, 90-8 тел./факс: (343) 231-46-54(56), 278-60-79, 382-73-00(01) е-mail: oms11@uenserv.ru, www.uenserv.ru Год создания: 1991 Численность персонала: 70 человек Производственные площади: 1200 кв. м Акты и сертификаты: BUREAU VERITAS ISO 9001: 2008, ГОСТ Р, ОАО «ФСК ЕЭС». Области и виды деятельности: • разработка и производство аппаратуры передачи сигналов высокочастотных защит, противоаварийной автоматики и связи; • гарантийное и сервисное обслуживание; • обучение. Производимая продукция: • ПВЗУ-Е – приемопередатчик высокочастотных защит универсальный; • АКА «Кедр» – аппаратура передачи сигналов-команд релейной защиты противоаварийной автоматики (передатчик Tx, приемник Rx); • ШЭ-200-АКА – шкаф управления аппаратурой передачи команд противоаварийной автоматики; • АК «ТриТОН» – аппаратный комплекс организации передачи сигналов команд ПА и РЗ, данных, информации диспетчерского контроля и управления; • Дополнительные устройства: ФР – разделительный фильтр, ВЧ-АВР – блок автоматики включения резервной ВЧ-аппаратуры, СФН – сетевой фильтр-накопитель. Оборудование: • а втоматизированная установка SMD-компонентов на базе AUTOTRONIK_SMT BS384V1-V; • установка проверки электрической безопасности GPI-745A; Технологии: • трафаретная печать; • объемный монтаж печатных плат; • поверхностный монтаж печатных плат;

• имитатор импульсных помех ИИП-4000, ИИП-2000; • автоматизированные стенды; • термошкафы ШСП-0,25-500.

• термоприработка изделий; • микроэлектронно-оптический контроль.

Оборудование в эксплуатации: Свыше 6 500 аппаратов успешно эксплуатируются энергосистемами России, ближнего и дальнего зарубежья. Ежегодно клиентами компании становятся более 100 предприятий. Среди постоянных потребителей – ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «РусГидро», ОАО «Концерн Росэнергоатом», ТГК, предприятия нефтегазовой промышленности и многие другие. География клиентов: На территории России – от Калининграда до Петропавловска-Камчатского, от Мурманска до Грозного, страны СНГ и ближнего зарубежья. Дилер: • ЭКРА-СИБИРЬ (г. Красноярск).

научно‑практическое издание

История

Давайте вспомним

50 лет Воткинской ГЭС В декабре 2011 года исполняется 50 лет со дня пуска первого гидроагрегата Воткинской ГЭС. Надо отметить, что это были времена бурного развития гидроэнергетики: одновременно строилась поистине легендарная Братская ГЭС, первые агрегаты которой заработали в 1961 году. И в том же 1961 году началась закладка бетона в тело плотины Красноярской ГЭС. У меня особое отношение к юбилею Воткинской ГЭС, ведь это событие совпадает с 50-летием моей трудовой деятельности в энергетике, которая началась именно на строительстве этой гидроэлектростанции. В конце 1961 года – 50 лет назад, после окончания Московского энергетического техникума (МЭТ), группа молодых романтиков – Алексей Белотелов, Виктор Макарычев, Валерий Соколов, Виктор

Гидроагрегаты Воткинской ГЭС

Перекрытие реки Кама в 1961 году

04 / Декабрь 2011

Корниенко и Лариса Гришаева – получили распределение на работу в трест «Гидроэлектромонтаж». И первой записью в наших трудовых книжках стала следующая: «электромонтер Воткинского монтажного участка «Гидроэлектромонтаж». Конечно, огромное впечатление произвели два значимых события: перекрытие реки Кама и затопление котлована строящейся ГЭС. Перекрытие реки Кама 6 октября 1961 года запечатлено на публикуемом старом снимке. Увлекательную работу на строительстве Воткинской ГЭС пришлось прервать на 3 года службы в Советской Армии. Но за этот короткий период – почти 4 месяца работы на строительстве Воткинской ГЭС я утвердился в своем окончательном решении по выбору профессии энергетика. Однако, вернемся к нашему «юбиляру». Строительство Воткинской ГЭС было начато в соответствии с распоряжением Совета Министров СССР от 22 марта 1955 года на реке Кама в 350 км ниже города Пермь, близ селения Сайгатка (ныне – город Чайковский) силами управления строительства «Воткинскгэсстрой». Первые два агрегата Воткинской ГЭС были введены в эксплуатацию в декабре 1961 года, а уже в 1963 году был смонтирован и принят в эксплуатацию последний десятый гидроагрегат. Постановлением Совета Министров СССР № 516 9 июля 1966 года Воткинская ГЭС была принята в промышленную эксплуатацию. В состав сооружений Воткинского гидроузла входят: здание ГЭС, водосливная бетонная и земляная плотины, судоходный двухниточный однокамерный шлюз с низовым подход-

ным каналом и защитной дамбой в верхнем бьефе, ОРУ 110, 220 и 500 кВ. На ГЭС установлено 10 гидроагрегатов, суммарная установленная мощность которых составляет 1020 мВт. Среднегодовая выработка ГЭС составляет около 2,3 млрд. кВт·ч электроэнергии. К основным задачам Воткинской ГЭС относятся: работа в пиковой части графика нагрузки, обеспечение оперативного резерва при различных нарушениях и отклонениях планового режима, регулирование водотока реки Камы для обеспечения судоходства и бесперебойной работы водозаборных сооружений городов. Воткинская ГЭС непосредственно связана с Пермской, Удмуртской, Кировской, Башкирской, Свердловской энергосистемами, участвует в автоматическом регулировании частоты и перетоков мощности по линиям электропередачи «Центр – Урал». Как станция с суточным и частично сезонным регулированием, ГЭС покрывает утренние и вечерние пиковые нагрузки в Уральской энергосистеме. В 2005 году Воткинская ГЭС вошла в состав ОАО «ГидроОГК». За это время высокий экономический, производственный и кадровый потенциал гидроэлектростанции был не только сохранен, но и приумножен. Как филиал ОАО «РусГидро», Воткинская ГЭС сегодня успешно решает стоящие перед ней задачи экономического и социального характера. Воткинская ГЭС является значимым фактором региональной экономики, обеспечивающим социальное и промышленное развитие города Чайковский, которому в январе 2012 года исполнится 50 лет. От имени издательства и редколлегии журнала «Релейная защита и автоматизация» поздравляю коллектив Воткинской ГЭС и жителей города Чайковский со знаменательным в их истории событием – 50-летием пуска первого агрегата ГЭС! Главный редактор журнала А.К. Белотелов

ПРАКТИКА

Дорогие коллеги, д рузья!

22 декабря в России традиционно отмечается самый «светлый» праздник – День Энергетика! Для обычного человека энергетика ассоциируется, как правило, с километрами ЛЭП и трубами ТЭЦ. А про свет и тепло он вспоминает только при их отсутствии. Но для специалистов Вашей отрасли – это вся жизнь! Новый год вот-вот начнет «шагать» по стране. Большинство из Вас встретят его дома с семьей и друзьями. А кто-то встретит Новый год на своём очень ответственном, особенно в это время, «энергетическом» посту, и пусть в этот момент их согреет мысль о важности Вашей работы. Пусть 2012 год станет богатым на радостные события, новые идеи и свершения. Пусть энергия добрых дел заряжает окружающих и подпитывает Вас самих. Так будьте счастливы в Новом году и щедро одаривайте своим душевным теплом дорогих Вам людей! Редакция журнала

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

РИЦ « СРЗАУ» Рекламно-информационная поддержка деятельности НП «СРЗАУ» по выработке и продвижению взвешенных решений для реализации согласованной технической политики в ЕЭС России с участием всех заинтересованных лиц, предприятий и организаций разных форм собственности.

Издательская деятельность: Журнал «Релейная защита и автоматизация»; Сборник «Номенклатурный справочник устройств РЗА, ПА и АСУ»; Техническая и научно-методическая литература. Аутсорсинг в области рекламной и PR-деятельности для электротехнических предприятий: Рекламные услуги Разработка оригинал-макетов и контента листовок и каталогов продукции; Разработка рекламных мероприятий по продвижению продукции; Разработка рекламных модулей для размещения в СМИ; Фотосессии на предприятиях и продукции электротехники. PR-услуги Разработка PR-кампаний на электротехническом рынке России; Создание презентационных фильмов; Разработка представительской продукции – буклетов, проспектов, юбилейных книг, flash-презентаций; Организация представительских мероприятий на территории России.

428003, РФ, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И.Я. Яковлева, 3 тел.: (8352) 226-394, 226-395

04 / Декабрь 2011

е-mail: ina@srzau-ric.ru www. srzau-ric.ru

История вНИМАНИЕ

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, Arial Размер шрифта: 11 пт. Формат бумаги: А4.

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

• акт экспертизы; • ходатайство научного руководителя.

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

Требования к формулам:

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

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

Таблицы могут быть с заголовками и без.

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

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

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

• 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: 9пт.

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

• иллюстрации присылать отдельными файлами в форматах:

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

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

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

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

научно‑практическое издание

Внимание

Фотоконкурс

«Я – НЕ Я, НО ЭТО – ПРАВДА «ЭНЕРГЕТИКА»!» Уважаемые читатели! В пилотном (01) номере нашего журнала в конце 2010 года мы объявили фотоконкурс и посвятили его ежегодному празднику – Дню энергетика. Целый год Вы присылали нам фотографии. Напомним, что конкурс проводился по трём номинациям: • «Если б не увидел сам – не поверил», • «Моя самая удивительная командировка», • «Я – фотограф». Фотографии получены. Редакцией подведены итоги. В номинации «Если б не увидел сам – не поверил» лучшей признана фотография (01) Фёдорова Юрия Алексеевича – руководителя подразделения ООО «НПП «Инженерный центр» (г. Чебоксары). Снимок типичной опоры линий 0,4 кВ, сделанный Фёдоровым Ю.А. в 2010 г. во время путешествия по Камбодже, лишний

раз доказывает, что «мир энергетики» разнообразен. В России такую опору линий сложно представить, но, как сказал С.П. Королёв: «Нет преград человеческой мысли». В номинации «Моя самая удивительная командировка» победившей признана фотография (02) Тварнова Павла Владимировича – заведующего сектором отдела электропривода ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары). Термометр, показывающий экстремально низкую температуру (более 50 градусов ниже нуля), лишний раз убеждает, что энергетику, кроме знаний, надо обладать ещё неимоверной силой воли, чтобы не только жить, но и успешно работать в условиях сверхнизких

СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. Бреслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 51 2. Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки 3. КомплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

04 / Декабрь 2011

температур. В номинации «Я – фотограф», по мнению редакции, достоин быть лучшим снимок (03) Емелина Евгения Вадимовича – инженера службы электрических режимов филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» за свой особый взгляд на энергетику. Столб линий электропередач с дорожным «кирпичом», на наш взгляд, отражает всю серьёзность и, в то же время, абсурдность ситуации. Благодарим всех участников Фотоконкурса! Поздравляем победителей! Призы – годовая подписка на журнал «Релейная защита и автоматизация» на 2012 год и сувениры от редакции.

4. 5. 6. 7.

П рософт–Системы, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 57 РАДИУС Автоматика, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 69 У ралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки Э КРА, НПП, ООО . . . . . 2-я стр. обложки, стр. 10-12, стр. 64-65

научно‑практическое издание