Журнал «релейная защита и автоматизация» №1 (06) 2012 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 »

«Релейная защита и автоматизация» – «Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. научно-практическое издание. №01 (06), 2012 год, март. №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», ЗАО «ОРЗАУМ», Белотелов Алексей Константинович. НП «СРЗАУ». ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», Состав редакционной коллегии: Белотелов Алексей Константинович. Состав редакционной коллегии: Главный Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., Главныйредактор – редактор – Белотелов Алексей президент НП «СРЗАУ». Состав редакционной Константинович, к.т.н.,коллегии: президент НП «СРЗАУ» Главныйредакционной редактор – Белотелов Алексей Константинович, Выпускающий редактор – Иванова Наталия Анатольевна. Члены коллегии: к.т.н., президент НП «СРЗАУ». Члены редакционной коллегии: Арцишевский Ян Леонардович, Выпускающий редактор – Иванова Анатольевна. Арцишевский Леонардович, к.т.н.,Наталия МЭИ (Технический к.т.н., доцент –ЯнМЭИ (Технический университет); Члены редакционной коллегии: университет); Дорохин Евгений Георгиевич – Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., МЭИ (Технический Дорохин Евгений Георгиевич – филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; университет); филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович – Дорохин Евгений Георгиевич, Журавлев Евгений Константинович – ОАО «Ивэлектроналадка»; филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин ПавелВладимирович, Владимирович – Илюшин Павел Илюшин Павел Владимирович – ОАО «Холдинг МРСК»; ОАО «Холдинг МРСК» ОАО «Холдинг МРСК»; Караулов Александр Александрович – Караулов АлександрАлександрович, Александрович – Караулов Александр ОАО «ВНИИАЭС»; ОАО «ВНИИАЭС»; ОАО «ВНИИАЭС»; Левиуш АлександрНиколаевич, Ильич, д.т.н. –к.т.н., Козлов Владимир Левиуш Александр Ильич, д.т.н. – ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; ООО НПП «Бреслер»; ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Любарский ДмитрийФедорович, Романович –к.т.н., Лачугин Владимир Любарский Дмитрий Романович – институт «Энергосетьпроект»; ОАО «ЭНИН»; институт «Энергосетьпроект»; Маргулян АлександрИльич, Михайлович – Левиуш Александр д.т.н., Маргулян Александр Михайлович – ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; ЗАО «НОВИНТЕХ»; ЗАО «НОВИНТЕХ»; Любарский Дмитрий Романович, Нагай Владимир Иванович, д.т.н., Нагай Владимир Иванович, д.т.н., институт «Энергосетьпроект»; профессор – Южно-Российский государственный технический профессор – Южно-Российский Маргулян Александр Михайлович, университет; государственный технический университет; ЗАО «НОВИНТЕХ»; Орлов Юрий Николаевич – Орлов Юрий Николаевич – Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор, ОАО "Фирма ОРГРЭС"; филиал ОАО «ИЦ ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС»; Южно-Российский государственный технический ун-т; Петров Сергей Яковлевич – Петров Сергей Яковлевич – Орлов Юрий Николаевич, ЗАО «ОРЗАУМ»; ОАО «Фирма ОРГРЭС»; ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович – Петров Сергей Пуляев ВикторЯковлевич, Иванович – ОАО «ФСК ЕЭС»; ЗАО «ОРЗАУМ»; ОАО «ФСК ЕЭС»; Шевцов Виктор Иванович, Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ – Пуляев Виктор Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., Чувашский государственный университет; ОАО «ФСК ЕЭС»; профессор, член СИГРЭ – Чувашский Шуин Владимир Шевцов Виктор Александрович, Митрофанович,д.т.н., к.т.н.,профессор – профессор, Ивановский государственный университет;университет. государственный энергетический член СИГРЭ , Чувашский государственный университет; Шуин Владимир Александрович, д.т.н., Дизайн и верстка: Качанова Ирина,д.т.н., e-mail: design@srzau-ric.ru Шуин Владимир Александрович, профессор, профессор – Ивановский государственный Ивановский государственный энергетический университет. редакция журнала: энергетический университет. Адрес: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, прДизайн и верстка: кт И. Яковлева, 3, Качанова Ирина, e-mail: design@srzau-ric.ru Адрес редакции: редакция журнала: тел.: (8352) 226-394, 226-395 428003, Россия, Чувашская Республика, Адрес:ina@srzau-ric.ru 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, e-mail: г. Чебоксары, пр-т3,И. Яковлева, 3, пр-кт И. Яковлева, Главный редактор: тел.: (495) (8352) 226-394, 226-395, e-mail: тел. глав. редактора: (495) 984‑29‑05, доб. 231, тел.: 984-29-05, добавочный 231ina@srzau-ric.ru Главныйinfo@srzau.ru редактор: e-mail: e-mail: info@srzau-np.ru тел.: (495) 627-10-57, добавочный 231, e-mail: info@srzau-np.ru

Дизайн, верстка и печать журнала: печать: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д печать: ООО «НН ПРЕСС», 428031, г. Чебоксары, ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия,Россия, г. Чебоксары, Машиностроителей, д. 1с. д. 1с. пр-д Машиностроителей, пр-д Машиностроителей, д. 1с,

тел.: (8352) 28-26-28, 28-26-00 Редакция Редакцияне несет не несетответственности ответственности за достоверность за достоверностьрекламных рекламныхматериалов. материалов. Редакция не несет ответственности Рекламируемая продукция подлежит обязательной Рекламируемая продукция подлежит обязательной за достоверность рекламных материалов. сертификации сертификациии лицензированию. и лицензированию. Рекламируемая продукция подлежит размещенных Перепечатка,цитирование цитирование и копирование размещенных Перепечатка, и копирование обязательной сертификации в журналепубликаций публикаций допускается только со ссылкой в журнале допускается только со ссылкой и лицензированию. на издание. на издание.

Уважаемые коллеги и читатели журнала! Первый номер 2012 года открывает второй год жизни нашего журнала. Несмотря на «младенческий» возраст, журнал крепко встал на ноги и приобрел известность и популярность не только в России, но и за рубежом. Подводя итоги 2011 года, надо отметить, что мы не только выпускали журнал, но и организовали проведение в рамках выставки «Электрические сети России-2011» Научно-практической конференции на актуальную тему «Интеллектуальная электроэнергетическая система России – предпосылки и перспективы». В этом номере, помимо информации об упомянутой выставке и конференции, публикуется ряд статей в развитие докладов из программы конференции. Начало 2012 года было богато на события. И мы не обошли вниманием такие события как: посещение Президентом Российской Федерации Д. А. Медведевым НПП «ЭКРА», 90-летие одного из авторитетнейших специалистов в области релейной защиты и автоматики энергосистем С.Я. Петрова и, наконец, 20-летие НПП «Бреслер», специалисты которого являются постоянными авторами публикаций на страницах нашего журнала. Как уже отмечалось, основу журнала составляют две крупные рубрики НАУКА и ПРАКТИКА, и порой трудно провести границу по публикациям. По крайней мере, научные статьи, публикуемые в нашем журнале, в основном, имеют прикладной характер. Обращает на себя внимание публикация о всережимном моделирующем комплексе реального времени, разработанном в Национальном исследовательском Томском политехническом университете. Тему моделирования продолжают статьи НПП «Бреслер» и компании «ЭнЛаб». Преобладающее количество публикаций посвящено теме интеллектуальной электроэнергетической системы и цифровым подстанциям и, конечно, продолжается тема практического применения стандарта МЭК 61850. Здесь интересна статья специалиста компании ОМИКРОН по испытаниям в соответствии со стандартом МЭК 61850. Как всегда, в очередном номере журнала представлены статьи наших постоянных и новых авторов по актуальным вопросам разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП. Не буду останавливаться на этих публикациях. Все они, на мой взгляд, представляют интерес для специалистов электроэнергетической отрасли. Уважаемые читатели! Надеюсь, в публикациях этого номера журнала,Вы найдете ответы на проблемные вопросы, которые возникают в Вашей повседневной профессиональной деятельности. Ждем от Вас откликов и публикаций на волнующие Вас темы. Для нас очень важна «обратная связь».

Перепечатка, цитирование и копирование

Регистрационное свидетельство ПИ № ФС77-44249 размещенных в журнале публикаций Регистрационное свидетельство На обложке: г.только Чебоксары, Дом Правительства. допускается со ссылкой на издание. ПИ № ФС77-44249.

С уважением, Главный редактор Алексей Белотелов

Cодержание:

стр.

1. События:

•  Оценки Президента России . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 • Поздравляем. К 90-летию Сергея Яковлевича Петрова . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 05 •  Молодежь – «локомотив» электроэнергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 •  Оценка профессионализма персонала РЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 08 • Первый в России проект «Цифровая подстанция» будет реализован в Республике Татарстан . . . . . 10 •  НП «СРЗАУ» на выставке «Электрические сети России-2011» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 •  Традиции сохраняем (интервью с ген. директором НПП «Бреслер») . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2. Наука: Релейная защита: •  Бычков Ю.В., Васильев Д.С., Павлов А.О. Алгоритмические модели в релейной защите . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 •  Бычков Ю.В., Павлов А.О. Многостороннее ОМП: проблемы и решения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 •  Вайнштейн Р.А., Юдин С.М., Доронин А.В., Наумов А.М. Защита от замыканий на землю в обмотке статора генераторов при различных первичных схемах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 •  Дмитренко А.М., Казакова Е.Ю., Атаманов М.Н. Анализ переходных процессов дифференциальных защит трансформаторов с мощной двигательной нагрузкой. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 ЭМС: •  Сарылов О.В., Свентицкий А.А. Проведение сравнительных испытаний на экранирование и устойчивость к электромагнитным воздействиям новых типов кабелей для промышленных энергетических объектов (продолжение) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3. Практика: Релейная защита: •  Силаев Ю.М.  Релейная защита от плавкой вставки до микропроцессора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Автоматика: •  Боровиков Ю.С., Прохоров А.В., Сулайманов А.О. Всережимный моделирующий комплекс реального времени и его использование для решения задач управления в ИЭС ААС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 РЗА: •  Кузьмичев В.А., Коновалова Е.В., Сахаров С.Н., Захаренков А.Ю. Ретроспективный анализ работы устройств РЗА в ЕНЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Испытания: •  Законьшек Я., Славутский А.Л. Цифровое моделирование современных энергосистем в реальном времени . . . . . . . . . . . . . . . . 66 •  Зайцев Б.С., Григорьева А.В. Основные проблемы автоматизации диагностики современных устройств РЗА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 МЭК 61850: • Т. Шоссиг Тестирование устройств в рамках стандарта МЭК 61850 (редакция 2). Обобщенный анализ . . . . . . . . . . . . 76 ЭМС: •  Шаблов А.И. Устойчивая и надежная работа технологического оборудования на объектах электроэнергетики – безопасность эксплуатации электрических сетей . . . . . . . . . 82 АСУ: •  Горелик Т.Г., Кириенко О.В. Автоматизация энергообъектов с использованием технологии «Цифровая подстанция». Первый российский прототип. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86

4. История:

•  Успенский M.И. Из истории исследований в области микропроцессорных программируемых защит оборудования ЭЭС . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

5. Требования к оформлению статей научно‑практическое издание

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 3

События

ОЦЕНКИ ПРЕЗИДЕНТА РОССИИ 27 февра ля 2012 года, в рамках своего визита в Чувашскую Республику, Президент Российской Федерации Дмитрий А натольевич Медведев посетил нау чно-производственное предприятие «ЭКРА». Напомним, что это предприятие является членом НП «СРЗАУ» и одним из у чредителей нашего журна ла.

Генеральный директор НПП «ЭКРА» О.Л. Саевич вкратце рассказал Президенту о работе молодежи предприятия в области инноваций. Д.А. Медведев побывал в Негосударственном образовательном учреждении «Научно-образовательный центр «ЭКРА» (НОУ «НОЦ «ЭКРА»), которое было учреждено для решения задач повышения квалификации экс4

01 / Март 2012

плуатационного персонала, обслуживающего микропроцессорную аппаратуру РЗА, и проведения исследовательских работ, в том числе с участием вузовской молодежи. Глава государства посетил лаборатории НОУ «НОЦ», в одной из которых проводились занятия для группы магистрантов Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова (ЧГУ). Молодые люди ответили на заданный Д.А. Медведевым вопрос «о размере материальной поддержки магистрантов», озвучив величину своей зарплаты, которую они получают, будучи включены в штат НПП «ЭКРА». Услышав ответ: «От 10 000 рублей», Глава государства отметил ее как «вполне приличную». Директор НОУ «НОЦ» А.А. Никитин проинформировал Президента о том, что в центр приезжают молодые специалисты не только со всей России, но и из стран СНГ. Это позволяет зарабатывать деньги и платить достойные зарплаты преподавателям из числа вузовских сотрудников. На эти слова из уст Президента прозвучала такая оценка: «Если высшая школа сама деньги зарабатывает, цены нет такой школе». На НПП «ЭКРА» Глава государства посетил отдел перспективных разработок релейной защиты и автоматики для сетевого комплекса, где молодые инженеры – аспиранты ЧГУ представили ему свои разработки. Д.А. Медведев вместе с ними понаблюдал за процессом тестирования новых устройств РЗА на базе комплекса RTDS, моделирующего различные режимы работы энергосистемы. Позже, на открытии заседания Президиума Госсовета по вопросам поддержки талантливых детей и молодежи, Д.А. Медведев подчеркнул «исключительную важность» поддержки образовательного процесса со стороны предпринимателей и выразил уверенность в том, что «подобные инвестиции обеспечивают компаниям долгосрочные перспективы развития». Иванова Н.А.

События

Поздравляем!

К 90 -летию Сергея Яковлевича Петрова

Сергей Яковлевич Петров

С.Я. Петров и коллектив ОРЗАУМ

Представители 3-х поколений релейщиков ОРЗАУМ

17 января 2012 года исполнилось 90 лет Сергею Яковлевичу Петрову – одному из известных в России специалистов электроэнергетической отрасли, стоявшему у истоков формирования и развития одной из сложнейших областей научно-технических знаний, называемой «Релейная защита и автоматика (РЗА)». Сергей Яковлевич Петров родился в городе Ачинск Красноярского края в 1922 году. Вырос и окончил школу с отличием в городе Феодосия (Крым). В 1939 году поступил в Московский энергетический институт (МЭИ), но учеба в нем была прервана в 1941 году началом Великой Отечественной войны. Сергей Яковлевич добровольно ушел на фронт: был направлен в военное училище и окончил его в звании лейтенанта. В декабре 1942 года был тяжело ранен под Сталинградом. В марте 1944 года после долгого лечения возобновил учебу в МЭИ и в 1947 закончил этот вуз по специальности «инженер-электрик». Вся дальнейшая многолетняя трудовая деятельность Сергея Яковлевича была связана с ОРЗАУМ (отдел релейной защиты, автоматики, устойчивости и моделирования), который был сначала в составе института «Теплоэлектропроект», а затем при создании института «Энергосетьпроект» ОРЗАУМ перешел туда в полном составе во главе с А.М. Федосеевым. В институте «Энергосетьпроект» Сергей Яковлевич проработал до 2008 года и занимался самыми разнообразными проектами – от защит генераторов до защит высоковольтных линий электропередач. Длительное время занимал должность заместителя главного инженера института и курировал, в том числе, работу ОРЗАУМ. Он был представителем СССР в 34-ом Исследовательском Комитете CIGRE, участвовал в международных проектах в Индии и в Болгарии. Сергей Яковлевич Петров имеет боевые награды, а также отраслевые и государственные награды, полученные в мирное время. Лауреат Ленинской премии, разработчик систем РЗА различных поколений – он является для отечественных релейщиков общепризнанным экспертом в области сложнейших вопросов теории и практики РЗА. С 2008 года до настоящего времени Сергей Яковлевич Петров работает в ЗАО «ОРЗАУМ» в должности главного специалиста в области релейной защиты и автоматики энергосистем. Он продолжает консультировать специалистов и других организаций, являясь активным участником процесса внедрения интеллектуальных систем релейной защиты. При его непосредственном и активном участии выполняются проектные работы с использованием микропроцессорных устройств РЗА мировых и отечественных производителей. Надо отметить, что Сергей Яковлевич является одним из первых в России разработчиков методики выбора уставок микропроцессорных устройств РЗА компании АВВ. Ученый с мировым именем Петров Сергей Яковлевич для всех поколений релейщиков всегда был и остается примером творческого и ответственного отношения к делу, высочайшей порядочности и объективности. В этом и кроется секрет его уникального творческого долголетия. Редколлегия и редакция журнала «Релейная защита и автоматизация», Некоммерческое Партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», ЗАО «ОРЗАУМ», многочисленные коллеги и друзья поздравили Сергея Яковлевича Петрова с юбилейной датой и пожелали ему «доброго здоровья и дальнейшего творческого долголетия в энергетике».

Дед и внук

научно‑практическое издание

События

Выставки и конференции

МОЛОДЕЖЬ – «ЛОКОМОТИВ» ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ 22–25 ноября 2011 года в г. Самара, на базе Самарского государственного технического университета (Самарского ГТУ), прошла 2-ая нау чно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи». Первая прошла годом раньше в Ура льском федера льном университете имени первого Президента России Б.Н. Ельцина. Как и в 2010 году, главными организаторами выступили: ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» и благотворительный фонд «Надежная смена».

Участники секции «Автоматика и противоаварийное управление ЭЭС» на экскурсии в ОДУ Средней Волги (на фоне Главного щита)

Цель конференции – развитие научного и творческого потенциала молодых исследователей в области электроэнергетики, подбор кадрового резерва в филиалы ОАО «СО ЕЭС» и научно-образовательные учреждения. «Организуя этот форум, мы даем наиболее талантливым и энергичным молодым специалистам возможность реализовать свой творческий потенциал и успешно встроиться в процесс научно-технического развития. Быть оцененными, востребованными и полезными для отрасли», – отмечал Председатель Правления ОАО «СО ЕЭС» Борис Аюев. Он также подчеркнул, что диалог профессионалов-практиков с одаренной научной молодежью, заинтересованной в развитии энергетики, необходим для раз6

01 / Март 2012

вития отрасли, так как он помогает рождению новых технических решений, взглядов и подходов. В работе конференции приняли участие руководители и специалисты системного оператора, ведущие представители научного сообщества, представители органов власти региона, студенты и аспиранты технических вузов, молодые специалисты электроэнергетической отрасли. На конференцию приехали участники из многих городов России и зарубежья: Иванова, Иркутска, Казани, Кемерова, Красноярска, Кургана, Москвы, Новосибирска, Пятигорска, Самары, Санкт-Петербурга, Ставрополя, Сыктывкара, Томска, Уфы, Хабаровска, Чебоксар, Челябинска. Вторая конференция из Всероссийской переросла в Международную благодаря участию в ней студентов и аспирантов технических вузов Казахстана, Риги (Латвия), Украины и Белоруссии. Некоторые из них не смогли приехать по материальным причинам, но представили свои доклады, опубликованные в 3-томном «Сборнике докладов…», изданном к открытию конференции. В докладах большое внимание было уделено новым информационным и компьютерным технологиям в диспетчерском управлении, в решении задач развития электроэнергетических систем, управлению ЭЭС в условиях конкурентного рынка. Поднимались и вопросы подготовки специалистов в системе уровневого образования «бакалавр-магистр». В 2011 году в работе конференции приняло участие 327 человек. В общей сложно-

События

Выставки и конференции

Выступление аспиранта КНИТУ-КАИ Жегалова А.А.

сти было представлено 226 научно-практических докладов, из которых 70 сделали сотрудники Системного оператора. В рамках конференции работа велась по 6 направлениям (секциям): • математическое моделирование и управление электроэнергетическими системами; • автоматика и противоаварийное управление энергосистемами; • оценка технического состояния и диагностика в современных электрических системах; • эксплуатация и инновационное развитие электроэнергетических систем; • рынок в электроэнергетике; • подготовка специалистов для электроэнергетики. Руководителем секции «Автоматика и противоаварийное управление электроэнергетическими системами» был назначен профессор Казанского национального исследовательского технического университета им. А.Н. Туполева (КНИТУ-КАИ), д.т.н. Гарке Владимир Георгиевич, который активно сотрудничает с нашим журналом. Оценивая результаты работы руководимой им секции, он подчеркнул «…явный интерес молодых ученых к исследовательской работе в области релейной защиты, автоматики и управления. Особенно следует отметить активность аспирантов, что дает надежду на появление новых высококвалифицированных кадров в электроэнергетике в ближайшее время». Программным комитетом, в состав которого вошли руководители и специалисты Системного оператора и преподаватели вузов, были определены лучшие доклады – по три в рамках каждого научного направления. Из 18 лучших докладов 7 сделаны научно‑практическое издание

представителями филиалов ОАО «СО ЕЭС», 7 – студентами и аспирантами вузов, три – сотрудниками проектных институтов, один – представителем энергетической компании. На секции «Автоматика и противоаварийное управление электроэнергетическими системами» такими докладами были признаны следующие: Конова Елена Александровна, кстати ее доклад на первой конференции также был назван в числе лучших (Казанский национальный исследовательский технический университет» им. А.Н. Туполева (КНИТУ-КАИ), г. Казань); Иванов Игорь Юрьевич (филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана, г. Казань) «Инновационное решение по расширению возможностей применения ДФЗ ЛЭП»; «Новый подход к расчёту дистанционных защит ЛЭП напряжением 110-220 кВ»; Стеценко Анна Сергеевна (филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Востока, г. Хабаровск) «Реконструкция системы противоаварийного управления в операционной зоне филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Востока в связи с вводом ВЛ 500 кВ Амурская – Хэйхэ (до государственной границы с КНР) для передачи мощности через ВПТ в КНР». Подводя итоги конференции, сопредседатель оргкомитета – Генеральный директор Филиала ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Средней Волги» (ОДУ Средней Волги) Олег Громов подчеркнул: «Модернизация и построение экономики, основанной на высокотехнологичных отраслях, таких как электроэнергетика, невозможны без качественной подготовки специалистов. А этого можно достичь только совместными усилиями вузов и предприятий. Мы внимательно присматриваемся к студентам, отбираем наиболее способных ребят и организуем их стажировку в региональных диспетчерских управлениях Системного оператора. Таким образом, они получают свой первый опыт работы на одном из самых сложных и ответственных направлений электроэнергетики». (Подготовлено по материалам Интернет-ресурсов)

События

ОЦЕНКА ПРОФЕССИОНАЛИЗМА ПЕРСОНАЛА РЗА ОАО «ФСК ЕЭС» уделяет повышенное внимание росту профессионального мастерства своих сотрудников. Компания регулярно проводит тренинги, деловые игры, противоаварийные тренировки, инструктажи и стажировки персонала. Цель проведения подобных мероприятий – повышение профессионализма сотрудников Федеральной сетевой компании, качества и безопасности их работы. Этим целям отвечают и проведенные с 28 ноября по 1 декабря 2011 года в ОАО «ФСК ЕЭС» Межрегиональные соревнования специалистов служб релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА). Они состоялись в Центре тренажерной подготовки персонала Филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра – специализированной производственной базы «Белый Раст». Впервые такие соревнования прошли в 2005 году.

Команды перед началом соревнований

Межрегиональным соревнованиям предшествовали региональные в филиалах ОАО «ФСК ЕЭС». Состязания проходили как на действующих ПС, так и в Центрах подготовки персонала соответствующих филиалов. Релейщики демонстрировали свое мастерство в работе с различными устройствами РЗА, знание нормативных документов и правил охраны труда. Команды, победившие в региональных состязаниях, отправились на межрегиональные соревно8

01 / Март 2012

вания в Москву. В состав каждой из команд вошли руководитель и два члена команды. Для организации и руководства проведением соревнований были сформированы оргкомитет и главная судейская комиссия. Главным судьей соревнований был назначен начальник Департамента РЗА и ПА ОАО «ФСК ЕЭС» В.И. Пуляев, а судьями – заместитель начальника Департамента РЗА и ПА А.А. Ермаков, начальник отдела системного анализа Департамента ТН и А М.В. Смага, заместитель начальника службы РЗА ОАО «СО ЕЭС» А.Н. Владимиров. Для оценки прохождения каждого из этапов были организованы судейские бригады из двух человек. В их состав были включены начальники служб РЗА МЭС. Соревнования были разбиты на 8 этапов: проверка знаний действующих правил и инструкций, организация производства работ на устройствах РЗА, проверка трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, проверка панели ЭПЗ-1636, проверка ВЧ-канала и ВЧ-поста «ПВЗУ-Е», проверка микропроцессорной защиты ДФЗ, проверка микропроцессорных терминалов защиты резервных защит ВЛ 500 кВ, и, в заключение, анализ работы устройств РЗА при аварийном нарушении. Для проведения последнего этапа была смоделирована аварийная ситуация. Очередность прохождения этапов командами была определена жеребьевкой. Текущие результаты прохож-

События

дения этапов оперативно отражались на информационном табло. Прохождение каждой командой очередного этапа оформлялось протоколом. На заключительном заседании Главной судейской комиссии с участием судейских бригад всех этапов и на основании «Итоговых протоколов этапов» был составлен «Итоговый протокол по результатам проведения Межрегиональных соревнований персонала РЗА филиалов ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС». В острой конкурентной борьбе на первое место с результатом 826 очков вышла команда МЭС Сибири, второе место заняла команда МЭС Центра с небольшим отрывом в 10 очков. Третье место досталось команде МЭС Западной Сибири, набравшей 767 очков. Команды-победители были отмечены дипломами, а участники команд – почетными грамотами и ценными подарками. В добавление к ценным призам все ко-

Проверка электромеханических реле

Проверка микропроцессорного терминала (этап 7)

ревнований продемонстрировали высокий профессионализм, а все мероприятия прошли на высоком организационном и техническом уровне. Теперь членам судейских бригад предстоит провести детальный анализ прошедших соревнований для выработки предложений по совершенствованию содержания и методики проведе-

научно‑практическое издание

манды получили в подарок от нашей редакции комплекты журнала. Выражаем надежду и уверенность в том, что почерпнутые с его страниц знания будут способствовать профессиональному росту релейщиков и особенно пригодятся при работе на цифровой технике. Лейтмотивом проведенных соревнований уже давно стал девиз: «Не ликвидировать аварию, а не допустить ее». Как сказал в заключении главный судья соревнований – начальник Департамента РЗА и ПА ОАО «ФСК ЕЭС» В.И. Пуляев, «подобные состязания не только помогают определить лучших, но и способствуют распространению передового опыта работы и расширению технического кругозора, укреплению дружбы и сотрудничества специалистов из различных регионов России». Как и в прошлые годы, участники со-

ния будущих состязаний. Следующие Межрегиональные соревнования персонала РЗА ОАО «ФСК ЕЭС» запланированы для проведения в 2014 году. (Подготовлено с использованием материалов корпоративного сайта и газеты «Единая сеть» ОАО «ФСК ЕЭС».)

События

Выставки и конференции

ПЕРВЫЙ В РОССИИ ПРОЕКТ «ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ» БУДЕТ РЕАЛИЗОВАН В РЕСПУБЛИКЕ ТАТАРСТАН Республика Татарстан является одним из лидеров в области внедрения передовых и инновационных технологий в электроэнергетике. Работа по повышению энергоресурсоэффективности в ОАО «Сетевая компания» Республики Татарстан (РТ) ведется в соответствии с законом об энергосбережении РФ и «Программой по энергосбережению и повышению энергетической эффективности на 2011-2015 годы». Ежегодно разрабатывается план организационно-технических мероприятий, согласно которому и ведется постоянная работа по повышению эффективности передачи и распределения электроэнергии. Например, благодаря совершенствованию системы у чета, с 2007 года наблюдается положительная тенденция к снижению потерь электроэнергии.

Модель Цифровой ПС на стенде ОАО «Сетевая компания» РТ

7 декабря 2011 года, в рамках проводимого симпозиума и выставки на территории ВЦ «Казанская ярмарка», состоялось ежегодное заседание Правительства РТ, посвященное ходу реализации республиканской долгосрочной целевой Программы по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в РТ до 2020 года. 10

01 / Март 2012

На нем были подведены официальные итоги республиканского смотра-конкурса «Ресурсоэффективность. Энергосбережение» и состоялось награждение победителей. ОАО «Сетевая компания» награждено дипломом за активное участие в реализации долгосрочной целевой программы «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Татарстан на 2010-2015 годы и на перспективу до 2020 года». В 2010 году ОАО «Сетевая компания» Татарстана инициировала осуществление на обслуживаемой территории инновационного проекта «Умная сеть». Он предусматривает создание автоматизированной электрической сети, сочетающей в себе инструменты управления и контроля, информационные технологии и средства коммуникации. Первые шаги в этом направлении уже сделаны: интегрированы в систему интеллектуальные многоцелевые счётчики энергии, созданы автоматизированные системы контроля потерь электроэнергии, с целью организации интеллектуального учета внедряется макет межсерверного обмена под управлением ПО ИИС «Пирамида», начат проект «Цифровая подстанция». Для его осуществления еще в 2010 году было за-

События

Выставки и конференции

Выступление аспиранта КНИТУ-КАИ Жегалова А.А.

Обсуждение деталей проекта со специалистами

Т.Г. Горелик представляет совместный проект российских

ОАО «Сетевая компания»

разработчиков и производителей

ключено Генеральное соглашение об организации стратегического сотрудничества в области интеллектуальной электроэнергетики между Министерством энергетики Республики Татарстан и одним из «идеологов» будущего российской электроэнергетики – ОАО «НИИПТП». Проект «Цифровая подстанция», в составе общего инновационного проекта «Региональная интеллектуальная сеть в Республике Татарстан», вошел в Программу энергосбережения и повышения энергетической эффективности РТ на 2011-2015 годы и далее до 2020 года. Создание макета, прототипа, действующего полигона для испытания элементов цифровой подстанции и, в конечном итоге, строительство такого объекта в ОАО «Сетевая подстанция» рассчитаны на 2012-2014 годы. Для выполнения намеченных планов в 2011 году было подписано соглашение между ОАО «НИИПТ», ЗАО «Профотек», ООО «ЭнергопромАвтоматизация» и ООО НПП «ЭКРА». Как результат этого плодотворного сотрудничества ОАО «Сетевая компания» с передовыми российскими компаниями, первый российский прототип цифровой подстанции и был представлен на XIII международной специализированной выставке «Энергетика. Ресурсосбережение-2011» в г. Казань. Работа над этим проектом принесла еще одну награду ОАО «Сетевая компания» – диплом 1 степени по результатам конкурса «Энергоэффективное оборудование и технологии» в номинации «Лучший дебют в энергетике» за проект «Цифровая подстанция». научно‑практическое издание

После осмотра выставки «Энергетика. Ресурсосбережение» премьер-министр республики Татарстан Ильдар Халиков и министр энергетики Республики Татарстан Ильшат Фардиев высоко оценили уровень разработок НПП «ЭКРА», ЗАО «ПРОФОТЕК», ООО «ЭнергопромАвтоматизация», ОАО «НИИПТ» и подтвердили свои намерения по построению первой цифровой подстанции с использованием российского оборудования на территории республики. Опытной площадкой выступит подстанция «Магистральная» 220/110/10 кВ, питающая инфраструктуру объектов будущей Универсиады-2013. Успешная реализация пилотного проекта цифровой подстанции откроет широкую перспективу для российской энергетики и будет способствовать скорейшему внедрению инновационных технологий и развитию интеллектуальных сетей в Российской Федерации. (Подготовлено по материалам сайтов ОАО «Сетевая компания» и ООО НПП «ЭКРА»)

События

Выставки и конференции

НП «СРЗАУ» НА ВЫСТАВКЕ «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ РОССИИ-2011» С 29 ноября по 2 декабря 2011 года в выставочном павильоне №69 ВВЦ (г. Москва) прошла ежегодная XIV международная выставка «Электрические сети России-2011» (далее – выставка). Выставка проводилась при поддержке Министерства энергетики РФ и ОАО «Холдинг МРСК». Это обстоятельство и предопределило основную направленность и тематику проводимых мероприятий.

Фото 1. Церемония открытия

Фото 2. Руководители ОАО «Холдинг МРСК» на пресс-конференции

Фото 3. Пресс-конференция

01 / Март 2012

В первый день работы выставки, перед официальной церемонией ее открытия, руководители ОАО «Холдинг МРСК» провели прессконференцию. Были заданы разноплановые вопросы, касающиеся как кадровой, так и технической политики ОАО «Холдинг МРСК». В пресс-конференции от ОАО «Холдинг МРСК» приняли участие заместители генерального директора Б.И. Механошин и А.В. Санников, а также директор по стратегии, развитию и инновациям Д. Панков, генеральный директор ОАО «НИИЦ МРСК» В.А. Юрков. Отвечая на первый вопрос о событиях, прошедших за год после предыдущей выставки, Б.И. Механошин отметил наиболее значимые события: утверждение советом директоров новой технической политики, сдача в эксплуатацию первой очереди Системы аварийно-восстановительных работ и своевременное получение всеми без исключения компаниями холдинга Паспортов готовности к работе в осенне-зимний период 2011-2012 гг. Б.И. Механошин также одним из главных событий назвал «переход деятельности ОАО «Холдинг МРСК» из режима цикличности в режим готовности». На вопрос о сдерживающих факторах при внедрении Smart Grid последовал ответ об отсутствии таковых, за исключением финансовых и точного определения термина «Smart Grid». Работа в направлении превращения сетей в «умные» уже ведется, и одно из подтверждений этому – перевод в Пермском крае части ВЛ в режим активно-адаптивной работы. Что касается кадровой политики, то в ОАО «Холдинг МРСК», с целью привлечения молодых кадров, запущено несколько проектов, среди которых: воссоздание системы начального профессионального образования и

События

Выставки и конференции

Фото 4. Открытие конференции

формирование молодежного кадрового резерва «Молодая опора Холдинга МРСК». В вузах всей страны идет отбор талантливой молодежи. Пополнение приходит также из МИЭП и МГИМО, где выпускники других вузов получают второе высшее образование в сферах энергетической дипломатии и международного энергетического сотрудничества. На вопрос главного редактора нашего журнала А.К. Белотелова о ситуации с нормативно-технической документацией ответил В.А. Юрков. Он сказал, что в ОАО «Холдинг МРСК» издан приказ по перечню основных документов, которые необходимо переработать. Но текущее состояние дел пока полностью не выявлено. Нет легитимности, т.е. правового статуса, у многих технических документов, среди которых ПУЭ, ППР, нет правовой основы у деятельности по расчистке просек, отчуждения земель под строительство энергообъектов и т.д. Для такой серьезной и обширной работы очень не хватает квалифицированных кадров. Неожиданным стал вопрос не от представителя СМИ, а от специалиста одной из проектных организаций, которая констатировала, что, по ее мнению, в России «проектное дело и интересы эксплуатации вошли в противоречие с законами рынка». В качестве выхода из сложившейся ситуации, со ссылкой на зарубежный опыт,

Фото 5. В зале конференции

отечественным производителям было предложено взять на себя функции проектирования. Отвечая на этот вопрос, Б.И. Механошин отметил, что ОАО «Холдинг МРСК» заинтересован в типизации проектов, обеспечивающих недорогие и надежные решения, а также в выстраивании долговременных отношений с производителями электрооборудования. Тему продолжил заместитель генерального директора ОАО «Холдинг МРСК» А. Санников: «В холдинге создана рабочая группа по типовым проектам, уже приняты типовые требования к проектированию ВЛ. В 1-ом квартале 2012 года планируем завершить такую работу по подстанциям». Выставку открывал председатель правления ОАО «Холдинг МРСК» Н.Н. Швец. В своем выступлении он отметил «высокую значимость этого события для развития российского распределительного электросетевого комплекса». На этот раз участниками выставки стали около 450 отечественных и зарубежных компаний, работающих в области передачи и распределения электроэнергии. НП «СРЗАУ» традиционно приняло самое активное участие в выставке: на стендах показали свои достижения 16 организаций-членов партнерства. Большим разнообразием новинок отличался стенд НПП «ЭКРА». На нем были представлены следующие последние разработки: • шкаф серии ШЭ2607 152 – основные и

научно‑практическое издание

резервные защиты трансформатора, автоматика управления выключателем, РПН; • шкаф серии ШЭ2710 591 – дифференциальная защита линии 500 кВ, комплекс ступенчатых защит, ОАПВ (с поддержкой протокола МЭК 61850); • шкаф линейной противоаварийной автоматики серии ШЭЭ223-0301; • с тенд с новыми терминалами «ЭКРА» серии ЭКРА 211. Особый интерес у посетителей выставки вызвали разработки НПП «ЭКРА» в области цифровых ПС: на стенде была представлена совместная работа защит подстанционного оборудования, противоаварийной автоматики и контроллера присоединения производства НПП «ЭКРА» под управлением системы EKRASCADA через терминальный интерфейс и вебинтерфейс по протоколам МЭК 61850-8-1 (MMS, GOOSE), МЭК 60870-5-104, SPA-Bus. В рамках совместной выставочной экспозиции НПП «ЭКРА», ЗАО «ПРОФОТЕК», ООО «ЭнергопромАвтоматизация» и ОАО «НИИПТ» была продемонстрирована работающая модель ячейки цифровой ПС, включающая в себя следующее оборудование: • у стройство релейной защиты БЭ2704 022 с поддержкой протокола МЭК 61850-9-2 производства ООО НПП «ЭКРА»; • контроллер присоединения с поддержкой протоколов МЭК 61850-9-2 и МЭК 61850-8-1, а также SCADA-система от ООО «ЭнергопромАвтоматизация»; • волоконно-оптические преобразовате13

События

Выставки и конференции

Фото 6. Модель цифровой ПС на стенде «ЭнергопромАвтоматизация»

Фото 7. Стенд НПП «ЭКРА»

Фото 8. Стенд НПП «Динамика»

ли тока и напряжения с цифровым интерфейсом производства ЗАО «ПРОФОТЕК»; • прибор коммерческого учёта электроэнергии производства компании Landis+Gyr; • многофункциональное устройство для испытания первичного оборудования Omicron CPC100. Ток на шине волоконно-оптического измерительного преобразователя тока формировался 14

01 / Март 2012

при помощи устройства Omicron CPC100. Данные от блока обработки волоконно-оптического преобразователя тока по протоколу МЭК 61850-9-2 передавались на терминал БЭ2704 022, контроллер присоединения «ЭнергопромАвтоматизация», а также на цифровой интерфейс устройства CPC100. Посетители стенда могли воочию убедиться в работе всего тракта и даже фиксации факта срабатывания защиты. На стенде другого партнера – ЗАО «НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ», была представлена новая разработка: шкаф противоаварийной автоматики «НЕВА-ПАА». В этом устройстве установлен новый микропроцессорный блок «БРКУ 2.3», выполненный в закрытом 19” корпусном исполнении и имеющий на лицевой панели ЖК-монитор для контроля работы ПА. «НЕВА-ПАА» позволяет реализовать любые алгоритмы противоаварийной автоматики в соответствии со стандартом ОАО «СО ЕЭС» СТО 59012820.29.240.001-2011. Интерес у посетителей стенда НПФ «ЭНЕРГОСОЮЗ» также вызвал шкаф автоматизированной системы контроля и диагностики трансформаторного оборудования «НЕВА-АСКДТ». Система обеспечивает полный и всесторонний контроль технологических параметров трансформатора, позволяющий проводить глубокое диагностирование и оценку его фактического технического состояния. В 2011 году подобная система была успешно введена в промышленную эксплуатацию на 4-х трансформаторах Бурейской ГЭС. Представленный на стенде шкаф управления разъединителями «НЕВА-ШУР» предназначен для управления приводами высоковольтных разъединителей на объектах электроэнергетики. Конструктивно «НЕВА-ШУР» представляет собой шкаф с установленными внутри ключами управления разъединителями и ключами разрешения операций управления. Шкаф может реализовать пофазное управление приводами одного или нескольких (до 7) высоковольтных разъединителей. На стенде ООО «Уралэнергосервис» была представлена аппаратура передачи сигналов – команд РЗ и ПА: – аппаратура АКА «КЕДР» со следующими функциями: • прием и передача 32 команд ПА с возможностью увеличения до 64 в одной полосе частот; • трансляция команд. На промежуточном пункте ВЧ-канала, трансляция – интерфейсом цифрового стыка или НЧ-интерфейсом; канала ВОЛС – оптическим интерфейсом; • мониторинг состояния ВЧ-тракта и аппаратуры. Передача данных мониторинга в АСУ ТП;

События

Выставки и конференции

• возможность работы в одном ВЧ-канале с

ВЧТО-М, АНКА-АВПА, АКПА-В, АКАП-В; • возможность передачи сигналов ТМ на скорости

до 200 бод. – приемопередатчик высокочастотных защит ПВЗУ-Е, имеющий функции: • передачи и приема сигналов ВЧ-защит в комплекте с устройствами РЗ; • мониторинга состояния поста, канала связи и связи и наличия запаса по затуханию ВЧсигнала, терминала защиты. Передача данных мониторинга в АСУ ТП; • связи в режиме переговорного устройства между всеми пунктами ВЧ-канала в период наладки; • с возможностью перестройки основных параметров поста с помощью встроенной панели управления или ПК через RS -232; • селективного измерения уровня сигналов в полосе фильтра РЗ; • с возможностью работы в одном ВЧ-канале с АВЗ, АВЗК, ПВЗ, ПВЗУ, ПВЗ-90М, УПЗ-70, ПВЗК, ПВЗЛ. Для аппаратуры ПВЗУ-Е (ВОЛС) 2012 года выпуска существует возможность передачи одной команды ПА. На стенде другой компании – ООО «ПрософтСистемы» – на этот раз были представлены: • системы сбора и передачи информации на базе ПТК «ARIS»; • АСУ ТП подстанций на базе ПТК «ARIS»; • п риемопередатчик сигналов ВЧ-защит «АВАНТ Р400»; • п риемопередатчик сигналов ВЧ-защит и команд РЗ и ПА «АВАНТ РЗСК»; • э кономичный вариант противоаварийной автоматики «МКПА-2» – надежное решение для небольшого набора функций противоаварийной автоматики; • НКУ на базе ПТК «ЭКОМ» с возможностью учета всех видов энергоресурсов. На стенде компании демонстрировалась работа программного комплекса «ARIS SCADA». Была отмечена высокая посещаемость стендов наших партнеров. Каждый из участников рассказал и продемонстрировал свои достижения в области развития, проектирования, внедрения, диагностики и эксплуатации цифровых систем РЗА, ПА и интегрированных систем управления. Как и на предыдущей выставке, основное внимание было уделено реализации стандарта МЭК 61850 в этих системах. По результатам проведенного конкурса на лучшие разработки отмечены 3 организации – члены партнерства: • в номинации «Конкурентоспособная разработнаучно‑практическое издание

Фото 10. Стенд НПФ «Энергосоюз»

Фото 11. Стенд «ЧЭАЗ»

Фото 11. Стенд «Прософт-Системы»

ка» первое место присуждено компании ИЦ «Бреслер» за разработку и производство современного отечественного комплекса РЗА; • в номинации «Техническое превосходство» второе место присуждено компании НПП «Динамика» за разработку и производство комплексов для проверки устройств РЗА; 15

События

Выставки и конференции

Фото 12. Стенд НПП «Бреслер»

• в номинации «Производственный про-

рыв» первое место присуждено компании НПП «Бреслер» за разработку и производство систем автоматического управления режимом компенсации емкостных токов замыкания на землю. В 2011 году в рамках выставки были проведены: • Деловой форум «Инновационный потенциал российского распределительного электросетевого комплекса». • Круглый стол «Саморегулирование в электроэнергетическом строительстве: опыт разработки и внедрения программ повышения квалификации специалистов отрасли». • Научно-практическая конференция «Интеллектуальная электроэнергетическая система России – предпосылки и перспективы» (далее – конференция). • Семинар «Интеллектуальные измерения в электросетевом комплексе: коммерческий учет и управленческие системы». • Семинар «Оценка технического состояния, восстановление и повышение пропускной способности ВЛ».

Фото 13. Награждение НПП «Бреслер»

Организаторами проведения научно-практической конференции «Интеллектуальная электроэнергетическая система России – предпосылки и перспективы» были наш журнал совместно с журналом «Автоматизация и IT в энергетике» (далее – конференция). Целями этой конференции были: • анализ современного состояния автоматизации процессов производства, передачи и распределения электроэнергии в ЕЭС России для выявления и оценки предпосылок создания интеллектуальной энергосистемы (ИЭС); • обмен опытом и ознакомление с передовыми технологиями автоматизации процессов производства, передачи и распределения электроэнергии, обеспечивающих надежность функционирования, наблюдаемость и управляемость ЕЭС России в нормальных и аварийных режимах. Можно констатировать, что заявленные цели были достигнуты. Следует заметить, что ранее в рамках выставки «Электрические сети России» проводились

технические семинары с одновременной и раздельной работой секций: «Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики» (секция №3) и «АСУ ТП и информатизация, связь и АСКУЭ» (секция №4), что создавало большие неудобства участникам. Новый формат проведения конференции вызвал большой интерес у специалистов. В конференции приняли участие более 200 специалистов. За два дня было заслушано 55 докладов. Специалисты организаций – членов НП «СРЗАУ» приняли активное участие в работе конференции и выступили с докладами и сообщениями. Наиболее интересные доклады, сделанные на конференции, опубликованы в этом и будут публиковаться в последующих номерах нашего журнала. Прошедшая выставка и конференция показали, что российские электроэнергетика и электротехника обладают значительным научно-техническим потенциалом для развития и способны успешно решать задачи внедрения инновационных технологий в электросетевой комплекс нашей страны.

15 марта 2012 года отметило свой 20-летний юбилей еще одно научно-производственное предприятие из г. Чебоксары – НПП «Бреслер», которое является партнером НП «СРЗАУ» и учредителем нашего журнала. НПП «Бреслер» является для российской действительности во многом уникальным предприятием. Прежде всего, хочется отметить, что четвертьколлективаНПП«Бреслер»составляютстуденты 2-5-хкурсовЧГУ.Втораяотличительнаяособенность –работавмалых поемкости сегментах рынка: дальнее резервирование, компенсация емкостных токов и т.п. Третьей особенностью, предопределившей их долголетие на рынке, является самый высокий в среде российских производителей устройств РЗА научный потенциал, определяемый как соотношение общего числа сотрудников к числу специалистов с ученой степенью. И ко всему предыдущему – 50-летний опыт работы с микропроцессорной техникой. Движущимися силами НПП «Бреслер» являются научный интерес и сложность технических задач, которые оно само себе выбирает. Поэтому редакция журнала желает коллективу предприятия неиссякаемой энергии и удачи во всех начинаниях для достижения новых весомых успехов. (На следующих страницах журнала – подборка материалов, посвященных юбилейной дате в истории НПП «Бреслер»)

01 / Март 2012

События

Интервью

«ТРАДИЦИИ СОХРАНЯЕМ» В марте 2012 года Научно-производственное предприятие «Бреслер» (НПП «Бреслер») – партнер НП «СРЗАУ» – отмечает свой юбилей. Это уже третье предприятие из г. Чебоксары, наряду с НПП «Динамика» и НПП «ЭКРА», которое перешагнуло 20-летний рубеж со дня своего основания. Напомню, что все три компании стали учредителями «Рекламно-издательского центра «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике», выпускающего этот журнал. Редакция журнала обратилась к генеральному директору НПП «Бреслер» Ефимову Николаю Самсоновичу с просьбой рассказать нашим читателям, с чего началось и как проходило становление предприятия.

Первыми сотрудниками и руководителями НПП «ЭКРА» были, в основном, выходцы из ВНИИР. Из кого и как формировался коллектив НПП «Бреслер»? Прежде всего важно упомянуть, что зарождение предприятия, по сути, началось еще в 70-ые годы прошлого столетия в лаборатории кафедры «Теоретические основы электротехники» Чувашского государственного университета им И.Н. Ульянова (далее – ЧГУ), выполнявшей научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР) в области релейной защиты и противоаварийной автоматики. Руководили тогда лабораторией кандидаты технических наук Шевцов Виктор Митрофанович и Лямец научно‑практическое издание

Юрий Яковлевич. В основном это были, как тогда называлось, «хоздоговорные научноисследовательские работы», выполняемые «под флагом» ЧГУ по заданиям Чебоксарского электроаппаратного завода и Всесоюзного научно-исследовательского института релестроения – знаменитых в то время «ЧЭАЗ» и «ВНИИР». В 1979 году ВНИИР предложил нашей лаборатории поисковую работу, связанную с применением микропроцессорной техники для целей РЗА. Ответственным исполнителем был определен недавний выпускник ЧГУ, а в последующем – главный конструктор НПП «Бреслер», Козлов Владимир Николаевич. К этой же работе привлекли и студентов университета, в числе которых был и я. В дальнейшем это стало неизменным и весьма эффективным правилом – готовить специалистов для предприятия «Бреслер» из числа студентов ЧГУ, привлекая их к реальной работе еще во время учебы. Руководители нашего предприятия и большинства его подразделений до сих пор преподают в этом ВУЗе. В 1981 году мы одними из первых в Советском Союзе успешно продемонстрировали образец микропроцессорного устройства защиты генератора, и работы в данном направлении были продолжены. Очевидно, что, с учетом уровня и состояния элементной базы того времени, микропроцессорная релейная защита по многим показателям не могла конкурировать с традиционными электромеханическими и полупроводниковыми устройствами РЗА. В то же время нако17

События

Интервью пленный опыт по использованию микропроцессорной техники и цифровой обработки сигналов применительно к задачам электроэнергетики оказался для нас в последующем бесценным «начальным капиталом». Известные изменения в стране в начале 90-х годов коснулись и отношений между предприятиями и научными учреждениями. В нашем случае они просто прекратились по причине отсутствия финансирования в том виде и объеме, в каких это было раньше. Для сохранения сложившегося коллектива и продолжения работ в выбранном направлении оставался практически единственный выход – самим учредить самостоятельное предприятие. У нас часто любят повторять: «Как назовешь корабль, так он и поплывет». Откуда появилось в названии предприятия имя «Бреслер»? Как обычно, наверное, и бывает, процесс коллегиального выбора названия компании превратился в поиск компромисса разных предложений. Но когда Юрий Яковлевич Лямец предложил в название будущего предприятия включить имя Арона Менделевича Бреслера – автора знаменитого в середине прошлого века среди электротехников и энергетиков реле «Бреслер» – к окончательному решению пришли сразу и единогласно: «Товарищество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «Бреслер». Но в настоящее время на электротехническом рынке России работают несколько компаний, в названии которых фигурирует имя «Бреслер». В каких правоотношениях с Вашим предприятием они находятся? Достигнутые в 1990-е годы успехи и накопленный тогда опыт вдохновили нас на более масштабные планы: было принято решение о разработке, освоении производства и внедрении широкого спектра микропроцессорных устройств РЗА. Для этого в 2001 году нами было создано специальное подразделение, которое позже было зарегистрировано как отдельное предприятие: ООО «Исследовательский центр «Бреслер». Первой весомой разработкой данного предприятия стала микропроцессорная дифференциально-фазная защита линий 500 кВ, которой не было аналогов в России. Этот успех вдохновил не только нас, но и опре-

01 / Март 2012

деленных «инвесторов». Как результат, в 2004 году нам пришлось передать ООО «ИЦ «Бреслер» другим собственникам. В то же время мы с гордостью отмечаем, что созданный нами «Исследовательский центр «Бреслер» сегодня является успешным и динамично развивающимся предприятием. Использование нами впервые в названии предприятия имя «Бреслер», как Вы видите, оказалось весьма удачным. И для других оно стало заманчиво-привлекательным: позже появились еще предприятия с одноименным названием. Думаю, что они не заслуживают нашего с Вами обсуждения. Вполне очевидно, что первые годы работы были весьма трудными. Расскажите о первой продукции, выпуск которой обусловил становление и развитие Вашего предприятия как бизнес-структуры. Как я упоминал выше, в реальной обстановке начала 90-х годов никто, в том числе и государство, не собирался финансировать проведение научно-исследовательских работ. Поэтому нам нужна была продукция, которая в ближайшее время принесла бы весомый коммерческий результат. И работа над ней, как мы сами решили, должна была способствовать нашему движению в основном направлении – разработке микропроцессорных устройств РЗА. Лучше всего таким требованиям отвечал микропроцессорный регистратор аварийных событий для электроэнергетических объектов: все те же особенности, что и у устройств РЗА, но с одним главным отличием – в функции регистратора не входит обязанность по выдаче ответственных управляющих команд, например, на отключение. Эта самая главная особенность и позволила в то время внедрить микропроцессорные регистраторы в энергетике. Даже несмотря на существовавшие в те времена у микропроцессорной элементной базы серьезные недостатки. Еще одно из первых изделий, в русле нашего основного направления, который было возможно внедрить в то время – программа определения места повреждения (ОМП) на ЛЭП по цифровым осциллограммам аварийных режимов. По сути – сродни цифровой релейной защите с одним отличием: определение зоны повреждения, в данном случае – места повреждения, выполняется в отложенном времени на персональном компьютере. Впоследствии наша

События

Интервью методика определения места повреждения ЛЭП была признана лучшей. Достаточно сказать, что ОАО «ФСК ЕЭС» к настоящему времени приобрела у нас порядка 1 500 инсталляций программы «ОМП» для большинства принадлежащих ей ЛЭП. В дальнейшем были разработаны и сами микропроцессорные устройства РЗА. Так, например, в 1998 году началось внедрение адаптивной микропроцессорной защиты дальнего резервирования «Бреслер-0117.030», которая и сегодня является нашим эксклюзивным изделием. Преодолен 20-летний рубеж и значит есть основания назвать НПП «Бреслер» состоявшимся и даже успешным. Как Вы сами оцениваете сегодняшний потенциал предприятия и его место на электротехническом рынке России? Специфика научно-производственного предприятия требует, как нам кажется, в первую очередь, наличия коллектива высококвалифицированных специалистов. Поэтому подготовка кадров и постоянное повышение их квалификации является нашей неизменной приоритетной задачей. Отмечу еще раз, что наши ведущие специалисты и в настоящее время преподают специальные дисциплины в ЧГУ. Студенты соответствующих направлений, начиная с ранних курсов, проходят практику и стажировку на нашем предприятии. Как следствие, большая часть наших специалистов выросла из наших же студентов, прошедших дополнительную подготовку применительно к нашим задачам. Сегодня в нашем коллективе трудятся уже 6 кандидатов и 1 доктор технических наук. Для поддержания высокого технического уровня и конкурентоспособности продукции прежде всего необходимо понимание современных потребностей и насущных проблем заказчиков. Именно общение с потребителями нашей продукции зачастую дает импульс появлению новых технических решений. Это обязывает наших специалистов быть в постоянном контакте с энергетиками, в том числе путем участия во всевозможных организуемых ими форумах. Наиболее важными среди них являются традиционные конференции и выставки в Москве, проводимые в павильонах ВВЦ: «РЗА» и «Электрические сети России». Мы являемся их постоянными участниками. научно‑практическое издание

Считали, что подобные мероприятия должны проводиться и в нашем родном городе Чебоксары, где расположено большинство российских производителей устройств РЗА. В этом году НП «СРЗАУ» выступило с подобной инициативой, которую поддержали крупнейшие Российские энергокомпании: ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «РусГидро» и ОАО «Холдинг МРСК». В период с 17 по 20 апреля 2012 года в нашем городе пройдут Научно-практическая конференции и выставка «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем России». Представитель нашего предприятия входит в состав программного комитета конференции. На протяжении всего пройденного пути мы остались преданными нашему первоначально избранному направлению: релейная защита и противоаварийная автоматика. При этом, сегодня мы осуществляем широкий спектр деятельности: не только разработку и производство микропроцессорных устройств РЗА, но и выполняем проектные и строительно-монтажные работы в электроэнергетике, консультируем и обучаем персонал заказчиков по применению оборудования нашего производства. В настоящее время выполняем ряд НИОКР по актуальным для электроэнергетики темам, в том числе по заданиям ОАО «Холдинг МРСК». За два десятка лет научно-производственным предприятием «Бреслер» совершен качественный скачок, позволивший нам сформировать более масштабные планы. Но об этом мы позже подробно расскажем на страницах Вашего журнала.

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316

Авторы: Бычков Ю.В., Васильев Д.С., Павлов А.О.

АЛГОРИТМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ В РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ

Bychkov Y.V.,

ALGORITHM MODELS IN RELAY PROTECTION

Vasilyev D.S., Pavlov A.O.

Аннотация: в статье приводится сравнительный анализ имитационных и алгоритмических моделей. Даются примеры использования последних в алгоритмах определения места повреждения и защиты дальнего резервирования, приводятся расчеты алгоритмических моделей, используемых в данных задачах.

Ключевые слова: имитационное и алгоритмическое моделирование, адекватность модели, определение места повреждения, защита дальнего резервирования. Abstract: Comparative analysis of simulation and algorithm models, examples of use and calculation of the latter in relay protection algorithms, such as fault location and long-range redundancy are given in the article. Keywords: simulation and algorithm models, model adequacy, fault location, long-range redundancy.

01 / Март 2012

Введение У современной микропроцессорной релейной защиты (РЗ) есть огромное преимущество перед её предыдущим поколением. Оно заключается в существенном увеличении информационной базы, доступной РЗ, и, что важнее, в способности воспользоваться этим объёмом данных. Кроме того, современная релейная защита владеет моделью защищаемого объекта. В РЗ широко используются два вида моделей: имитационные и алгоритмические. Суть их, а следовательно, и задачи, которые они решают, принципиально различаются. Определение и задачи моделирования Имитационная модель Имитационная модель (ИМО) является математическим описанием рассматриваемого объекта и становится его представлением при разработке, анализе и проверке алгоритмов РЗ. От ИМО требуется получить реакцию на различные коммутации в сети: включение на нагрузку, появление различного рода несимметрии и т.д. Если говорить о линии электропередачи, то имитационная модель позволяет найти токи и напряжения в ЛЭП при известных ЭДС систем по её концам, например, в нормальном и аварийном режимах. В качестве примера на рис. 1 представлен переход от реального объекта – линии электропередачи – к его ИМО (для простоты приведена однолинейная схема ЛЭП с двухсторонним питанием). Системы слева и справа задаются соответствующими величинами ЭДС , и сопротивлениями , , а повреждение – параметрами аварии (координатой места повреждения xf и переходным сопротивлением Rf ). Как видим, результатом моделирования являются величины токов и напряжений в месте установки защиты, которые образуют вектор наблюдения

Рис. 1. Имитационная модель линии электропередачи

Алгоритмическая модель Наиболее точным определением алгоритмической модели (АМО) является слово «наблюдатель». Имея математическую модель объекта и вектор наблюдения , который может быть получен как устройством, установленным на объекте, так и ИМО данного объекта, АМО оценивает электрические величины и в месте предполагаемого повреждения f [1], как показано на рис. 2. Алгоритмическая модель, таким образом, представляет собой некое виртуальное устройство, фиксирующее токи и напряжения в точке, на самом деле не доступной нам для наблюдения. То, что на вход АМО одновременно подаются и напряжения, и токи, может показаться ошибкой, ведь в действительности токи есть результат воздействия на объект источников ЭДС. Однако алгоритмическая модель является системой обработки информации, от которой

Релейная защита

НАУКА

Рис. 2. Алгоритмическая модель линии электропередачи

требуется по фиксируемым в определённой точке схемы электрическим величинам определить скрытые от неё данные. Как видно из рис. 1 и 2, сведения, которыми располагают два типа моделей, различны. Если параметры линии доступны и ИМО, и АМО, то информация об аварии и режиме работы систем от алгоритмической модели скрыта. Проблема отсутствия данных о режиме может быть решена привлечением векторов наблюдения с соответствующих концов линии, при этом речь уже будет идти об алгоритмах с многосторонним замером. В зависимости от решаемой задачи, оценок электрических величин и в месте предполагаемого повреждения может быть достаточно. Если же це-

лью является определение самих параметров аварии и , то от АМО требуется получение их оценок. В табл. 1 приведён сравнительный анализ двух типов моделей. Адекватность моделей Когда мы говорим о моделях энергообъектов, обязательно встаёт вопрос об их адекватности, и он связан не только с проблемой ограниченности доступной для модели информации (как видим, АМО может лишь «догадываться» о реальном режиме работы сети), но и с выбором базиса моделирования. Последнее определяется необходимостью компромисса между требуемой точностью расчёта и сложностью реализации алгоритма. Что же касается недоступности для алгоритмической модели части данных, то эта проблема решается в каждой конкретной задаче по-своему. Далее в статье, в качестве примера, речь пойдёт о применении алгоритмических моделей для решения конкретных задач РЗ: определения места повреждения (ОМП) и построения защиты дальнего резервирования (ЗДР). Определение места повреждения Определение места повреждения является задачей, от которой требуется нахождение неизвестных значений аварийных параметров. В данной статье мы не будем рассматривать топографические методы локации, а остановимся на дистанционном методе ОМП по параметрам аварийного режима, в котором алгоритмическая модель ЛЭП играет ключевую роль.

Табл. 1

Аналог

Доступные модели данные

Подаваемые на вход модели величины

Имитационная

Объект

1) Параметры линии электропередачи 2) Сведения о режиме (параметры систем) 3) Аварийные параметры

Вектор действующих в сети ЭДС

Алгоритмическая

1) Параметры линии Наблюдаэлектропередачи тель, вир- 2) Параметры систем со туальное сторон, для которых устройство доступен вектор наблюдения

Тип модели

научно‑практическое издание

Вектор наблюдения

Результат моделирования

Вектор

Описание алгоритма В линейной электрической цепи любой конфигурации токи в ветвях и напряжения в узлах определяются схемой соединений элементов, значениями ЭДС и сопротивлениями ветвей. Повреждения приводят к изменению токов и напряжений во всей схеме, а это означает, что по результатам измерений токов и напряжений при возникновении короткого замыкания возможно вычислить значение сопротивления ветви, в которой произошло КЗ. Если этой ветвью является линия электрической сети, то вычисленное значение сопротивления однозначно связано с длиной участка линии от её начала до места аварии. Рассмотрим простейшую однолинейную схему ЛЭП, изображенную на рис. 3. Относительно места аварии линия делится на два участка со следующими сопротивлениями: ; , – комплексное удельное сопрогде тивление ЛЭП, а L – длина линии. Для данной схемы можно составить следующие уравнения по закону Кирхгофа: (1) Данные уравнения являются функциями одной переменной – координаты места повреждения xf. Общее решение задачи идентификации заключается в анализе изменения целевой функции, что позволяет исключить влияние многих случайных факторов. Общим критерием определения места КЗ служит условие достижения целевой функцией глобального минимума при множестве варьируемых параметров. Простейшей целевой функ-

наблюдения

1) Оценки

2) Оценки

и Рис. 3. Схема с двухсторонним питанием

НАУКА

Релейная защита

цией может служить невязка уравнений (1), то есть отличие правой части уравнения от нуля. Для получения значений невязок следует изменять значение координаты х от нуля до L и, предполагая в данной точке продольную ветвь повреждения, строить зависимость модуля правой части y от расстояния – y(x) . В принципе, функций невязки может быть множество. Однако самой универсальной является функция реактивной мощности в месте КЗ [2]. Она соответствует предпосылке, что все переходные сопротивления в месте короткого замыкания резистивны. Это выражается в следующем: *

Величины и нам не доступны – возможно лишь получение их оценок. Переход от величин напряжений и токов в месте установки устройства к вектору может определяться формулой (так называемые формульные или явные методы ОМП) либо моделью ЛЭП (модельные или неявные методы). НПП «Бреслер» выпускает устройство «Бреслер-0107.090», предназначенное для определения места повреждения линий электропередачи напряжением 6-750 кВ с односторонним и двухсторонним питанием [3]. В нём реализован модельный метод дистанционного ОМП, что выгодно отличает его от существующих аналогов. Оценки и формирует алгоритмическая модель рассматриваемой системы (структурная схема алгоритма ОМП изображена на рис. 4).

Рис. 4. Структурная схема алгоритма ОМП

01 / Март 2012

На основании измеренных аналоговых сигналов ( – обозначение фаз A, B, C) фазовый селектор определяет вид повреждения, особую фазу и относительно неё рассчитывает симметричные составляющие напряжений и токов, где s – обозначение последовательностей 1, 2, 0. Алгоритмическая модель линии электропередачи позволяет найти оценки симметричных составляющих напряжений и токов в ветви предполагаемого повреждения в произвольной точке x линии и построить целевую функцию вдоль всей ЛЭП. Каждому виду повреждения при этом соответствует своя целевая функция , фактически являющаяся функцией координаты x. Далее определяется сигнатура реактивной мощности и по смене её знака фиксируется координата аварии . Структура модели и её адекватность Адекватность модели, используемой в описанном выше алгоритме, зависит от следующих факторов: 1)  точности описания самой линии электропередачи; 2) отсутствия или наличия информации о режиме работы систем. Описание ЛЭП включает в себя сведения о проводах, опорах, тросах, используемых на различных участках линии, сопротивлении земли, а также коридорах взаимного влияния ЛЭП. Это априорная информация, которая считается известной и фиксированной, и адекватность модели, в данном случае,

зависит от того, насколько подробно была описана рассматриваемая линия электропередачи. Эквивалентное сопротивление системы с противоположного конца ЛЭП определяется режимом работы и потому является варьируемой величиной. Данная информация может быть получена только с привлечением вектора наблюдения с противоположной стороны. Таким образом, алгоритмическая модель, использующая односторонний замер, в общем случае является неадекватной, поскольку сопротивление противоположной (неизвестной) системы берётся исходя из заранее заданных режимов работы сети. Естественно, при многостороннем замере данная проблема полностью решается, чем и определяется значительно более высокая точность двух- и многостороннего ОМП. Пример расчёта алгоритмической модели Рассмотрим расчёт алгоритмической модели линии электропередачи длиной L на примере простейшей однолинейной схемы (рис. 3). Предполагаем повреждение в точке x и относительно неё разбиваем ЛЭП на две части с соответствующими сопротивлениями и . При этом . При одностороннем замере в модель необходимо внести сопротивление противоположной системы . В результате, получим схему, изображённую на рис. 5. Расчёт АМО заключается в получении комплексных коэффициентов, связывающих электрические величины в месте предполагаемого повреждения с вектором наблюдения . Эту зависимость можно представить следующим образом: ;

Рис. 5. Пример расчёта алгоритмической модели

НАУКА

Релейная защита

Для схемы на рис. 5 запишем уравнения, составленные по законам Кирхгофа: ; , из которых легко получить выражения для коэффициентов В:

Конечно же, в реальности рассматривается трёхфазная система, в результате чего описание алгоритмической модели получается гораздо сложнее. Однако принцип получения коэффициентов АМО остаётся таким же. Защита дальнего резервирования Защита дальнего резервирования предназначена для селективного отключения линии электропередачи напряжением 35-220 кВ при замыканиях в силовых трансформаторах и на стороне низшего напряжения ответвительных подстанций. Осуществить защитами линий дальнее резервирование при замыкании в ответвительной подстанции непросто, поскольку нагрузка линий электропередачи в большинстве случаев значительно превышает номинальную мощность отпайки [4]. Привлечение алгоритмических моделей и расширение информационной базы, доступной АМО, позволяет решить данные проблемы и значительно увеличить чувствительность защиты. Описание алгоритма Для того чтобы идентифицировать повреждение на низшей стороне и, тем более, определить конкретную ответвительную подстанцию, на которой произошло замыкание, необходимо отслеживать токи и напряжения в ответвительных подстанциях. Устройство, устанавливаемое на головном конце линии, этой информацией не обладает. Проблема выявления повреждения отпаечного трансформатора решена путем расшире-

ния информационной базы защиты. С помощью нового метода, названного информационным анализом [4, 5], разработана защита дальнего резервирования «Бреслер-0107.030», оперирующая всей доступной информацией при наблюдении за линией электропередачи с одного конца. В её основу положен адаптивный дистанционный принцип [6], оперирующий алгоритмической моделью объекта, что равноценно установке на низшей стороне трансформатора виртуального реле сопротивления (ВРС), оценивающего ток и напряжение в ветви предполагаемого повреждения f и определяющего факт замыкания (рис. 6). С помощью алгоритмических моделей удаётся настроить виртуальные реле на каждую защищаемую ответвительную подстанцию, если их несколько. На рис. 7 представлена структурная схема алгоритма защиты дальнего резервирования.

Рис. 6. Отслеживание величин в ветви предполагаемого повреждения

Чтобы отстроиться от нагрузочного режима, в алгоритме ЗДР используются чисто аварийные составляющие, под которыми понимаются разности векторов тока или напряжения в текущем и предаварийном режиме ; . Рассмотрим принцип построения АМО, используемой в защите дальнего резервирования, на примере рис. 8, на котором изображена линия с ответвительной подстанцией и её схема замещения.

Рис. 7. Структурная схема алгоритма ЗДР

научно‑практическое издание

НАУКА

Бычков Юрий Владимирович Дата рождения: 28.12.1983 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2007 г., кафедра «ТОЭ и РЗА». Заведующий сектором ОМП ООО НПП «Бреслер».

Релейная защита

Рис. 8. Линия с ответвительной подстанцией и схема её замещения

Здесь приняты следующие обозначения: и – сопротивления участков линии до и после отпайки соответственно, – сопротивление трансформатора, – сопротивление нагрузки. В ЗДР алгоритмическая модель объекта разделяется на модель предшествующего и чисто аварийного режимов. Модель предрежима формирует замер напряжений в ветви предполагаемого повреждения по вектору наблюдения и не зависит от параметров части схемы после рассматриваемой отпайки. АМО в предшествующем режиме представлена следующей формулой (2) и изображена на рис. 9а. Модель чисто аварийного режима (рис. 9б) формирует замер напряжений и токов в ветви предполагаемого повреждения по чисто аварийным составляющим напряжения и тока в месте установки защиты. Соответствующие выражения представлены ниже.

Васильев Дмитрий Сергеевич

(3)

Дата рождения: 08.06.1984 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2007 г., кафедра «ТОЭ и РЗА».

Кроме алгоритмической модели объекта в алгоритм ЗДР входит формирователь замера сопротивления, который объединяет информацию о токах и напряжениях различных режимов (предшествующего и чисто аварийного) в единый алгоритмический параметр – замер текущего сопро-

тивления в месте предполагаемого повреждения. Специфика отпаечного трансформатора такова, что возможны только два вида повреждения на низшей стороне трансформатора: междуфазные и трёхфазные замыкания. В защите реализовано четыре формирователя замера текущего сопротивления: три для междуфазных

и один для трёхфазного замыканий . Структура модели и её адекватность Как видно из рис. 9, АМО, используемая в защите дальнего резервирования, включает в себя параметры линии, трансформатора, нагрузки и смежной с отпайкой части системы. О зависимости точности модели от априорной информации речь шла в части статьи, посвящённой ОМП. Здесь же добавим, что нагрузка трансформатора, как и его параметры (в зависимости от положения РПН) не являются постоянными, а на смежных объектах могут происходить различные переключения. АМО об этом ничего не знает, а это означает, что на практике модель не адекватна объекту, и, в результате, происходит смещение замера ВРС. В рассматриваемом алгоритме в целях упрощения операции определения попадания замера в уставочную область используется ли-

Заведующий сектором ЗДР ООО НПП «Бреслер».

Рис. 9. Алгоритмическая модель предшествующего (а) и чисто аварийного (б) режимов

01 / Март 2012

НАУКА

Релейная защита

Павлов Александр

нейная аппроксимация сложной области наблюдаемых режимов четырёхугольником. Для каждого из состояний защищаемого объекта по опытам коротких замыканий строится уставочная характеристика, а результирующая – отстраивается от альтернативных режимов и охватывает все промежуточные годографы, как показано на рис. 10.

Олегович. Дата рождения: 14.11.1975 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 1998 г., кафедра «ТОЭ и РЗА». В 2002 г. в Чувашском госуниверситете защитил кандидатскую

Заключение 1. В результате сравнительного анализа установлено, что в ряде задач РЗА, таких как защита дальнего резервирования, определение места повреждения, целесообразно использовать алгоритмическое моделирование. 2. Благодаря АМО современная релейная защита способна: оценивать – распознавать режимы; в случае необходимости привлекать дополнительную информацию; корректировать свои алгоритмы и тем самым адаптироваться к каждому конкретному случаю. 3. С использованием результатов алгоритмического моделирования и алгоритмических моделей в «НПП Бреслер» реализованы защиты дальнего резервирования, терминалы и программные комплексы определения места повреждения.

диссертацию «Информационные аспекты распознавания коротких замыканий в линиях

Рис. 10. Построение результирующей уставочной области

электропередачи в прило-

Пример расчёта алгоритмической модели Как и для ОМП, приведём пример расчёта алгоритмической модели ЗДР. За основу возьмём рис. 9. Расчёт АМО означает получение выражений для комплексных коэффициентов, входящих в уравнения (2) и (3). Для алгоритмической модели предшествующего режима можем записать:

жении к защите дальнего резервирования». Начальник отдела РЗА ООО «НПП Бреслер».

, откуда вытекают равенства: Анализ АМО чисто аварийного режима даст следующие уравнения:

решив которые получим значения искомых коэффициентов:

научно‑практическое издание

Литература: 1. Лямец Ю.Я., Нудельман Г.С., Павлов А.О. Алгоритмические модели электрических систем // Труды Академии электротехнических наук Чувашской Республики./ Изд-во Чуваш. ун-та. – Чебоксары, 1999.– № 1 2.– С. 10-21. 2. Лямец Ю.Я., Ильин В.А. Патент на изобретение № 2107304 Российской Федерации. Способ определения места повреждения ЛЭП с двухсторонним питанием. – Опубликовано 20.03.1998. 3. Бычков Ю.В., Павлов А.О. Реализация алгоритма определения места повреждения в микропроцессорном терминале «Бреслер 0107.5X» // Труды Академии электротехнических наук Чувашской Республики./ Изд-во Чуваш. ун-та. – Чебоксары, 2007. – № 2. – С. 78-81. 4. А.О. Павлов, Д.С. Васильев Высокочувствительная защита дальнего резервирования линий электропередачи // Энергетик. – 2008. – № 12. – С. 5-7. 5. Д.С. Васильев, В.Н. Козлов, А.О. Павлов Развитие высокочувствительной защиты дальнего резервирования // Релейная защита и автоматизация. – 2011. – № 2. – С. 24-28. 6. Павлов А.О. Информационные аспекты распознавания коротких замыканий в линиях электропередачи в приложении к защите дальнего резервирования: канд. диссертация. – Чебоксары, Чуваш. ун-т, 2002. 7. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат. – 2007. 8. Y. Liamets, S. Ivanov, A. Podсhivaline, G. Nudelman, J. Zakonjšek Informational analysis – new relay protection tool // Proc. 13th Int. Conf. Power System Protection. – Bled, 2002. – P. 197 210.

НАУКА

Автоматика УДК 621.316

Авторы: Бычков Ю.В., Павлов А.О.

МНОГОСТОРОННЕЕ ОМП: ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ MULTI-ENDED FAULT LOCATION: PROBLEMS AND SOLUTIONS

Bychkov Y.V., Pavlov A.O.

Аннотация: в статье описана проблема методов локации в сетях с многосторонним питанием, и дан алгоритм, позволяющий ее решить, приведен критерий выявления поврежденного участка и дана методика синхронизации замеров напряжений и токов по концам линии.

Ключевые слова: определение места повреждения, линии с многосторонним питанием, критерий повреждения.

Abstract: The article describes the problem of fault location methods in multi-ended transmission lines and presents an algorithm solving it. The criterion of identification of the faulted segment and method synchronizing voltages and currents measured at the ends of the line are given as well. Keywords: fault location, multi-ended transmission line, fault criterion.

01 / Март 2012

Современные устройства релейной защиты и автоматики (РЗА) отличаются от своих «предшественников» интеллектуализацией алгоритмов. Данное преимущество обусловлено тем, что микропроцессорная защита позволяет использовать всю возможную информацию об объекте, которая обрабатывается имитационными и алгоритмическими моделями (АМО) [1, 2]. Взаимодействие двух типов моделей при разработке и тестировании алгоритмов – современная тенденция развития микропроцессорных устройств РЗА. Среди дистанционных способов определения места повреждения (ОМП) достичь наиболее точных результатов позволяют методы, основанные на модели линии электропередачи (ЛЭП). Нахождение координаты повреждения заключается в анализе изменения целевой функции. Самой универсальной является функция реактивной мощности Q в месте короткого замыкания (КЗ) [3, 4]. Алгоритмическая модель ЛЭП позволяет оценить величины токов и напряжений в месте предполагаемого повреждения, а следовательно, и значение Q. Данный метод лежит в основе программного комплекса определения места повреждения WinBres [5] и терминала локации «Бреслер-0107.090» [6, 7], выпускаемых НПП «Бреслер». Однако в сетях с многосторонним питанием появляется необходимость идентификации повреждённого участка линии, т.к. дополнительная подпитка приводит к тому, что алгоритмические модели, оперирующие наблюдаемыми величинами со стороны неповреждённых частей ЛЭП, дают неверные оценки токов и напряжений в предполагаемом месте повреждения. Актуальность данной задачи обусловлена как распространённостью многоконцевых линий электропередачи 110-500 кВ (в табл. 1 представлены сведения о количестве таких ЛЭП, обслуживаемых ФСК ЕЭС), так и тем, что данная проблема дистанционного ОМП до этого не рассматривалась и осталась неисследованной.

Табл. 1 Наименование МЭС

Количество линий

МЭС Востока

МЭС Сибири

МЭС Центра

МЭС Юга

Еще более широкое распространение многоконцевые линии получили в распределительных сетях 6-35 кВ, а также на объектах «малой» энергетики. Результаты исследований, приводимые в настоящей статье, можно распространить и на сети 6-35 кВ с учетом ограничений, накладываемых режимом заземления нейтрали. Постановка задачи Рассмотрим линию с трёхсторонним питанием, изображённую на рис. 1. Буквой n обозначена точка соединения лучей питания, а цифрами – их номера. Исходными данными являются параметры ЛЭП, а также замеры напряжений по концам лучей и токов , текущих от шин в линию, как в предшествующем (нормальном), так и текущем (аварийном) режимах работы сети. В обозначениях k – номер луча. Рассмотрим результаты локации при однофазном коротком замыкании фазы A на всех трёх лучах схемы. Расчёт вёлся со стороны первого участка, т.е. использовался односторонний замер и АМО линии, построенная от шин системы 1.

Рис. 1. Пример схемы с трёхсторонним питанием

Автоматика

НАУКА

Табл. 2 Повреждённый луч схемы

Длина луча, км

, км

, км до процедуры идентификации

, км после процедуры идентификации

Первый

20,9624

—

Второй

13,3811

28,9603

Третий

24,4639

38,0129

В табл. 2 приведены действительные координаты повреждения и результаты локации (оценки места аварии) . Расстояния отсчитывались от шин соответствующих систем. Как видим, результат ОМП можно считать достоверным лишь в том случае, когда для расчёта используются замеры напряжений и токов и алгоритмическая модель со стороны именно повреждённого луча (в данном случае первого). Таким образом, возникает задача нахождения критерия идентификации повреждённого участка линии и разработки метода формирования модели ЛЭП, которая в дальнейшем будет применена в алгоритме ОМП. Идентификация повреждённого участка Согласно методу наложения, расчёт замыкания можно заменить расчётом предшествующего и чисто аварийного режимов (рис. 2).

В схеме последнего действует источник аварийной мощности, который определяет поперечную несимметрию, а следовательно, и повреждённый участок линии. Для решения задачи идентификации используются контрольные замеры напряжения, которые получаются при переходе от электрических величин по концам лучей питания к точке n посредством соответствующих АМО (рис. 3). Предполагая замыкание на первом участке схемы, можем сказать, что контрольные замеры со стороны неповреждённых лучей будут одинаковыми, поскольку на этих участках нет источников аварийной мощности. В подтверждение данного утверждения в табл. 3 приведены векторные диаграммы контрольных замеров при K (3) и на первом участке. Из трёх построенных си-

Рис. 2. Представление режима замыкания Табл. 3 K(3)

научно‑практическое издание

стем векторов две ( и ) совпадают, а величины, соответствующие участку, на котором произошла авария, отличаются от них (выделены на диаграммах). Анализ показал, что при всех видах замыканий однозначно выявляется два неповреждённых участка из трёх следующий критериев . (1) Например, при КЗ на втором луче питания минимальной окажется разность . В данных выражениях буквой λ обозначена фаза, напряжение которой используется для идентификации. Выбор фазы зависит от вида повреждения (соответствие приведено в табл. 4). Табл. 4 Вид короткого замыкания

Фаза λ

К(3)

К(1)

К(2) и К(1,1)

Любая фаза

Повреждённая фаза

Любая из повреждённых фаз

В результате, алгоритм идентификации повреждённого участка сводится к трём этапам: 1) вычисляются контрольные замеры напряжения в точке n; 2) после определения вида повреждения выбирается фаза λ; 3) к величинам , и применяется критерий (1) и выявляется повреждённый луч. В дальнейшем при определении места повреждения используются наблюдаемые величины напряжений и токов, а также алгоритмическая модель со стороны выбранного участка. О повышении точности говорят результаты ОМП (табл. 2), полученные после применения описанной процедуры идентификации. ОМП в трёхлучевой схеме Сложность трёхстороннего ОМП в рассматриваемых сетях заключается в том, что для расчётов, как уже было показано выше, мы мо27

НАУКА

Автоматика ,

Рис. 3. Получение контрольных замеров напряжения

жем использовать величины напряжений и токов, зафиксированные по концам именно повреждённого участка ЛЭП. Если со стороны шин систем векторы и нам доступны, то напряжения в месте соединения лучей и токи , текущие от точки n в повреждённую линию (в нашем примере это вектор , изображённый на рис. 3), неизвестны. Решить данную проблему позволяют алгоритмические модели, составленные относительно концов неповреждённых участков. В качестве напряжения в точке n можно взять вектор оценок , полученный ранее: АМО второго и третьего участков находятся в равных условиях, поэтому «наблюдаемыми» величинами могут стать как , так и . С токами дело обстоит сложнее, т.к. ни одна из выбранных алгоритмических моделей не может дать адекватной оценки величины . Из рис. 4 видно, что АМО второго участка позволяет найти лишь оценку тока в конце своего луча, которая представляет собой сумму (2) . То же можно сказать и о третьей алгоритмической модели. Вторая цифра в индексах векторов обозначает номер АМО, которая позволяет найти соответствующую оценку. Исходя из рис. 4, также можно записать следующие равенства

(3) , (4) которые после подстановки их в (2) дадут выражение для искомой величины . (5) Следует заметить, что данную операцию можно выполнять лишь в том случае, когда замеры напряжений и токов по концам питания синхронизированы между собой. Этот вопрос требует дополнительного рассмотрения и будет описан в отдельном пункте. Для получения оценок напряжения в предполагаемой точке повреждения f и токов в аварийной ветви, необходимых для локации повреждения, будут использоваться алгоритмическая модель повреждённого участка и величины и по его концам. Таким образом, процедура ОМП в сети с тремя лучами питания разбивается на четыре этапа: 1) и дентификация повреждённого участка по описанному выше алгоритму; 2) получение оценок напряжений в точке n ( , ) и токов в конце неповреждённых лучей ( , ) по соответствующим алгоритмическим моделям и наблюдаемым величинам; 3) ф ормирование виртуальных замеров (ВЗ) и , «фиксируемых» в конце повреждённого участка; 4) п рименение алгоритма двухстороннего ОМП и нахождение места аварии. Синхронизация замеров Поскольку величины напряжений и токов, фиксируемых по концам питания, в общем случае между собой не синхронизированы, т.е. каждая из систем постро-

Рис. 4. Алгоритмические модели второго (а) и третьего (б) участков

01 / Март 2012

Рис. 5. Пример расчёта алгоритмической модели

ена относительно своего базового вектора , напрямую использовать их для получения ВЗ нельзя. Поэтому желательно найти такое решение, которое бы не требовало взаимной синхронизации векторов. На рис. 5 приведена диаграмма для случая на третьем луче, построенная при пересчёте несинхронизированных замеров к точке n. Как видим, оценки со сторон первого и второго участков не совпадают. Данный факт, как показали исследования, не влияет на точность определения повреждённого луча по критерию (1), однако он не позволяет использовать выражение (5) для нахождения тока, требуемого для дальнейших расчётов. Выбирая одну из двух систем оценок , полученных со сторон неповреждённых участков, за базовую и доворачивая вторую на требуемый угол ψ, добиваемся их совпадения. На такой же угол необходимо повернуть и соответствующие выбранному участку наблюдаемые токи и напряжения, синхронизируя тем самым регистрируемые величины. Общий случай В общем случае, когда в схеме более трёх источников питания, следует

Рис. 6. Схема с многосторонним питанием

НАУКА

Автоматика

рассматривать участки двух типов: питающие и внутренние. Питающим называется участок, отходящий от шин системы и, соответственно, имеющий с одной стороны замеры напряжений и токов. По концам же внутреннего участка наблюдение электрических величин невозможно. На рис. 6 изображена схема с многосторонним питанием. Значком обозначены реальные устройства, регистрирующие необходимые нам величины, а значком – виртуальные наблюдатели, определяющие благодаря АМО оценки недоступных величин. В данном примере к питающим относятся участки 1, 2, 4 и 5, а к внутренним – участок 3. Последовательно применяя описанную выше методику, мы находим виртуальные замеры (рис. 6). Процедура повторяется до тех пор, пока по концам всех отрезков схемы не станут известны величины напряжений и токов (в нашем примере таким участком является пятый). Далее относительно узлов схема разбивается на трёхлучевые фрагменты. В данном случае их будет два: первый включает участки 1, 2, 3, второй – 3, 4, 5. Применяя критерий (1) к замерам (реальным или виртуальным) по концам каждого трёхлучевого фрагмента, находим повреждённый участок. Следует понимать, что информация об аварии при пересчёте переносится в виртуальные замеры, т.е. при возникновении короткого замыкания на первом участке информация об этом КЗ будет содержаться и в ВЗ1, и в ВЗ2. В итоге, результаты поиска повреждённого отрезка в каждом из трёхлучевых фрагментов могут отличаться. Для выявления истинного повреждённого элемента схемы необходимо воспользоваться следующими правилами: 1) при возникновении аварии на питающем участке только один из трёхлучевых фрагментов укажет на него; 2) п ри возникновении аварии на внутреннем участке два смежных

Рис. 7. Окно настройки модели многомодульного ОМП в программе WinBres

Рис. 8. Ручное задание наблюдаемых величин

трёхлучевых фрагмента укажут один и тот же отрезок схемы. После нахождения повреж-

научно‑практическое издание

дённого луча замеры по его концам следует скорректировать, выполнив синхронизацию замеров по 29

НАУКА

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

01 / Март 2012

Автоматика описанной в предыдущем пункте методике. Последним этапом выполняется процедура двухстороннего ОМП на найденном участке схемы. Программная реализация Описанная выше методика определения места повреждения в сетях с многосторонним питанием нашла свою реализацию в программном комплексе WinBres, обслуживающем в настоящее время свыше полутора тысяч линии ФСК ЕЭС. Моделирование таких ЛЭП заключается в формировании отдельных моделей каждого из питающих и внутренних участков линии и дальнейшего соединения их между собой в программе. Для этого предназначена специальная форма построения многомодульных моделей, изображённая на рис. 7. Для расчёта же места повреждения пользователю необходимо поочерёдно для каждого из питающих концов указать записанную во время аварии осциллограмму. Далее автоматически выполняется идентификация повреждённого участка, синхронизация замеров и, собственно, сама функция ОМП относительно найденного отрезка линии. Однако практика свидетельствует о наличии еще одной довольно распространённой проблемы – не на всех подстанциях установлены устройства, способные осциллографировать аварийные события, и единственное, что имеется в наличии – различные фиксирующие приборы. Такая ситуация характерна для любых сетей (с одно-, двух- и многосторонним питанием). При этом поиск места повреждения ограничивается анализом одностороннего замера, что даёт результат с заведомо большей погрешностью. Для решения проблемы отсутствия осциллограммы в программном комплексе WinBres имеется возможность во время расчёта вручную указать комплексные значения токов и напряжений в предшествующем и аварийном режимах (рис. 8), взятые с фиксирующих приборов. Выводы Существует проблема определения места повреждения на линиях электропередачи с многосторонним питанием для всех классов напряжения. В результате исследований решены две задачи: выделение поврежденного участка и синхронизация измеряемых величин по концам линии.

Первая проблема решена с использованием инструментария алгоритмического моделирования. Вторая – синхронизация измеряемых величин – осуществляется доворотом соответствующих векторов в узле, к которому подключены неповрежденные участки схемы, после её преобразования. Таким образом, задача сводится к определению места повреждения стандартными методами для двухконцевой линии. Рассмотренные методы идентификации повреждённого участка, синхронизации замеров по концам лучей питания и, собственно, многостороннего ОМП реализованы в программе определения места повреждения WinBres, научно-производственного предприятия «Бреслер». Литература: 1. Лямец Ю.Я., Нудельман Г.С., Павлов А.О. Алгоритмические модели электрических систем. – Труды академии электротехнических наук Чувашской Республики, Чебоксары, 1999, № 1 2, с. 10-21. 2. Бычков Ю.В., Васильев Д.С., Павлов А.О. Алгоритмические модели на примере защиты дальнего резервирования и определения места повреждения. – Известия высших учебных заведений. Электромеханика, Новочеркасск, 2010, № 6, с. 63-67. 3. Аржанников Е.А., Лукоянов В.Ю., Мисриханов М.Ш. Определение места короткого замыкания на высоковольтных линиях электропередачи. – Москва: Энергоатомиздат, 2003. 4. Лямец Ю.Я., Ильин В.А. Патент на изобретение № 2107304 Российской Федерации. Способ определения места повреждения ЛЭП с двухсторонним питанием. – Опубликовано 20.03.1998. 5. Козлов В.Н., Павлов А.О., Ефимов Е.Б. Определение места повреждения на линиях ФСК ЕЭС. – Релейная защита и автоматика энергосистем: Сборник докладов XX конференции, Москва, 2010, с. 286-290. 6. Бычков Ю.В., Павлов А.О. Реализация алгоритма определения места повреждения в микропроцессорном терминале «Бреслер 0107.5X». – Труды академии электротехнических наук Чувашской Республики, Чебоксары, 2007, № 2, с. 78-81. 7. Козлов В.Н., Павлов А.О., Бычков Ю.В. Аппаратный комплекс двухстороннего ОМП ВЛ. – Релейная защита и автоматика энергосистем: Сборник докладов XX конференции, Москва, 2010, с. 291-295.

НАУКА

АСДУ

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита УДК 621.311.4

Авторы: Вайнштейн Р.А., Юдин С.М., Томский политехнический университет, г. Томск, Россия.

Доронин А.В., Наумов А.М., ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары, Россия. Vainshtein R.A., Judin S.M. Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russia Doronin A.V., Naumov A.M. The research-and-production enterprise EKRA, Ltd.,

ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В ОБМОТКЕ СТАТОРА ГЕНЕРАТОРОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ПЕРВИЧНЫХ СХЕМАХ GENERATOR STATOR GROUND FAULT PROTECTION FOR DIFFERENT PRIMARY CIRCUITS А ннотаци я: в статье приведен ана лиз методов выполнени я защит от замыкани я на зем лю в обмотке статора генераторов при различны х первичны х схемах с у четом современны х требований отсу тстви я зоны неч у вствительности и селективности как при устойчивы х, так и при перемежающихся д у говы х замыкани ях. Результаты ана лиза мог у т быть использованы д л я определени я рациона льной области применени я известных методов выполнени я защиты.

Cheboksary, Russia.

К лючевые слова: защита от замыканий на зем лю, обмотка статора генератора, устойчивые и перемежающиеся д у говые замыкани я. Abstract: The paper analyzes the methods of the performance of protection against earth fault in the generator stator winding with different primary circuits. At the same time take into account modern requirements of selectivity and the lack of the dead zone as in the stable, and in intermittent arc faults. The analysis can be used to determine the rational application of known techniques in the implementation of protection. Keywords: Earth fault protection, stator winding of the generator, stable and intermittent arc faults.

01 / Март 2012

Защита от замыканий на землю в обмотке статора синхронных генераторов является одним из важнейших видов защит, поскольку замыкание на землю может быть начальной стадией более тяжелого повреждения обмотки, а именно виткового или междуфазного. Защита от замыканий на землю в отличие от других видов защит имеет особенность, заключающуюся в том, что способ её выполнения и состав технических средств для реализации не поддается типизации, а зависит от схемы подключения генератора, параметров и режима заземления нейтрали сети, в которой работает генератор. Фактором, усложняющим выполнение защиты от замыканий на землю, является требование отсутствия зоны нечувствительности при замыканиях вблизи нейтрали обмотки статора и обеспечения правильной работы защиты как при устойчивых, так и при дуговых перемежающихся замыканиях. Названные требования должны выполняться как в схемах, в которых генератор работает в блоке с трансформатором и не имеет гальванической связи с другими генераторами и с внешней сетью, так и в схемах, где такая связь имеется. В последнем случае дополнительно должна обеспечиваться функция селективности по отношению к поврежденному генератору. Эта задача может быть решена только на основе измерения токов нулевой последовательности в первичных цепях генератора.

При этом для защиты мощных генераторов практически могут использоваться только фильтры токов нулевой последовательности (ФТНП), составленные из трех типовых фазных трансформаторов тока. Сравнительно большой ток небаланса таких фильтров не позволяет выполнить защиту достаточной чувствительности с использованием токов промышленной частоты. Поэтому единственной возможностью для выполнения защиты в таких условиях является использование естественных высших гармоник в токе нулевой последовательности или искусственно наложенных токов с частотой, отличающейся от промышленной, так как это дает возможность отстройки от тока небаланса по частоте. При сравнении и оценке методов и средств защиты от замыкания на землю при различных первичных схемах определенным общим обстоятельством является то, что в схемах без гальванической связи генератора с другими генераторами или с внешней сетью функции отсутствия зоны нечувствительности и работоспособности при перемежающихся замыканиях на землю могут быть разделены. Это объясняется тем, что перемежающиеся замыкания могут иметь место при замыкании на землю в точках обмотки статора, удаленных от нейтрали, где напряжение достаточно высокое. Эта функция в блоках с одним генератором во всех случаях выполняется защитой, реагирующей на на-

НАУКА

Релейная защита

пряжение нулевой последовательности промышленной частоты. Такая защита надежно работает как при устойчивых, так и при перемежающихся замыканиях. Если зоны действия защиты, реагирующей на напряжения нулевой последовательности и выполненной тем или иным способом защиты, работающей при замыкании вблизи нейтрали, перекрываются, то к последней может не предъявляться требование работоспособности при перемежающихся замыканиях. При наличии гальванической связи генераторов с внешними элементами и сохранения требования избирательности по отношению к поврежденному генератору очевидно, что использование защиты напряжения нулевой последовательности как основной невозможно. Поэтому защита, выполняемая в таких случаях на базе использования естественных или искусственно создаваемых токов с частотой, отличающейся от промышленной, не должна иметь зоны нечувствительности и правильно функционировать при перемежающихся замыканиях. В ряде случаев задача выполнения защиты может быть решена применением одного из нескольких возможных вариантов, удовлетворяющих основным требованиям по принципу действия. В таких условиях было бы неправильным придавать каким-либо методам и конкретным устройствам защиты свойства абсолютного преимущества. Опыт разработки и эксплуатации защит от замыканий на землю, накопленный различными отечественными и зарубежными компаниями, позволяет, в основном, достаточно обоснованно выделить области применения для устройств, выполненных на тех или иных принципах. Нередко, при прочих равных условиях, выбор конкретного решения определяется также и предпочтением заказчика – эксплуатационного персонала электростанции. Для генераторов, работающих в

блоке с трансформатором и не имеющих гальванической связи с другими генераторами и внешней сетью, как уже упоминалось, очень эффективной является защита, основанная на использовании напряжения нулевой последовательности промышленной частоты. Напряжение срабатывания отстраивается от напряжения небаланса фильтра напряжения нулевой последовательности. При выполнении измерительного органа напряжения с фильтром основной частоты защита охватывает 90-95% витков обмотки статора. Большим достоинством данной защиты является её работоспособность при дуговых перемежающихся замыканиях. Для устранения зоны нечувствительности при замыкании вблизи нейтрали в настоящее время нашли применение три метода. Метод, основанный на сравнении составляющих третьей гармоники в напряжении нулевой последовательности на выводах и в нейтрали генератора [1], метод наложения на первичные цепи генератора переменного тока с частотой, отличающейся от промышленной [2, 3, 4], и метод наложения постоянного тока [5]. Выбор устройства защиты с наложением постоянного тока при прочих равных условиях часто определяется фактором предпочтения персонала объекта, имеющего опыт эксплуатации такого вида защиты. Это объясняется тем, что кроме полноценного выполнения основных функций устройство защиты с наложением постоянного тока обладает свойством обнаружения некоторых повреждений в цепях статора генератора на ранней стадии [6]. В устройстве защиты с наложением постоянного тока может быть реализована функция непрерывного контроля эквивалентного сопротивления цепей статора генератора относительно земли с подачей сигнала при снижении этого сопротивления до установленного уровня. Для генераторов с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора верх-

научно‑практическое издание

ний уровень измеряемого сопротивления устанавливается равным 1 МОм в соответствии с максимальным практически наблюдаемым значением, которое определяется, в основном, удельным сопротивлением охлаждающей воды. Для генераторов с газовым охлаждением верхний уровень измеряемого сопротивления определяется аппаратными ограничениями и составляет 100 МОм. Для генераторов, работающих на сборные шины генераторного напряжения, в настоящее время практически применяются два варианта выполнения защиты. Один из этих вариантов – защита, использующая высшие гармоники в токе нулевой последовательности [7, 8]. Полоса пропускания частотных фильтров такой защиты охватывает высшие гармоники, включая и гармоники, кратные трем. Благодаря тому, что последние образуют систему нулевой последовательности, защита не имеет зоны нечувствительности. При перемежающихся замыканиях ток нулевой последовательности содержит составляющие в широкой полосе частот. Поэтому защита на высших гармониках принципиально работоспособна и при таком виде замыкания. Методика и результаты исследования функционирования токовых защит при перемежающихся замыканиях, выполненные в Ивановском государственном энергетическом университете, приведены в [9]. Для защиты, использующей высшие гармоники, необходимо, чтобы емкостный ток внешней сети был не меньше некоторого определенного значения. Авторы одного из вариантов защиты определяют минимально необходимый емкостный ток внешней сети, как 0,5% от номинального тока используемых трансформаторов тока [7]. Так для применения защиты на генераторах ТВФ-63 при U HOM =6,3 кВ и ТВФ-120 при U HOM =10,5 кВ с трансформаторами тока, имеющими коэффициент трансформации 8000/5, емкостный ток сети должен быть не менее 40 А. 33

НАУКА

Вайнштейн Роберт Александрович Дата рождения: 1.08.1937. В 1960 году окончил Томский политехнический институт по специальности «Электрические станции сети и системы». В 1965 году защитил кандидатскую диссертацию на тему: «Применение низкочастотных параметрических систем для защиты от замыканий на землю компенсированных сетей» в Томском политехническом институте. C 1985 по 2005 годы – заведующий кафедрой электрических станций Томского политехнического университета. Доцент кафедры электроэнергетических систем Томского политехнического университета.

01 / Март 2012

Релейная защита Для генераторов, работающих на сборные шины в сети с компенсацией емкостного тока, возможно применение защиты с наложением контрольного тока с частотой 25 Гц с помощью специальных источников, включаемых в цепь дугогасящих реакторов [10]. Такая защита не имеет зоны нечувствительности и в ней обеспечивается свойство работоспособности при устойчивых, и перемежающихся замыканиях [11]. Возможность решения этой задачи объясняется, во-первых, тем, что при перемежающихся замыканиях в сети с компенсацией емкостного тока пробои идут с частотой ниже промышленной и, во-вторых, тем, что избыточные заряды, накопившиеся на стадии горения дуги, практически полностью стекают через дугогасящий реактор после погасания дуги. При этом в повреждённом элементе сети токи на стадии горения дуги и на стадии стекания избыточных зарядов имеют одинаковые направления, а в неповреждённом – противоположные. Изменение зарядов может быть измерено формированием интеграла тока нулевой последовательности. Так как к моменту каждого очередного зажигания дуги избыточный заряд стекает практически полностью, то указанный интеграл при внешнем по отношению к генератору замыкании будет близок к нулю, а при замыкании в генераторе – к суммарному изменению заряда ёмкостей всей сети. Практически функцию интегрирования приближённо выполняет имеющийся в составе защиты фильтр низкой частоты. Для генераторов, работающих на сборные шины, ранее применялась и сейчас находится в эксплуатации на ряде электростанций старой постройки защита, выполненная на базе специального шинного трансформатора нулевой последовательности с подмагничиванием (ТНПШ) [12]. Ток небаланса трансформатора ТНПШ таков, что возможно выполнить защиту с током срабатывания не более 5 А на промышленной частоте. По принципу действия защита имеет зону нечувствительности, величина которой зависит от емкостного тока замыкания внешней сети и от настройки дугогасящих реакторов. Однако нельзя не отметить одно важное положительное свойство защиты с трансформатором ТНПШ – это возможность выполнения защиты от двойных замыканий на землю с высокой чувствительностью и без

выдержки времени (первичный ток срабатывания 100 А) [12]. Это в какой-то степени компенсировало недостаток, связанный с наличием зоны нечувствительности, так как при возможном неконтролируемом замыкании в нейтрали и возникновении замыкания на фазе генератор гарантированно отключался без выдержки времени. Функцию защиты от двойных замыканий при применении упомянутых выше устройств выполняет дифференциальная защита генератора, которая имеет значительно меньшую чувствительность. Возможна ли постановка вопроса о возврате к применению ТНПШ? Главное препятствие для применения ТНПШ – это необходимость для его установки нарушения целостности шинопровода выводов генератора. Особенно большие трудности в осуществлении защиты с шинным трансформатором нулевой последовательности имели место при включении на шины генераторного напряжения генераторов ТВФ-63-2 и ТВФ-120-2, соответственно с номинальным напряжением 6,3 и 10,5 кВ. Для таких генераторов институтом электродинамики АН УССР в 70-е годы прошлого века был разработан трансформатор нулевой последовательности типа ТНПШ-3У с номинальным током 7500 А. С помощью специальных мер по снижению тока небаланса и компенсацией собственного емкостного тока генератора во вторичных цепях удалось сохранить первичный ток срабатывания на уровне 5 А. Однако при номинальном токе генератора изолированные шинные вставки ТНПШ сильно перегревались, поэтому этот трансформатор мог работать только при непрерывном принудительном охлаждении. С 1985 года выпуск шинных трансформаторов тока нулевой последовательности прекращен. В настоящее время довольно часто при реконструкции электростанций, и в частности при установке на ТЭЦ новых генераторов сравнительно небольшой мощности (до 30 МВт) они присоединяются к сборным шинам пучком кабелей. Для генераторов такой мощности отсутствие зоны нечувствительности не является нормативным требованием. Поэтому сохранение высокочувствительной защиты от двойных замыканий на землю здесь весьма желательно. Для выполнения защиты в таких случаях разработан специальный тороидальный трансформатор тока нулевой последовательности (ТНПУ-3), через

НАУКА

Релейная защита

Юдин Святослав Михайлович Дата рождения: 30.03.1949 г. В 1971 году окончил Томский политехнический институт по специальности «Кибернетика электрических систем». В 1982 году защитил кандидатскую диссертацию на тему: «Исследование способов наложения контрольного тока частотой 25 Гц для защит от замыкания на землю» в Новосибирском

а)

электротехническом ин-

Рис. 1. Схема включения элементов защиты: а) гидрогенераторов укрупненного блока; б) генератора блока с

б)

ституте. Доцент кафедры

реактированной отпайкой

электроэнергетических систем Томского политехнического университета.

окно которого пропускается пучок кабелей. Диаметр окна трансформатора в зависимости от мощности генератора, а следовательно, от числа и площади поперечного сечения параллельных кабелей составляет от 250 до 400 мм. Применение высококачественных магнитопроводов с однородными пространственными магнитными свойствами, равномерным распределением вторичной обмотки и внутренним ферромагнитным экраном обеспечивает весьма низкое значение тока небаланса. Первичный ток срабатывания защиты от однофазных замыканий устанавливается в пределах 2-3 А, а от двойных замыканий 80-100 А. Наряду с рассмотренными выше схемами включения генераторов, когда возможно применение одного из нескольких возможных вариантов выполнения защиты, имеются объекты, для которых, насколько нам известно, достаточно полноценное решение обеспечивается только устройствами защиты, примененными в составе шкафов комплексных цифровых защит ООО НПП «ЭКРА». Такими объектами являются: • у крупненные блоки гидроэлектростанций, в которых генераторы работают параллельно на одну обмотку низкого напряжения повышающего трансформатора, а их нейтранаучно‑практическое издание

ли заземлены через дугогасящие реакторы; • б локи генератор-трансформатор с питани-

ем сети собственных нужд, а в ряде случаев и некоторой местной нагрузки через реактированные отпайки. Защита от замыканий на землю генераторов укрупненных блоков выполняется путем наложения контрольного тока с частотой 25 Гц. Источник контрольного тока включается в объединенные со стороны нейтрали заземляемые выводы дугогасящих реакторов (рис. 1, а) [13]. При устойчивых замыканиях избирательность защиты обеспечивается за счет того, что токи с частотой 25 Гц, протекающие через ФТНП на выводах генераторов и в нейтрали, имеют взаимно противоположные направления в повреждённом и неповреждённом генераторах. При дуговом перемежающемся замыкании на стадии горения дуги токи, связанные с изменением зарядов емкостей фаз сети, протекают по выводам повреждённого и неповреждённого генераторов в противоположных направлениях, а в бестоковую паузу токи стекания избыточных зарядов, накопленных за время горения дуги, протекают со стороны нейтрали у всех генераторов в одинаковом направлении. Поэтому в области низких частот, выделяемых 35

НАУКА

Доронин Александр Викторович Дата рождения: 7 .02.1976 г. В 1998 году окончил Чувашский государственный университет по специальности «Автоматизация электроэнергетических систем». Заведующий сектором проектирования ООО НПП «ЭКРА».

01 / Март 2012

Релейная защита частотными фильтрами, условие работы защиты при перемежающихся дуговых замыканиях совпадает с условиями работы защиты при устойчивых замыканиях [14]. В схемах блоков с реактированной отпайкой выполнение защиты от замыканий на землю в обмотке статора генератора при условии сохранения требований селективности и отсутствия зоны нечувствительности сильно затрудняется. Защита от замыканий на землю, применяемая в схемах блоков без реактированной отпайки, основанная на использовании напряжения нулевой последовательности основной частоты и третьей гармоники, в рассматриваемом случае будет срабатывать при каждом замыкании на землю в сети, питающейся через реактор. Защита, использующая высшие гармоники тока нулевой последовательности, по принципу действия обладает свойством селективности, однако в данном случае она неприменима, так как емкостный ток сети, питающейся через реактор, как правило, не более 10 А, чего недостаточно для обеспечения ее чувствительности. Невозможно также и применение защиты с наложением тока через дугогасящий реактор, так как сеть, связанная с генератором, имеет изолированную нейтраль. Задача решена путем включения источника контрольного тока с частотой 25 Гц в цепь разомкнутого треугольника трансформатора напряжения [15]. Поясняющая схема приведена на рис. 1, б. Наложение контрольного тока через трансформатор напряжения известно и используется для устранения зоны нечувствительности защиты генераторов, работающих в блоке с трансформатором без гальванической связи с внешней сетью [2, 3]. Существенное отличие задачи выполнения защиты для генератора с отпайкой от задачи, решаемой устройствами по [2, 3], заключается в том, что в последнем случае электрические величины с частотой контрольного тока измеряются во вторичных цепях трансформатора напряжения, и поэтому контрольный ток может быть малым. В данном случае значение наложенного тока должно быть достаточным для его надежного измерения в первичных ветвях генератора с использованием фильтров тока нулевой последовательности, составленных из типовых трансформаторов тока.

Для наложения контрольного тока выделяется группа из трех однофазных заземляемых трансформаторов напряжения ТV1, подключаемых в каком-либо месте, удобном в конструктивном отношении, но обязательно за трансформаторами тока, с помощью которых измеряется ток нулевой последовательности в цепи генератора (Рис. 1, б). Причем используются основные вторичные обмотки, поскольку это позволяет при прочих равных условиях получить больший контрольный ток. Источник включается через частотный фильтр, имеющий малое сопротивление на частоте 25 Гц и ограничивающий ток с частотой 50 Гц в цепи разомкнутого треугольника при замыкании на землю. Основным фактором, который ограничивает максимально возможный контрольный ток, является допустимое действующее значение тока в обмотках трансформатора напряжения. Последний определяется по максимальной мощности трансформатора напряжения. При включении источника контрольного тока через основные обмотки группы из трех трансформаторов напряжения типа ЗHOЛ.09-6 первичный контрольный ток, при учете указанного выше ограничения, составляет около 0,3 А. По имеющемуся опыту применения защиты с наложением тока с частотой 25 Гц такое значение тока является достаточным для выполнения защиты. Принцип действия защиты при устойчивом замыкании очевиден: при замыкании на землю в обмотке статора генератора доля тока с частотой 25 Гц, ответвляющаяся в цепь генератора, увеличивается, а составляющая с частотой 25 Гц в напряжении нулевой последовательности уменьшается. Это позволяет выполнить защиту, реагирующую на сопротивление или проводимость в месте замыкания, формируемые как отношения упомянутых электрических величин. В отличие от сети с компенсацией емкостного тока, где пробои изоляции следуют с частотой ниже промышленной, в сети с изолированной нейтралью наименьшая частота следования пробоев равна удвоенной промышленной частоте, когда пробои происходят на каждом полупериоде напряжения. Если дуга гаснет при одном из прохождений через ноль переходного емкостного тока, то цепь источника контрольного тока оказывается замкнутой на время, составляющее малую долю периода контрольного тока.

НАУКА

Наумов Александр Михайлович Дата рождения: 29.11.1949 г. В 1973 году окончил Чувашский государственный университет по специальности инженерэлектромеханик. В 1985 году защитил кандидатскую диссертацию на тему: «Исследование и разработка быстродействующих фильтровых направленных высокочастотных защит ВЛ». Технический директор ООО НПП «ЭКРА».

Релейная защита Таким образом, естественные низкочастотные составляющие в токах нулевой последовательности, обусловленные действием рабочего напряжения, при перемежающихся замыканиях в сети с изолированной нейтралью отсутствуют. Однако и в этих условиях в токе замыкания появляется составляющая с частотой 25 Гц. Механизм формирования составляющей с частотой 25 Гц в токе замыкания при перемежающихся замыканиях, когда дуга горит в течение очень малого времени, заключается в следующем. Перед каждым очередным пробоем изоляции емкости фаз сети приобретают составляющую заряда, пропорциональную мгновенному значению напряжения источника контрольного тока в момент пробоя. При пробое изоляции образуется контур разряда с малой постоянной времени. Поэтому даже при очень малом времени горения дуги ёмкость сети успевает разрядиться, и вся энергия, запасённая к моменту пробоя, передаётся в контур цепи замыкания. В токе замыкания при этом появляются импульсы тока большой амплитуды, промодулированные частотой 25 Гц. При перемежающемся замыкании, характеризующемся наибольшим отличием процессов от процессов при устойчивом замыкании, а именно когда имеет место один пробой изоляции на каждом полупериоде и дуга гаснет при первом переходе через ноль переходной высокочастотной составляющей тока, составляющая с частотой 25 Гц в токе замыкания при емкостном токе внешней сети 5-8 А равна примерно 30% от тока при устойчивом замыкании. В процессе развития повреждения изоляции из-за снижения пробивного напряжения может иметь место два и более пробоя за полупериод напряжения промышленной частоты. При этом составляющая тока с частотой 25 Гц в токе замыкания увеличивается и приближается к значению при устойчивом замыкании.

1MRB520123-BEN_A_en_REX010_011_ Auxiliary_unit_for_ REG216_316_4_ for_100__stator_and_rotor_earth-fault_ protection.pdf 4. Вайнштейн Р.А., Гетманов В.Т., Шмойлов А.В., Пушков А.П. Стопроцентная защита от замыканий на землю обмотки статора гидрогенераторов Красноярской ГЭС // Электрические станции. – 1972. – №2. С. 41-44. 5. Вайнштейн Р.А., Доронин А.В., Наумов А.М., Юдин С.М. Опыт разработки и применения защиты от замыканий на землю обмотки статора на основе наложения постоянного тока в составе комплексной цифровой защиты генераторов // Известия вузов. Проблемы энергетики. – 2010. – №3-4/I – С.135-139 6. Коберник Е.Д. Стопроцентная земляная защита статора генератора на принципе наложения постоянного тока // Электрические станции. – 1995. – № 4. 7. Кискачи В.В. Защита без зоны нечувствительности от однофазных замыканий на землю в обмотке статора генераторов, работающих на сборные шины / Учебно-методическое пособие. – М.: ИПКгосслужбы. – 2002. – 68 с. 8. Алексеев В.Г., Евдокимов С.А., Левиуш А.И. Повышение надежности заземления вала турбоагрегата и защита от замыканий на землю обмотки статора турбогенератора, работающего на сборные шины // [Электронный ресурс]. – 2008. – Режим доступа: // http://www.ees.su/node/233 - Загл. с экрана. 9. Шуин В.А., Сарбеева О.А., Чугрова Е.С. Токовые защиты от замыканий на землю. Исследование динамических режимов функционирования// Новости ЭлектроТехники. Информационно-справочное издание. №2(62) 2010. С. 36-40. 10. Вайнштейн Р.А., Головко С.И., Коберник Е.Д., Юдин С.М. Защита от замыканий на землю в компенсированных сетях 6-10 кВ // Электрические станции. – 1998. – №27. С. 26-30. 11. Вайнштейн Р.А., Пашковский С.Н., Понамарев Е.А., Шестакова В.В. Условие функционирования защиты от замыканий на землю в сетях с компенсацией емкостного тока при дуговых перемежающихся замыканиях // Электричество. – 2009. – № 12. С. 26-32. 12. Сирота И.М. Трансформаторы и фильтры напряжения и тока нулевой последовательности. – Киев: Наук. думка, 1983. – 268 с. 13. Патент 2286637 Россия. МПК Н02Н 3/16. Устройство для селективной защиты от замыканий на землю в обмотке статоров генераторов, работающих в укрупненном блоке / Вайнштейн Р.А., Шестакова В.В., Юдин С.М., Наумов A.M., Райспих И.К. // Заявлено 29.07.2005. Опуб. 27.10.2006. Бюл. №30. 14. Вайнштейн Р.А. Пашковский С.Н., Понамарев Е.А., Юдин С.М. Качественные признаки для выявления поврежденного элемента в электроустановках с компенсацией емкостного тока при дуговых перемежающихся замыканиях // Известия вузов. Проблемы энергетики. – 2008. – №7-8/I С. 136143. 15. Вайнштейн Р.А., Доронин А.В., Наумов A.M., Юдин С.М. Защита от замыканий на землю в обмотке статора генераторов в схеме блоков с реактированной отпайкой // Изв. вузов. Электромеханика. – 2011 – №6. с. 96-101

Литература: 1. Кискачи В.М. Использование гармоник ЭДС генераторов энергоблоков при выполнении защиты от замыканий на землю // Электричество. – 1974. – №2. – С. 24-29. 2. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Издательство Энергоатомиздат. – 2007. – 549 с. 3. ABB. Auxiliary unit for REG216/316*4 for 100% stator and rotor earth fault protection. REX010/011. 1MRB520123Ben // [Электронный ресурс]. March 2003. – Режим доступа: http://www05.abb.com/global/scot/scot296.nsf/ veritydisplay/ 505001dc3db1ac1bc125745700428f69/$file/

научно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита

Авторы: Дмитренко А.М., Казакова Е.Ю., Атаманов М.Н.,

Анализ переходных процессов дифференциальных защит трансформаторов с мощной двигательной нагрузкой

ЧувГУ им. И.Н.Ульянова, г.Чебоксары, Россия.

УДК 621.311.4

The analysis of transients of differential protection of transformers with powerful impellent loading Аннотация: проведен анализ токов короткого замыкания дифференциальных защит с учетом мощных асинхронных двигателей, представленных двухконтурной схемой замещения. Получено обобщенное выражение для вычисления переходных токов коротких замыканий (КЗ). Примененный метод комплексного экспоненциального возмущения позволяет учитывать увеличение скольжения в процессе КЗ. Показано, что при расчете токов небаланса необходимо учитывать динамические свойства дискретного преобразования Фурье. Ключевые слова: переходные токи, мощные асинхронные двигатели, дифференциальная защита, токи небаланса. Abstract: The analysis of currents of short circuit of differential protection taking into account the powerful asynchronous engines presented of a double-circuit equivalent circuit is carried out. The generalized expression for calculation of transitive currents of short circuits is received. The applied method complex exponential indignations allows to consider increase in sliding in the course of short circuits. It is shown that at calculation of currents unbalance it is necessary to consider dynamic properties of discrete Fourie transform. Keywords: transitive currents, powerful asynchronous engines, differential protection, currents unbalance.

Рис. 1. Схема замещения электрической системы и мощного глубокопазного АД

01 / Март 2012

В настоящей статье рассматриваются переходные токи, возникающие при внешних коротких замыканиях (КЗ). В традиционных методах расчета токов небаланса дифференциальной защиты трансформаторов (ДЗТ) обычно учитывается только режим максимального тока внешнего КЗ [1, 2]. В современных условиях указанный режим следует иметь в виду при расчете тока срабатывания дифференциальной отсечки. Что касается расчета параметров срабатывания чувствительного органа ДЗТ, то необходимо учитывать также режимы, возникающие при небольших сквозных токах [3]. Например, для трансформаторов собственных нужд (ТСН) таким режимом является КЗ на стороне высшего напряжения (ВН) ТСН или стороне ВН блочного трансформатора. При этом возникают сквозные токи, вызванные кратковременным переходом двигателей нагрузки в генераторный режим.

На тепловых и атомных электростанциях используются асинхронные двигатели (АД) с глубоким или фигурным пазом ротора, что обеспечивает кратность пускового момента в пределах 0,8-1,2, а кратность пускового тока 4-5 [4]. Для таких АД приемлемая точность расчетов токов КЗ обеспечивается при использовании двухконтурной схемы замещения (рис. 1). Под мощными в данной статье подразумеваются АД номинальной мощностью 1 МВт и более. При трехфазных КЗ для таких АД эквивалентное сопротивление постоянному току трансформатора r T и обмотки статора r 1 можно учитывать только при расчете постоянной времени релаксации апериодической составляющей тока статора , (1)

НАУКА

Дмитренко Александр Михайлович Дата рождения: 14.06.1940 г. Окончил в 1962 г. электроэнергетический факультет Новочеркасского политехнического института. В 1993 г. защитил в Новочеркасском государственном техническом

Релейная защита где ωс – синхронная угловая частота;  – сверхпереходное реактивное сопротивление. Как известно, АД с двухконтурной схемой замещения в начале переходного процесса КЗ можно рассматривать как недовозбужденный синхронный двигатель. Для расчета переходных токов КЗ в системе с синхронными машинами широко применяется операторный метод, который позволяет с определенными допущениями найти корни характеристического уравнения [5]. Одно из таких допущений относится к учету взаимного влияния контуров ротора на переходный процесс. В данной статье по аналогии с [6], [7] учет взаимного влияния контуров ротора на постоянные времени релаксации сверхпереходной и переходной гармонических составляющих токов статора производится по формулам:

университете докторскую диссертацию на тему «Времяимпульсные диф-

;

(2) ;

ференциальные защиты

(3)

Здесь

Согласно частотному методу исследования машин переменного тока [7] можно перейти от операторных функций и параметров к частотным характеристикам и параметрам путем замены оператора р на js. С учетом этого получаем следующие обобщенные комплексные сопротивления ;

(7)

. (8) При s=0 из выражений (7) и (8) получаем синхронное комплексное сопротивление . При s ∞ получаем

элементов энергосистем».

;

Профессор кафедры

;

(9)

«Электроснабжение промышленных пред-

;

приятий» Чувашского

(10)

госуниверситета.

. Постоянная – это постоянная времени второй ветви при короткозамкнутой (в общем виде через сопротивление системы) обмотке статора и разомкнутой первой ветви обмотки ротора. Использование формул (2) и (3) позволяет получить более высокую точность вычисления постоянных и . С учетом изложенного, при вычислении начальных амплитуд и фаз гармонических составляющих токов статора, взаимное влияние контуров ротора можно не учитывать. В процессе КЗ происходит относительно медленное уменьшение угловой скорости ротора ωр. Так, по данным [5], наибольшее уменьшение скорости ротора наблюдается у конденсатного электронасоса и составляет примерно 4% за 0,1 с. При этом за один оборот ротора уменьшение угловой скорости составляет примерно 0,8%. Исходя из этого, можно приближенно полагать, что в течение одного оборота ротора его угловая скорость неизменна, а от оборота к обороту изменяет свое значение. Таким образом, схему замещения на рис. 1 при достаточно медленном изменении скольжения s можно рассматривать как квазилинейную. научно‑практическое издание

где – индуктивное переходное сопротивление. Как известно, угловая скорость вращения магнитного поля ротора может несколько отличаться от угловой скорости ротора при относительно быстрой релаксации поля. Однако это имеет отношение только к сверхпереходной гармонической составляющей тока статора. Следует отметить, что для сверхпереходной составляющей важен лишь вклад, вносимый ею в максимальную амплитуду (ударное значение тока) и в начальное значение апериодической (постоянной) составляющей тока статора. Поэтому в дальнейшем принимается допущение: . В качестве типичного АД можно принять двигатель номинальной мощностью 4 МВт. Для такого двигателя имеем следующие относительные параметры схемы замещения на рис. 1 (за базу принято номинальное сопротивление АД) [5]: r1=0,0052; x1=0,078; xμ=2,78; r21=0,0072; x21=0,14; r22 =0,062; x22 =0,097. Начальные значения комплексных амплитуд переходного и сверхпереходного токов можно находить по следующим формулам: 39

НАУКА

Релейная защита ;

(11) ;

(12)

В режиме КЗ в системе с АД имеем =0. Начальные значения комплексных амплитуд переходной и сверхпереходной ЭДС находим так:

Значение тока нагрузки АД в момент времени, предшествующий коммутации: .

(13) – комплексная амплитуда ЭДС где системы; , – значения обобщенных комплексных сопротивлений при скольжении s, соответствующем моменту КЗ. Подставив полученные выражения для и в формулы (11) и (12), получаем окончательно:

;

(14)

(15) (16)

(17)

Гармоническую функцию ЭДС системы представим в следующем виде: , где п =А, В, С. Тогда мгновенные значения токов при трехфазном КЗ с учетом формул (14)-(17) можно вычислять по обобщенной формуле

При изменении s расчет мгновенных значений тока КЗ целесообразно производить с использованием метода малого параметра. В качестве малого параметра следует использовать интервал дискретизации времени . Для получения достаточной точности расчетов можно принимать . Это удобно также тем, что позволяет непосредственно использовать результаты расчетов как входные данные ДПФ. В целом следует отметить, что точность расчета токов КЗ определяется, в основном, точностью параметров схемы замещения АД. На рис. 2 приведена расчетная кривая тока КЗ в фазе А асинхронного двигателя 4АЗМ – 4000/6000 при угле ЭДС системы . Она содержит сверхпереходную , переходную и апериодическую iа составляющие. Сверхпереходная составляющая быстро затухает, однако ее значение при t=0 существенно влияет на начальное значение апериодической составляющей, вследствие чего в течение примерно 220 мс кривая тока не имеет отрицательных значений. Это приводит к насыщению сердечников защитных трансформаторов тока (ТТ) и, в конечном итоге, к увеличению тока небаланса ДЗТ. На рис. 2 видно, что кривые I(1)m, I(2)m, полученные на базе дискретного преобразования Фурье (ДПФ), содержат затухающие постоянную и колебательную состав-

где – комплексная амплитуда тока в начальный момент возникновения КЗ. Второе слагаемое формулы (19) представляет собой комплексную амплитуду тока нагрузки АД, взятую с обратным знаком, так как .

(20)

Значение гармонической составляющей тока КЗ в момент времени сразу после коммутации можно плучить на базе формулы (18), полагая t=0: . (21) Начальное значение апериодической составляющей находим как взятую с обратным знаком разность значений токов, вычисленных по формулам (21) и (20). Очевидно, что при этом обеспечивается непрерывность изменения токов фаз статора АД в процессе возникновения КЗ. Приближенно можно полагать, что угловое ускорение ротора АД в процессе КЗ постоянно. При этом имеем . В данном случае угловое ускорение отрицательно, поэтому скольжение s в процессе КЗ увеличивается. 16

о.е.

(18) . Здесь: , , - модуль и фаза эквивалентной комплексной проводимости ; , – модуль и фаза эквивалентной комплексной проводимости ; – начальное значение апериодической составляющей тока КЗ. Начальное значение апериодической составляющей удобно найти следующим путем. Сложив правые и левые части формул (14) и (15), получаем

I(1)m 8

01 / Март 2012

(19)

I(2)m

Рис. 2. Кривые переходного тока фазы А и амплитуд первой и второй гармоник

100

110

120

t, мc

НАУКА

Атаманов Михаил Николаевич Дата рождения: 25.10.1966 г. Окончил в 1991 г. факультет электрифи-

Релейная защита ляющие. Колебания можно рассматривать как пульсации модуля выходного сигнала, «генерируемые» ДПФ в динамическом режиме. Отношение I(1)m/ I(2)m часто используется в качестве информационного параметра переходных токов небаланса ДЗТ. В токе КЗ на рис. 2 отношение I(1)m/ I(2)m достигает 15%. Необходимо учитывать также особенности функционирования защитных ТТ, к которым подключаются входные токовые цепи микропроцессорных защит. В качестве обобщенного параметра ТТ использовалась приведенная предельная кратность [3] ,

кации и автоматизации промышленности Чувашского госуниверситета. В 2000 г. защитил в Чувашском госуниверситете кандидатскую диссертацию на тему «Исследование переходных процессов при включении резервного трансформатора собственных нужд». Доцент кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» Чувашского госуниверситета.

(22)

где

– первичный номинальный ток ТТ; – предельная кратность (К5 или К10). Со стороны ВН ТСН часто используются ТТ с первичным номинальным током, значительно большим номинального тока ТСН. Вследствие этого согласно формуле (22) могут получаться повышенные значения (порядка 50-70). Со стороны НН значения получаются меньше. Поэтому ток небаланса ДЗТ, как правило, определяется погрешностями ТТ со стороны НН. Наиболее тяжелые условия для отстройки ДЗТ возникают, начиная с 80-й миллисекунды переходного процесса (рис. 2). При этом в 6-м условном периоде отношение действующего значения тока КЗ к номинальному току равно примерно 2, а отношение среднего значения (постоянной составляющей) к амплитуде гармонической составляющей равно примерно 1, 4. В таких условиях постоянную времени вторичного контура ТТ можно вычислять по формуле [3]: ,

Казакова Екатерина Юрьевна Дата рождения: 04.08.1975 г. Окончила в 1999 г. магистратуру электроэнергетического факультета Чувашского госуниверситета. Ст.преподаватель кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» Чувашского госуниверситета.

(23)

где β=0,09 Тл для наиболее распространенной марки электротехнической стали 3413; , – число витков вторичной обмотки и сечение стали магнитопровода; – среднее за условный период значение намагничивающего тока ТТ. В режиме насыщения магнитопровода ТТ можно полагать, что примерно равно приведенной постоянной составляющей первичного тока ТТ. При повышенных значениях последней, как видно из формулы (23), постоянная времени Т2 уменьшается, а первая гармоника тока небаланса, соответственно, увеличивается. При кратности сквозного тока не более 2 возникает так называемый квазилинейный переходный режим, при котором в намагничивающем токе ТТ появляется небольшая вторая гармоника (не более 12% от первой) [3]. Условно можно считать, научно‑практическое издание

что ветвь намагничивания ТТ в рассматриваемом режиме «генерирует» вторую гармонику. Как показано в [8], при насыщении ТТ происходит определенная компенсация второй гармоники «генерируемой» ДПФ в динамическом режиме. Вследствие этого происходит существенное снижение второй гармоники в токе небаланса ДЗТ. Аналогичное явление возникает при токе внешнего КЗ, приведенном на рис.2. При этом отношение второй гармоники к первой может быть менее 5%. В таких условиях отстройка ДЗТ от переходных токов небаланса может быть обеспечена за счет выбора параметров тормозной характеристики, которая обычно формируется на базе первых гармоник токов. Токи небаланса ДЗТ по первой гармонике зависят от большого числа факторов: постоянной времени затухания гармонической составляющей первичного тока КЗ; соотношения апериодической (постоянной) и гармонической составляющих первичного тока после насыщения ТТ; значений ТТ на разных сторонах ДЗТ и др. Особую трудность представляет правильный учет остаточной намагниченности магнитопроводов ТТ. С учетом изложенного, определение так называемых наихудших условий функционирования ДЗТ целесообразно производить с использованием метода экспертных оценок. Выводы: 1. Использование метода комплексного экспоненциального возмущения позволило получить относительно простые формулы для моделирования токов КЗ, учитывающие достаточно медленное изменение скольжения s. 2. Учет влияния различных факторов (в том числе остаточной намагниченности сердечников ТТ) на токи небаланса целесообразно производить с учетом использования метода экспертных оценок. Литература: 1. Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформатор. – М.: Энергоиздат, 1982. 2. Байтер И.И., Богданова Н.А. Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций – М.: Энергоатомиздат, 1989. 3. Дмитренко А.М., Казакова Е.Ю. О расчете токов небаланса цифровых дифференциальных защит трансформаторов при небольших сквозных токах //Изв. вузов Электромеханика. №4. 2009. 4. Электрическая часть станций и подстанций/А.А.Васильев, И.П.Крючков, Е.Ф.Наяшкова и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990. 5. Сивокобыленко В.Ф., Павлюков В.А. Метод эквивалентирования и расчета короткого замыкания в системе асинхронных машин. – Электричество, 1979, №1. 6. Важнов А.И. Переходные процессы в машинах переменного тока. – Л.: Энергия, 1980. 7. Сипайлов Г.А., Кононенко Е.В., Хорьков К.А. Электрические машины (специальный курс). – М.: Высшая школа, 1987. 8. Дмитренко А.М., Атаманов М.Н., Казакова Е.Ю. Спектральный анализ переходных токов, возникающих в системе собственных нужд электростанций после аварийного включения резерва. Труды АЭН ЧР. №2. 2004.

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.

(Окончание статьи. Начало в №4 (05), 2011) Влияние кондук тивных помех (РКНП) Ис точниками кондук тивных помех, наведенных радиочас тотными элек тро магнитными полями, являютс я, в основном, поля, создаваемые радиопередающими ус тройс твами. Указанные поля мог у т воздейс твовать на проводники, подк лю ченные к техническим средс твам в мес тах их эксплуатации. Проводники, подк лю ченные к техническим средс твам (линии связи, кабели питания), выс т упают в каче с тве пассивных приемных антенн, т.к. раз-

Рис. 34. Место расположения каждого кабеля при испытаниях на устойчивость к наведенным помехам

Таблица 5

Схема подключения

РК 50-2-12

Схема 1

3,32

Схема 2

1,72

КПЭТИ

Заземлен по всей длине КНММСМ Заземлен через соединительную коробку Схема 1 КЖМГ

Схема 2 4 мм

КНМС 8 мм

КВВГ

01 / Март 2012

Напряжение на

Тип кабеля

нагрузке, мВ

Схема 1

264

Схема 2

248

Схема 1

3440

Схема 2

6000 6,9 4,5

Схема 1

Схема 2

Схема 1

Схема 2

130

НАУКА

ЭМС

Рис. 35. Кабель КПЭТИ.

Рис. 36. Кабель КПЭТИ. Мах на частоте 8-10 МГц

Общая картина 0,15-80 МГц 10В.

меры самих технических средс тв, в большинс тве с лучаев, полагают малыми в сравнении с д линой волны элек тромагнитного поля. Воздейс твие на кабели РКНП с ам плит удой 10 В предс тавляет собой синусоидальное модулированное напряжение, которое наводитс я на кабели с помощью инжекционных к лешей через индук тивную связь (см. рис. 34). В таблице 5 указаны изме ренные осциллографом значения напряжений в милливольтах на жилах кабелей, нагру женных на сопротивление 50 Ом, возникаю щих вс ледс твие РКНП. Данный вид испытаний являетс я наиболее требовательным к качес тву заземления и д лине зазем ляющего проводника. Поэтому с ущес твенная разница в результатах может быть объяснена неодинаковыми ус ловиями заземления. Зазем ление по всей д лине снижает уровни кондук тивных помех и являетс я тенденцией, учитывая ре зультаты воздейс твия элек тромагнитным полем. Ниже приведены осцилло граммы наводок РКНП на нагрузках разных кабелей (рис. 35-39). Влияние наносек ундных импульсных помех (НИП) Испытания на воздейс твие НИП – это испытание пачками импульсов наносек ундной д лительнос ти. Особеннос тями НИП являютс я малая д лительнос ть фронта,

Рис. 37. Кабель КНММСМ, заземленный по всей длине через 0,5 м. Общая картина 0,15-80 МГц 10В

Рис. 38. Кабель КНММСМ, заземленный на конце

Рис. 39. Кабель КЖМГ. Мах на частоте 2-2,5 МГц

через соединительную коробку. Общая картина 0,15-80 МГц 10В

Рис. 40. Место расположения каждого кабеля при испытаниях на устойчивость к НИП

научно‑практическое издание

НАУКА

ЭМС

Таблица 6 Тип кабеля

Схема подключения

Напряжение на нагрузке, В

РК 50-2-12

Схема1(помеха общего вида)

Схема2(синфазная помеха)

КПЭТИ

Заземлен по всей длине КНММСМ Заземлен через соединительную коробку

КЖМГ

Схема 1

2,24

Схема 2

2,24

Схема 1

86,4

Схема 2

99,6

Схема 1(помеха общего вида)

0,017

Схема 2(синфазная помеха)

0,011

Схема 1(помеха общего вида) 4 мм КНМС 8 мм КВВГ

Схема 2(синфазная помеха)

2,5

Схема 1(помеха общего вида)

2,5

Схема 2(синфазная помеха)

Рис. 42. Кабель КПЭТИ. Реакция на наносекундный

Рис. 43. Кабель КНММСМ - заземлен через 0,5 м по

импульс 4 кВ, длительная развертка

всей длине. Реакция на наносекундный импульс 4 кВ

Рис. 44. Кабель КНММСМ - заземлен через 0,5 м по

Рис. 45. Кабель КНММСМ - заземлен на конце на

Рис. 46. Кабель КНММСМ - заземлен на конце на

всей длине. Реакция на наносекундный импульс 4 кВ,

коробку сопряжения. Реакция на наносекундный

длительная развертка.

импульс 4 кВ

импульс 4 кВ, длительная развертка

Рис. 41. Кабель КПЭТИ. Реакция на наносекундный импульс 4 кВ

01 / Март 2012

НАУКА

ЭМС

Рис. 47. Кабель КЖМГ. Реакция на наносекундный импульс 4 кВ

Рис. 48. Кабель КЖМГ. Реакция на наносекундный импульс 4 кВ, длительная развертка

высокая час тота повторения, низкая энергия и хорошая распро с траняемос ть от проводника к проводник у. НИП величиной 4 кВ подавались на кабели через емкос тные клещи связи, инжектирующие в кабели напряжение НИП. (см. рис. 40). В таблице 6 приведены измеренные осциллографом значения напряжений в милливольтах на жилах кабелей, нагруженных на сопротивление 50 Ом, возникающих вследствие НИП. По результатам испытаний на НИП выделяются два момента, связанные с заземлением экранов кабелей и их проводимостью. Экран кабеля КЖМГ практически не пропускает помехи НИП внутрь, так же, как заземление КНММСМ по всей длине на порядок снижает амплитуду помех. НИП хорошо распространяется по эфиру в пространстве, поэтому количество наводок от них в помещении, где проходят кабельные линии, или внутри корпусов установок, подключенных к кабелям с наводками, во многом зависит

Таблица 7 Тип кабеля

Схема подключения

Напряжение на нагрузке, В

РК 50-2-12

Схема 1

138

Схема 2

134

КПЭТИ

Заземлен по всей длине

Схема 1

154

Схема 2

Схема 1

384

Схема 2

120

КНММСМ Заземлен через соединительную коробку Схема 1

4,8

Схема 2

2,4

Схема 1

Схема 2

0,2

Схема 1

Схема 2

0,15

Схема 2

0,4

КЖМГ

4 мм КНМС 8 мм

КВВГ

научно‑практическое издание

от экранирования помещения или корпуса установки, способа прокладки кабелей между помещениями или способа присоединения кабелей к техническим средствам (проходная панель, разъем, крепеж жгутов, отверстия для ввода). Ниже приведены осциллограммы наводок на нагрузках разных кабелей при одинаковых условиях экспериментов (рис. 41-48). Из осциллограмм для кабеля КЖМГ наблюдается отличие формы наводок на нагрузке кабеля от других типов кабелей. На рис. 47 импульсы не дифференцируются при прохождении от экрана к жиле кабеля как на предыдущих, что свидетельствует об отсутствии индуктивной связи между жилами и экраном. Так как импульсные наводки передаются, как известно, через реактивности, нужно стремиться к их уменьшению в кабелях. Например, витая пара проводов обладает гораздо меньшей емкостной связью, чем пара параллельно проложенных проводников. То есть следует избегать неплотных стыков в разъемах, крепежах, заземлении, свернутых колец и бухт, и линии. Влияние микросекундных импульсных помех большой энергии (МИП) Процессы образования МИП можно разделить на две группы: коммутационные переходные процессы, связаные с переключениями в системах электроснабжения, распределительных системах, резонансными колебаниями переключающих приборов (тиристров), повреждениями систем (короткое замыкание на землю, дуговые разряды) и молниевые разряды: при непосредственном ударе молнии в электрические цепи вне здания или контура его заземления, косвенном ударе, образующем электромагнитное поле, которое индуцирует напряжения или токи в проводниках, при ударе молнии в грунт, создающем разрядный ток, который, протекая по земле, может создать разность потенциалов в системе заземления. Согласно требованиям ГОСТ Р 507462000 воздействовали на кабели МИП величиной 4 кВ и длительностью импульсов напряжения 16мкс при фронте 6,4 мкс и тока с фронтом 8 мкс, а длительно45

НАУКА

ЭМС

стью 20 мкс подавались непосредственно на экраны кабелей или через емкостную связь в случае их отсутствия. В таблице 7 приведены измеренные осциллографом значения напряжений в милливольтах на жилах кабелей, нагруженных на сопротивление 50 Ом, возникающих вследствие МИП. При воздействии МИП более помехозащищенной оказывается схема «провод-провод», не имеющая связи с экраном и землей, т.к. возникновение помехи на ней вторично, она наводится на жилу посредством связи с внешнего экрана. В данном случае по измеренным значениям на неэкранированных кабелях видно, что экраны кабелей не влияют на прохождение импульсов, а даже наоборот, могут способствовать растеканию токов помехи по оплетке и жилам, превращая помеху общего вида в синфазную. Ниже приведены осцилло-

граммы наводок на нагрузках разных кабелей при одинаковых условиях экспериментов (рис. 49-53). По форме импульсов из приведенных осциллограмм можно сказать, что кабели КНММСМ и КПЭТИ обладают большей индуктивной связью на данных частотах импульсов, чем другие, что может объясняться как параметрами кабеля, так и различной длиной кабелей при испытаниях. Индуктивная связь дифференцирует импульсы, растягивая фронты и препятствуя дальнейшему распространению помехи и снижая ее энергию.

Рис. 49. Кабель КНММСМ, заземленный на конце

Рис. 50. Кабель КНММСМ, заземленный по всей

через соединительную коробку.

длине через 0,5 м.

МИП + 2 кВ аналогичны по своему воздействию

функциональными требованиями к системам, к которым они подключаются, могут быть нерациональными или ошибочными. Так же как и при учете других факторов, необходимо делать детальный анализ с применением конкретных схем подключений, типов технических средств СКУ и окружающей электромагнитной обстановки. Например, при выборе экранированного кабеля без внешней изоляции, заземлив его по всей длине в надежде избежать импульсных высокочастотных помех, помех большой энергии и радиочастотных наводок, разработчик будет сталкиваться с проблемой проникновения в кабель низкочастотных помех МППЧ и магнитных и электрических импульсных полей. Чтобы уменьшить их влияние, рационально выбрать схему подключения «провод-провод». Однако выбор схемы подключения не всегда представляется возможным, т.к. она жестко задается Главным конструктором СКУ АЭС, тогда встает вопрос о выборе типа кабеля в зависимости от электромагнитной обстановки в месте эксплуатации, где возможны, помехи определенного вида или часть помех устраняется другими методами (например, схематически). Подтверждено практическими испытаниями, что кабели с экранами из материалов с большей проводимостью менее подвержены влиянию электромагнитных воздействий. Заземление экранов кабелей по всей

Рис. 51. Кабель КПЭТИ. МИП 2 кВ аналогичны по

Рис. 52. 1 канал - кабель РК, 2, 3, 4 каналы - кабель

Рис. 53. Кабель КЖМГ. Реакция на

своему воздействию.

КНМС – 8 мм ИТП – 100 А

микросекундный импульс 2 кВ

01 / Март 2012

Выводы Решения о выборе типа применяемого кабеля и схем его подключения без учета воздействий электромагнитных помех в условиях штатной эксплуатации, руководствуясь только номенклатурой и

НАУКА

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

Свентицкий Андрей Алексеевич, Год рождения: 1984, окончил кафедру 26 МИФИ в 2007 г., начальник группы выездных испытаний ИЦ НИИИТ НПЦ ИТ ФГУП «ВНИИА».

ЭМС длине значительно способствует ослаблению помех при их проникновении на жилы, кроме импульсных помех, обладающих достаточной энергией для преодоления индуктивного или емкостного сопротивления между жилами и экраном, передающихся посредством электромагнитного поля. Применение схем «провод-провод» предпочтительней в плане помехозащищенности, но только в случае применения экранированных кабелей. В случае импульсных помех выделяется кабель КЖМГ, обладающий чисто емкостной связью между своим экраном и жилами, так как импульсы, проникающие внутрь кабеля, имеют ту же форму, что и испытательные воздействия, но наименьшей амплитуды. Импульсные помехи предпочтительнее удалять схематически на входе чувствительных органов систем контроля и управления, не рассчитывая на экранировку кабельных линий. В вопросах электромагнитной совместимости применимо известное выражение «Пожар лучше предотвратить, чем потушить», т.к. несмотря на то, что электромагнитные наводки имеют редкий характер возникновения, но могут приводить к самым негативным последствиям. Помимо экранировки кабельных линий, разработок фильтров и схем подавления помех необходимо до выбора типа применяемого кабеля СКУ проводить мониторинг электромагнитной обстановки (ЭМО) мест эксплуатации. Мониторинг ЭМО подразумевает измерения и сбор информации об электромагнитных явлениях и процессах в области пространства, где проходят кабельные линии, частотном и временном диапазонах. Электромагнитная обстановка перед размещением аппаратуры и кабелей на объекте требует определения оценки опасности влияния электромагнитных помех, по результатам которой разрабатываются и осуществляются защитные мероприятия или, наоборот, обосновываются ненужные конструктивные решения, снижая стоимость аппаратуры или работ по установке, а также упрощая процесс эксплуатации. Мониторинг ЭМО желательно также периодически проводить с целью выявления неблагоприятных изменений в силу старения реконструкций, заземляющего устройства и т.п. Мониторинг электромагнитной обстановки считает своей основной задачей выявление внезапно научно‑практическое издание

возникших или скрытых проблем. Литература: 1. О.В. Сарылов, Л.В. Ярных и др. «Электромагнитная совместимость электрической части атомных станций», изд. «Знак», М., 2006 г. 2. Исследование характеристик радиолокационных станций с целью определения возможности установки на объекты использования атомной энергии в составе систем физзащиты. Сарылов В.Н., Сарылов О.В., Филатов М.М., Ю Головченко В.И. 8-й международный симпозиум по электромагнитной совместимости и электромагнитной экологии, Труды симпозиума 16-19 июня 2009 г., ЛЭТИ, Санкт-Петербург. 3. Методика учета требований ГОСТ Р 50746-2000 при проектировании, монтаже и эксплуатации микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения собственных нужд АЭС. Сарылов О.В., Харитонов П.Н., Ярных Л.В. 7-ая научно-техническая конференция по электромагнитной совместимости «ЭМС-2002», ВИТУ, С-Петербург, 18-20 сентября 2002 г. Сборник трудов. 4. Qualification of Korean PLC “POSAFE-Q” for Compliance with Electromagnetic Compatibility Requirements for their Application at Russian NPPs. 7-й Международный Симпозиум «ЭМС-2007», «ЛЭТИ», с 26 по 29 июня 2007 г. СанктПетербург. Сборник трудов. Сарылов В.Н., Сарылов О.В. 5. Эксплуатационная устойчивость энергоблоков АЭС в условиях электромагнитных воздействий природного и техногенного происхождения. МНТК-2008, Эксплуатационная устойчивость АЭС, 2008г., Москва, Сборник трудов. Сарылов В.Н., Сарылов О.В., Лопанчук А.А., Нефедов С.С., Югай Т.З.

ПРАКТИКА

Релейная защита

Автор: Силаев Ю.М.,

Релейная защита от плавкой вставки до микропроцессора

к.т.н., член НП «СРЗАУ», г. Москва.

Аннотация: в статье кратко рассмотрены этапы развития релейной защиты, которые классифицируются по способам и средствам обработки информации о состоянии электрической системы, и предлагается для обсуждения концепция нового, пятого поколения релейной защиты. Ключевые слова: электрическая система, релейная защита, информационные технологии, архитектура системы релейной защиты, плавкая вставка, электромеханическое реле, электронное реле, микропроцессорная релейная защита, процессор распознавания ситуаций. Целью существования электроэнергетической системы является непрерывное электроснабжение потребителей. При коротких замыканиях в электрической части системы (наиболее частый и опасный вид повреждений) достижение этой цели прерывается. Назначение релейной защиты – как можно быстрее выявить поврежденный элемент и дать команду на его отключение [1]. После срабатывания защиты электроснабжение восстанавливается само собой в замкнутой (кольцевой) сети, при помощи автоматического включения резерва (АВР) в радиальной сети или при успешном автоматическом повторном включении (АПВ) отключенного защитой элемента [2]. Техника релейной защиты за сто лет своего существования стремительно прошла путь от плавкой вставки до микропроцессорных устройств. Рассмотрим пройденные этапы и предлагаемое направление дальнейшего развития – пятое поколение релейной защиты. Релейная защита относится к информационным технологиям, и поэтому для идентификации ее поколений будем использовать способы и средства обработки информации, применяемые на каждом этапе развития. Первое поколение – плавкая вставка Первым устройством защиты электрических систем при коротких замыканиях был плавкий предохранитель [3]. Основной элемент этого устройства – плавкая вставка – на основе теплофизических процессов выполняет все необходимые для защиты информационные операции, а именно: • измерение тока в защищаемой цепи путем преобразования электрической энергии тока в тепло по закону Джоуля-Ленца; • сравнение температуры вставки с температурой плавления («сравнение с уставкой»); • срабатывание защиты – расплавление вставки, и силовую операцию – отключение поврежденной цепи (гашение дуги). 48

01 / Март 2012

Плавкие предохранители просты и надежны. Они до сих пор используются в электроустановках, продолжаются разработки новых конструкций предохранителей. Например, для защиты силовых полупроводниковых приборов предложены жидкометаллические предохранители [4], для улучшения защитных характеристик при перегрузках разработаны управляемые предохранители [5]. Однако система защиты с плавкими предохранителями обладает существенными недостатками: • она применима только в радиальных сетях с одним источником питания; •н изкая стабильность характеристик срабатывания; • низкая отключающая способность; • однократность действия – после срабатывания предохранителя плавкая вставка подлежит замене вручную и, следовательно, в сетях, защищаемых предохранителями, невозможно автоматическое восстановление электроснабжения. Второе поколение – электромеханические реле Во втором поколении защиты произошло разделение информационных и силовых операций между тремя устройствами – трансформаторами тока и напряжения (датчики сигналов), устройством защиты (обработка информации и принятие решения) и выключателем (силовая операция – отключение повреждения). На этом этапе развития защита получила название «релейная», так как основным средством обработки информации стали электромеханические реле (измерительные, реле времени, промежуточные и сигнальные), в которых используются электрические, электромагнитные и электромеханические способы обработки информации [1, 6]. Современная релейная защита реализуется в виде совокупности согласованных между собой, но автономных устройств [1]. Эту совокупность устройств назовем системой защиты и рассмотрим ее архитектуру (рис. 1).

ПРАКТИКА

Релейная защита

Электрическая система строится из элементов пяти классов: генератор, трансформатор, линия электропередачи, сборные шины и потребитель. При помощи выключателей элементы соединяются в сеть, и каждый из этих элементов (присоединений) оснащается соответствующим устройством релейной защиты. Устройство защиты при коротких замыканиях на присоединении действует (через автоматику управления выключателем АУВ или непосредственно) на отключение всех выключателей, которые соединяют его с источниками питания. Строго говоря, защита должна отключать поврежденное присоединение со всех сторон, в том числе и со стороны потреби-

теля. Однако отключение поврежденного элемента со стороны потребителя, как правило, возлагается на АВР [2]. В сети с двухсторонним питанием цепи отключения выключателя должны быть соединены с выходами двух устройств защиты присоединений «справа» и «слева» от него. Кроме того, выходные цепи защит смежных присоединений связаны между собой цепями устройств резервирования при отказе выключателей (УРОВ) [1] и с устройствами АПВ [2]. Входные токовые цепи защит смежных присоединений, как правило, подключаются к разным трансформаторам тока, то есть являются автономными. Но цепи напряжения всех защит присоединений

Рис. 1. Архитектура системы релейной защиты второго поколения

Рис. 2. Влияние архитектуры защит второго поколения на их селективность

научно‑практическое издание

одной системы шин, как правило, подключаются к одному трансформатору напряжения, установленному на сборных шинах. Таким образом, система релейной защиты второго поколения, хотя и состоит из автономных устройств, по сравнению с системой защиты первого поколения оказывается сильно связной. Это усложняет ее оперативное и техническое обслуживание и снижает надежность функционирования. Селективность защиты второго поколения (свойство высшего уровня [1]) определяется не только принципом действия, но и размещением датчиков, то есть архитектурой системы релейной защиты. На рис. 2 показано, как меняется селективность при изменении расположения трансформаторов тока токовой защиты и дифференциальной токовой защиты. Если трансформатор тока расположен на защищаемом присоединении, то обе защиты отказывают в действии при коротком замыкании между трансформатором тока и выключателем. Если трансформатор тока расположен на смежном присоединении, то обе защиты излишне срабатывают – короткое замыкание между трансформатором тока и выключателем для них является внешним. Таким образом, обе защиты при таких коротких замыканиях работают неселективно. На практике предпочитают излишние срабатывания защит их отказу, и поэтому трансформаторы тока располагают на смежных присоединениях. Ниже будет показано, что устранить отмеченные выше недостатки второго поколения релейной защиты (сильная связность автономных устройств и неселективность при коротких замыканиях на выключателе) можно, если изменить архитектуру системы защиты. Однако переход к третьему поколению обусловлен другими проблемами, связанными с несовершенством электромеханических реле, а именно: • большое потребление мощности от трансформаторов тока и напряжения; • большая мощность срабатывания; • низкая точность механического сравнения электрических величин; • низкая устойчивость срабатывания и несрабатывания; 49

ПРАКТИКА

Релейная защита

• низкая быстрота и устойчивость быстроты срабатывания и возврата; • низкий коэффициент возврата; • неустойчивость и нестабильность контакта. К техническим проблемам можно добавить экономические – высокая материалоемкость и трудоемкость изготовления и эксплуатации реле. Третье поколение – электронные реле В третьем поколении релейной защиты для преобразования, сравнения и логической обработки сигналов используются активные электронные цепи. При этом удалось не только решить проблемы, связанные с электромеханическими реле, но и развить принципы выполнения измерительных реле [7, 8, 9]. Однако появились новые проблемы. Во-первых, это – энергетическая несовместимость электронных реле с измерительными трансформаторами тока и напряжения, а также с системой оперативного постоянного тока (СОПТ), которые не изменились в третьем поколении релейной защиты. Действительно, для работы электронных устройств достаточны миллиамперы, милливольты, милливатты, а измерительные трансформаторы и СОПТ рассчитаны на единицы – сотни ампер, вольт и ватт. Поэтому на входе электронных реле пришлось устанавливать согласующие разделительные трансформаторы, а на выходе – усилители с гальванической развязкой. Во-вторых, как следствие энергетической несовместимости и высокого уровня помех на энергообъектах, это – электромагнитная несовместимость электронных реле с традиционными цепями вторичной коммутации (применительно к СОПТ см. [10]). Эта проблема на ранних стадиях развития электронных устройств была настолько остра, что привела к возникновению нового направления в прикладной науке – «электромагнитная совместимость» [11] и к созданию серии международных стандартов МЭК 61000. Один из них непосредственно относится к системе релейной защиты [12]. Усилиями ученых и инженеров – разработчиков электронной аппаратуры проблема утратила остроту, но считать ее 50

01 / Март 2012

окончательно решенной пока нельзя. Четвертое поколение – виртуальные реле Третье поколение, не получив широкого распространения, сравнительно быстро уступило место релейной защите, основанной на цифровой обработке информации при помощи микропроцессоров [13, 14, 15]. Система релейной защиты на микропроцессорах унаследовала от второго поколения архитектуру (например, [16]), функционально-алгоритмическую структуру устройств защиты (те же ступенчатые токовые, дистанционные или дифференциальные защиты) и интерфейс с оператором (те же указательные реле, оперативные переключатели, лампы и кнопки сигнализации, испытательные блоки, например, [17]). Отличие только в том, что функции измерительных реле и логическая часть защиты реализуются программно. Можно сказать, что релейная защита четвертого поколения построена на виртуальных реле.

От третьего поколения микропроцессорные защиты унаследовали электронные входные и выходные цепи. Внешние цепи вторичной коммутации в четвертом поколении по сравнению с релейной защитой второго поколения практически не изменились. В настоящее время все новые и реконструируемые энергообъекты стремительно оснащаются микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики. Что настораживает в этом «триумфальном шествии»? Во-первых, снижение надежности микропроцессорных защит, во-вторых, усложнение устройств за счет «навешивания» на терминалы релейной защиты несвойственных им функций и, в-третьих, увеличение стоимости системы релейной защиты, которая стала сравнима с затратами на электротехническое оборудование [18, 19, 20]. Но наиболее опасным для релейной защиты представляется курс на создание так называемой «цифровой подстанции»

Рис.3. Элемент системы релейной защиты пятого поколения

Рис. 4. Архитектура системы релейной защиты пятого поколения. Электростанция

ПРАКТИКА

Релейная защита

(например, [21, 22]). В концепции «цифровой подстанции» между датчиками, устройством релейной защиты и выключателем стандартами МЭК 61850 навязывается «посредник», весьма сложное устройство «общего пользования» – «шина процесса», локальная вычислительная сеть, – виртуальная структура связи «каждый с каждым». Внешне это выглядит очень изящно, а на самом деле «шина процесса» маскирует сильную связность системы релейной защиты и автоматики подстанции. Виртуальными становятся не только реле и устройства релейной защиты, но и вся система защиты. Команда на отключение выключателя от устройства защиты (простейшее сообщение в один бит информации) по стандартам МЭК 61850 сопровождается громоздкими адресами отправителя и получателя, да еще с привязкой к единому времени, и «срочно» (GOOSE) посылается через «посредника» не выключателю, а его «поверенному» – «интеллектуальному электронному устройству». Это устройство должно в общем потоке информации обнаружить команду, принять и передать ее выключателю. Малейшая ошибка при проектировании, конфигурировании, задержка или сбой при передаче – и происходит отказ в отключении короткого замыкания или, в лучшем случае, задержка отключения. Зато «существенно уменьшилось количество контрольного кабеля»

(это важнейший пункт всех «рекламных роликов» «цифровой подстанции»)! Но вернемся к современной релейной защите. Итак, ее проблемы: • относительная селективность, а в некоторых случаях неселективное действие или отказ в срабатывании, исправляемый УРОВ; • сложность и сильная связность выходных логических цепей; • энергетическая несовместимость с трансформаторами тока и напряжения; • электромагнитная уязвимость электронных устройств и проводных линий связи. Пятое поколение – процессор распознавания ситуаций Для решения этих проблем предлагается следующее. Во-первых, изменить архитектуру системы релейной защиты – соединить информационные и силовые операции в одном элементе этой системы (рис. 3). Для этого устройствами защиты оснащаются выключатели, а не присоединения, как в классической системе релейной защиты. Во-вторых, функционально-алгоритмическую структуру устройства релейной защиты пятого поколения построить не из виртуальных реле, а как процессор распознавания ситуаций (ПРС). В-третьих, на каждом выключателе установить с обеих сторон измерительные преобразователи тока и напряжения (ИПТН), связав их цифровыми волоконнооптическими каналами (обозначены зеленым цветом) с процессором распознава-

ния ситуаций. В-четвертых, процессор распознавания ситуаций связать со всеми смежными выключателями цифровыми волоконно-оптическими, высокочастотными или радиоканалами. Так образуется система релейной защиты пятого поколения (рис. 4, 5, 6). Рассмотрим подробнее высказанные предложения. Соединение всех операций защиты в одном элементе, как в плавком предохранителе, существенно упрощает его входные и выходные цепи. При этом достигается максимально возможная автономия элементов системы защиты. Сигнал на отключение выключателя всегда приходит только от своего ПРС. Даже если откажут все каналы связи со смежными выключателями, процессор, располагая информацией о токах и напряжениях в месте установки, может работать, например, по алгоритму ступенчатой дистанционной защиты, направленной в обе стороны от выключателя. В предложенной структуре достаточно просто осуществить дублирование всех информационных операций с включением мажоритарного элемента на выходе ПРС. С другой стороны, связь со всеми смежными выключателями существенно увеличивает информированность ПРС и позволяет построить систему защиты с абсолютной селективностью, которая отключает повреждение без выдержки времени.

Рис. 5. Архитектура системы релейной защиты пятого

Рис. 6. Архитектура системы релейной защиты пятого поколения.

поколения. Подстанция

Распределительная сеть

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Силаев Ю.М. Дата рождения: 1934 г. Окончил в 1958 г. электроэнергетический факультет МЭИ, кафедра автоматизации и релейной защиты. В 1973 году на этой же кафедре защитил кандидатскую диссертацию на тему «Некоторые вопросы получения, переработки и использования информации о состоянии энергообъектов». Работал в ОАТН Гидроэнергопроекта (Энергосетьпроекта), ЦЛЭМ (ОЗАП) Мосэнерго, ЦНИИКА, НТЦ по безопасности в атомной энергетике, АОЗТ «Реальные информационные технологии», ТОО ППСК ТЭЦ 25, ОАО «Трансэнергомонтаж», ООО «НПЦ «Энергоавтоматика»», ВЭИ. С 2010 года член Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике».

01 / Март 2012

Релейная защита Для этого смежные процессоры передают друг другу следующие данные: • мгновенные значения токов и напряжений «слева» и «справа» выключателя; • результат распознавания текущей ситуации в контролируемой окрестности; • принятое процессором решение по воздействию на выключатель. В системе понятий второго поколения релейной защиты процессор, который получает такую информацию, можно, например, представить состоящим из пяти виртуальных дифференциальных токовых защит: • присоединения «слева»; • выключателя «слева»; • своего выключателя; • выключателя «справа»; • присоединения «справа». При срабатывании первой, третьей и пятой защит ПРС без выдержки времени действуют на отключение выключателя, а при срабатывании второй и четвертой защиты задерживают команду на расчетное время отключения поврежденного выключателя. Процессоры распознавания ситуаций можно классифицировать в зависимости от того, какие элементы электрической системы находятся «слева» и «справа» от его выключателя. Получаем десять классов (число сочетаний по два из пяти элементов) ПРС: 1. «Генератор – Шины», 2. «Генератор – Трансформатор», 3. «Генератор – Линия», 4. «Генератор – Потребитель», 5. «Шины – Трансформатор», 6. «Шины – Линия, 7. «Шины – Потребитель», 8. «Трансформатор – Линия», 9. «Трансформатор – Потребитель», 10. «Линия – Потребитель». Анализ структурных схем (рис. 4, 5 и 6) показывает что, необходимо добавить еще пять специфических ПРС: 1. Для автомата гашения поля (ПРС 2 на рис. 4); 2. «Линия – Линия» (ПРС 7 и 8 на рис. 4, ПРС 4 на рис. 6); 3. «Шины – Шины» для шиносоединительного выключателя (ПРС 6 на рис. 5); 4. «Шины – Присоединения» для обходного выключателя (ПРС 1 на рис. 5); 5. ПРС для обходного разъединителя (ПРС 2 и 4 на рис. 5). В заключение отметим, что топология сети связи между процессорами распознавания

ситуаций повторяет топологию защищаемой сети. Линии связи идут от выключателя к выключателю, и сеть можно назвать «релейной», если вспомнить родовое значение понятия «реле» («почтовая станция, где стояли сменные лошади» [1]). Поэтому с полным правом в пятом поколении можно сохранить название «релейная защита», хотя реальные или виртуальные реле заменит процессор распознавания ситуаций. Литература 1. Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем. – М.: «Энергия», 1976, 560 с. 2. Соловьев И.И. Автоматизация энергетических систем. – М.-Л.: Государственное энергетическое издательство, 1956, 359 с. 3. Намитоков К.К., Хмельницкий Р.С., Аникеева К.Н. Плавкие предохранители. – М.: Энергия. 1979, 176 с. 4. Кузнецов А.В. Жидкометаллические предохранители и инвестиционная привлекательность их разработки. – М.: Энергоатомиздат, 2006, 207 с. 5. Андреев В.А., Лаушкин Н.Р., Плиско А.Я. Управляемые предохранители. – Саратов. Изд-во Саратовского ун-та. 1995, 204 с. 6. Фабрикант В.Л. Теория обмоток реле переменного тока. – М.-Л. Государственное энергетическое издательство, 1958, 264 с. 7. Фабрикант В. Л. Основы теории построения измерительных органов релейной защиты и автоматики. – М.: Высшая школа, 1968, 267 с. 8. Овчаренко Н.И. Полупроводниковые элементы автоматических устройств энергосистем. – М. : Энергоиздат, 1981, 407 с. 9. Темкина Р.В. Измерительные органы релейной защиты на интегральных микросхемах. – М.: Энергоатомиздат, 1985, 240 с. 10. Силаев Ю.М. Специфические проблемы электромагнитной совместимости в системе оперативного постоянного тока / Релейная защита и автоматизация, 2010, № 01 (00), с. 29-31. 11. Электромагнитная совместимость и молниезащита в электроэнергетике. Учебник для вузов / под ред. А. Ф. Дьякова. – М.: Изд. Дом МЭИ, 2011, 542 с. 12. ГОСТ Р 51317.6.5.- 2006 (МЭК 61000-6-5:2001) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых на электростанциях и подстанциях. 13. Дьяков А. Ф., Овчаренко Н. И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика электроэнергетических систем. – М.: Издательство МЭИ, 2000, 199 с. 14. Шнеерсон Э. М. Цифровая релейная защита. – М. Энергоатомиздат, 2007, 547 с. 15. Куликов А.Л., Мисриханов М. Ш. Введение в методы цифровой релейной защиты высоковольтных ЛЭП. – М. Энергоатомиздат, 2007, 197 с. 16. Типовые решения по применению шкафов серии ШЭ2607 для распределительных устройств подстанции 110-220 кВ, – Чебоксары, ООО НПП «ЭКРА», 2010, 34 с. 17. РЗА подстанционного оборудования 110-220 кВ, – Чебоксары, ООО НПП «ЭКРА», 2010, 50 с. 18. Дементьев Ю. А., Мисриханов М. Ш., Столяров Е. И. и др. О надежности ячеек элегазовых выключателей 110 – 750 кВ подстанций. / Электрические станции, 2011, № 1, с. 51-54. 19. Гуревич В. И. Технический прогресс в релейной защите. Опасные тенденции развития РЗА. / Новости электротехники, 2011, № 5 (71), с. 38-40. 20. Волошин И. М. Проблемы подстанций «нового поколения» / Релейная защита и автоматизация, 2011, № 03 (03), с. 38-40. 21. Горелик Т. Г., Кириенко О. В. Автоматизация энергообъектов с использованием технологии цифровая подстанция. / Энергоэксперт, 2011, № 4 (27), с. 22-25. 22. Моржин Ю. И., Попов С. Г., Гельфанд А. М. и др. Цифровая подстанция ЕНЭС. / Энергоэксперт, 2011, № 4 (27), с. 26-32.

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

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

ПРАКТИКА

Автоматика

Авторы: к.т.н. Боровиков Ю.С., к.т.н. Прохоров А.В., к.т.н. Сулайманов А.О.,

Всережимный моделирующий комплекс реального времени и его использование для решения задач управления в ИЭС ААС

Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск.

Аннотация: в интеллектуальных (адаптивных) ЭС для решения задач разработки и эксплуатации их цифровых систем управления целесообразна установка динамических моделей, способных в реальном времени и с высокой степенью точности и адекватности воспроизводить процессы в реальных ЭЭС. Таким средством моделирования ЭЭС является разработанный в Национальном исследовательском Томском политехническом университете Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем (ВМК РВ ЭЭС).

Ключевые слова: интеллектуальные энергосистемы, активно-адаптивные сети, моделирование в реальном времени, системы управления. Введение Внедрение в электрические сети (ЭС) электроэнергетических систем (ЭЭС) быстродействующих устройств FACTS на базе современной силовой электроники, непрерывно управляемых при всевозможных нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы ЭС и ЭЭС, радикально усложняет структуру и повышает динамичность ЭС и ЭЭС в целом. В результате создаваемые интеллектуальные электроэнергетические системы с активноадаптивными сетями (ИЭС ААС) оказываются, по сравнению с традиционными ЭС и ЭЭС, еще значительно более жесткими, нелинейными, многопараметрическими и сугубо динамическими системами. Достаточно полное и достоверное моделирование такого рода реальных систем, необходимое при их разработке, проектировании, исследовании и эксплуатации, в том числе решении задач управления, исключает возможность декомпозиции режимов и процессов, существенных упрощений математических моделей оборудования и ЭЭС в целом, применяемых в используемых в настоящее время средствах моделирования [1, 2]. В то время как устройства FACTS являются основными объектами управления интеллектуальных сетей передачи и распределения энергии, решение задач обеспечения интеллектуальных (адаптивных) свойств ИЭС отводится цифровым системам управления, в составе которых, в том числе для решения задачи анализа условий эксплуатации, настройки и тестирования отдельных элементов и систем в целом, необходима установка соответствующих динамических моделей ЭЭС. 54

01 / Март 2012

При этом требования, предъявляемые к подобным средствам моделирования энергосистем, включают: необходимость синхронизации процессов функционирования модели и реальной энергосистемы, функционирования модели в режиме реального времени и непрерывности процесса моделирования на неограниченном интервале времени. Средством моделирования ЭЭС, в полной мере удовлетворяющим указанным требованиям, и в котором отсутствуют отмеченные ограничения и упрощения, может служить разработанный в Национальном исследовательском Томском политехническом университете Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем (ВМК РВ ЭЭС). 1. Свойства и характеристики ВМК РВ ЭЭС ВМК РВ ЭЭС представляет собой специализированную многопроцессорную программно-техническую систему гибридного типа, созданную на основе разработанной концепции и средств всережимного моделирования в реальном времени ЭЭС, реализованных на базе интегральной микроэлектроники, микропроцессорной техники и IT-технологий [2] (рисунки 1-2). В отличие от широко используемых в настоящее время систем ВМК РВ ЭЭС обладает следующими свойствами и возможностями: 1) представляет собой параллельную многопроцессорную программно-техническую систему реального времени гибридного типа, объединяющую в себе адаптируемую совокупность специализированных гибридных процессоров (СГП) всех элементов моделиру-

ПРАКТИКА

Автоматика

Рис. 1. Внешний вид и структурная схема ВМК РВ ЭЭС, на которой представлены: ИПТ – интерфейсные программно-технические средства, посредством которых осуществляется взаимодействие с соответствующими внешними средствами ВС; совокупность специализированных гибридных процессоров СГП, функционально объединяемая коммутатором трехфазных узлов согласно составу и

Рис. 2. Структура реализации взаимодействия

топологии моделируемой ЭЭС; сервер, функционирующий в

ВМК РВ ЭЭС с внешними средствами (различными

локальной компьютерной сети предприятия ЛКС и внешней

типами стрелок показан тип взаимодействия в

компьютерной сети ВКС

соответствии с табл. 1)

емой схемы ЭЭС и информационно-управляющую систему (ИУС); 2) все СГП строятся по единому принципу, согласно которому каждый из них содержит соответствующий решаемой системе уравнений сопроцессор (СП), в общем случае составной, и унифицированную периферию, включающую программно-аппаратный интерфейс локальной компьютерной сети, продольные и поперечные цифроуправляемые пофазные коммутаторы; 3) все СП в СГП также строятся по единому принципу, в соответствии с которым каждый из них представляет собой работающую под управлением микропроцессора(-ов) параллельную цифро-аналоговую структуру, обеспечивающую: • н епрерывное и методически точное решение в реальном времени и на неограниченном интервале универсальной высокоточной системы уравнений моделируемого вида элементов: энергоблока, трансформатора, линии электропередачи и др.; • преобразование формы представления информации: цифро-аналоговое, аналого-цифровое, математическое аналоговое-трёхфазное, модельное физическое; • автоматизированное и автоматическое управление параметрами, настройками, продольными и поперечными коммутациями фаз и др.;

Табл. 1. Коммуникационные потоки ВМК РВ ЭЭС

научно‑практическое издание

Обозначение

Коммуникационный поток ВМК РВ ЭЭС Внутренняя шина ВМК РВ ЭЭС (ABC, дискретные значения) Потоки данных по стандарту МЭК 61850 Внутренние потоки цифровых данных ВМЭЭ РВ Синхронизация времени Управляющее воздействие от сторонних устройств Стандартные протоколы телемеханики и автоматики

•м оделирование релейной защиты и автоматики (РЗ и А), систем управления воспроизводимого элемента ЭЭС и др.; 4) трёхфазные входы/выходы различных СГП через коммутатор трёхфазных узлов (КТУ) объединяются согласно моделируемой схеме ЭЭС, а информационно микропроцессоры всех СГП соединены локальной сетью с серверной ЭВМ; 5) на серверной ЭВМ устанавливается специализированное программное обеспечение 55

ПРАКТИКА

Автоматика

(СПО) ВМК РВ ЭЭС, в котором создаются базы данных, разнообразный программный инструментарий и в среде которого реализуются все информационно-управляющие возможности комплекса; 6) наряду с серверными функциями сервер может выполнять функции автоматизированного рабочего места пользователя, в частности, администратора ВМК РВ ЭЭС, для которого открыт полный доступ ко всем информационно-управляющим возможностям последнего; 7) сервер ВМК РВ ЭЭС может быть подключен к корпоративной сети, в которой размещены клиентские компьютеры и на которых может быть установлено СПО клиента ВМК РВ ЭЭС, в том числе с регламентированными и защищёнными уровнями доступа к информационно-управляющим возможностям, текущим и архивным данным; 8) заложенные в ВМК РВ ЭЭС принципы построения исключают методическую ошибку решения математических моделей элементов, и соответственно, совокупной модели ЭЭС в целом, безотносительно к дифференциальному порядку, жёсткости и интервалу решения. Поэтому точность решения гарантирована и определяется только инструментальной погрешностью аппаратной части комплекса, минимизация которой обеспечивается применением прецизионных интегральных компонентов; 9) необходимый, современный и перспективный уровень метрологических и эксплуатационно-технических характеристик, технической эстетики и эргономики ВМК РВ ЭЭС обеспечивается соответствующими схемотехническими и программно-информационными решениями, ориентированными исключительно на применение новейших достижений интегральной цифровой и аналоговой микроэлектроники, компьютерной техники и программно-информационных технологий. Таким образом, ВМК РВ ЭЭС, в 56

01 / Март 2012

отличие от существующих средств, полностью исключает необходимость декомпозиции режимов и процессов в оборудовании и ЭЭС, а также всех присущих существующим средствам моделирования упрощений и ограничений и позволяет осуществлять непрерывное, полное и достоверное моделирование в реальном времени и на неограниченном интервале совокупности процессов, протекающих в оборудовании, электрических станциях, электрических сетях, синхронных и асинхронных двигателях, обобщенных нагрузках, устройствах и системах FACTS и ИЭС ААС в целом, с учетом функционирования средств релейной защиты, технологической и противоаварийной автоматики (ПА), включая процессы в измерительных трансформаторах, при всевозможных нормальных, аварийных и послеава-

рийных режимах их работы. 2. Задачи ИЭС ААС, решаемые на основе ВМК РВ ЭЭС В соответствии с вышеизложенным, ВМК РВ ЭЭС является эффективным инструментом для решения следующих задач, принципиально важных для управления ИЭС ААС: 1. Анализ динамического влияния совместного функционирования применяемых устройств FACTS на квазиустановившиеся и аварийные процессы и режимы в различном оборудовании и ИЭС ААС в целом, особенно на работу релейной защиты, технологической и противоаварийной автоматики, а также определение оптимальных мест установки устройств FACTS, информационных систем на базе PMU. 2. Разработка и исследование алгоритмов локального и системного целенаправленного управления

Рис. 3. Осциллограммы выбега и самозапуска эквивалентного электродвигателя АД-4 при 3-фазном КЗ на линии ПС Призейская – ПС Б, отключении линии через tоткл=0.05 с

ПРАКТИКА

Автоматика

конкретными устройствами FACTS, обеспечивающих необходимое увеличение пропускной способности линий электропередачи и распределения потоков мощности, демпфирование колебаний, регулирование напряжения и реактивной мощности, ограничение токов КЗ, минимизацию потерь, компенсацию гармоник и др., при всевозможных нормальных, аварийных и послеаварийных режимах работы ИЭС ААС. 3. Разработка и анализ мероприятий, обеспечивающих надежное и эффективное функционирование силового оборудования, релейной защиты, технологической и противоаварийной автоматики ИЭС ААС. 4. Разработка и анализ функционирования информационно-управляющих систем реального времени ИЭС ААС на базе современных IT-технологий, адаптированных для конкретных ИЭС ААС. 5. Разработка и анализ новых алгорит-

мов релейной защиты и противоаварийной автоматики, в том числе и распределенных самонастраивающихся (адаптивных) систем РЗ и А. 6. Разработка и проверка (с подключением к комплексу) реальных устройств РЗ и А, устройств управления FACTS и др. Помимо перечисленных специфичных задач ИЭС ААС, ВМК РВ ЭЭС может использоваться для решения общих задач, характерных как для традиционных энергосистем, так и для систем с активно-адаптивными сетями: оценка динамической, колебательной и результирующей устойчивости узлов нагрузки и ЭЭС в целом; советчик реального времени оперативного и обслуживающего персонала; обучение и тренаж оперативного и обслуживающего персонала; анализ и регламентирование пусковых режимов и режимов самозапусков двигательной нагрузки и решение связанных с

Рис. 4. Режим работы генератора Зейской ГЭС при КЗ на ПС Призейская – ПС Б

научно‑практическое издание

ними технологических задач; анализ аварий и разработка обоснованных и эффективных мероприятий по их предотвращению; изучение физических процессов в оборудовании, электрических сетях и энергосистемах в целом. Для решения данных задач ВМК РВ ЭЭС может использоваться автономно и в режиме информационного и, если нужно, физического взаимодействия с ОИК ЭЭС, другими программно-техническими и программными средствами, а также оборудованием цифровых подстанций. Обмен сигналами телеметрии при этом может осуществляться по любым установленным стандартам, в том числе по стандарту МЭК 618705-104 через Ethernet. Коммуникация между ВМК РВ ЭЭС и другим оборудованием цифровой подстанции реализуется через шину процесса (Process Bus) в соответствии со стандартом МЭК 61850: для передачи мгновенных сигналов используется стандарт IEC 61850-9-2, сбор дискретной информации о состояниях моделируемых объектов и выдача управляющих воздействий осуществляется в формате GOOSE-сообщения согласно IEC 61850-9 (рис. 2). 3. Примеры решаемых на базе ВМК РВ ЭЭС задач: разработка средств тестирования и настройки адаптивной автоматической системы оптимального управления и регулирования напряжения и реактивной мощности (ААСОУ) для энергокластера «Эльгауголь» Содержание проекта создания активно-адаптивной сети энергокластера «Эльгауголь» (ЭЭ) изложено в одном из номеров данного журнала [4]. Одной из основных целей указанного проекта является разработка и внедрение ААСОУ ЭЭ. Для разработки, тестирования и настройки ААСОУ, способной выполнять указанные функции, необходима прежде всего полная и достоверная информация о процессах, протекающих в ЭЭ и прилегающей сети энергосистемы, при всевозможных нормаль57

ПРАКТИКА

Боровиков Юрий Сергеевич, к.т.н., доцент Дата рождения: 29.07.1978 г. Окончил Томский политехнический университет в 2000 г. по специальности «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов». В 2003 году защитил кандидатскую диссертацию в ТПУ. В настоящее время является заведующим кафедры электроэнергетических систем ТПУ.

01 / Март 2012

Автоматика ных, аварийных и послеаварийных режимах их работы. Кроме того, сущность информационно-управляющих задач ААСОУ предопределяет наличие возможности непрерывного получения этой информации в реальном времени. Совокупность обозначенных значимых задач включает в себя: • о пределение всережимной достаточности состава и мест установки средств компенсации реактивной мощности (СКРМ); • р азработка и всережимное исследование в реальном времени алгоритмов непрерывного автоматического управления СКРМ; • в сережимный анализ условий работы силового оборудования, средств релейной защиты, технологической и противоаварийной автоматики; • в сережимный анализ статической и динамической устойчивости, а также возможностей и условий самозапуска электродвигательных нагрузок ЭЭ; • р азработка и всережимное исследование в реальном времени информационно-управляющих систем: ААСОУ, SCADA, ОИК, СКРМ, РЗ, технологической и ПА и др., в том числе с учетом стандартов МЭК и необходимых для этого программных и программно-технических интерфейсов. Решение указанной совокупности задач с помощью всережимного моделирующего комплекса реального времени энергокластера «Эльгауголь» (ВМЭЭ) для ЗАО «НОВИНТЕХ» выполняется в три этапа: Этап 1. Испытания алгоритмов ААСОУ на стадии рабочего проектирования На данном этапе осуществляется реализация виртуальной ААСОУ средствами ВМЭЭ и проводятся испытания ААСОУ в программно-технической среде ВМЭЭ, обеспечивающей обмен информацией между моделями СКРМ и моделью ААСОУ внутри ВМЭЭ. При этом в ходе испытаний, кроме анализа, включающего: •п одбор рабочих диапазонов параметров регулятора ААСОУ; •п роверку достаточности мощности, количества и оптимальности мест установки, предусмотренных проектом СКРМ, для решения задач ААСОУ; • п роверку эффективности решений использования ААСОУ, также осуществляется анализ режима работы энергокластера и прилегающей сети, в частности:

• п роверка условий статической и динамической устойчивости; • и сследования и анализ нормальных и аварийных режимов в питающей сети, сети энергокластера и электроустановках потребителей энергокластера, в том числе мощной двигательной нагрузки. Так как обмен информацией между ВМЭЭ и внешними программно-техническими комплексами (ПТК) на данном этапе не предусматривается, то все информационные взаимодействия между ВМЭЭ и виртуальной ААСОУ реализуются с помощью внутренних протоколов ВМЭЭ. Этап 2. Заводские испытания ААСОУ ПС и ААСОУ центра управления группами подстанций (ЦУГП) В ходе заводских испытаний создается испытательная установка, включающая ВМЭЭ как виртуальный аналог ЭЭС, образцы ААСОУ ПС и ААСОУ ЦУГП в виде законченных ПТК, сконфигурированных для управления СКРМ ПС «Эльгауголь» (Призейская) и энергокластера в целом. В задачи данного этапа, решаемые с помощью ВМЭЭ, входит: • п роверка качества регуляторов ААСОУ; • п роверка запасов по устойчивости энергокластера в условиях воздействия ААСОУ; • в ыполнение программы заводских испытаний по реализации всех функций ААСОУ ПС и ААСОУ ЦУГП. На данном этапе в автоматическом режиме по предварительно сформированным сценариям воспроизводятся различные режимные ситуации, характерные для нагрузки и сети энергокластера. Выполнение сценариев в реальном времени сопровождается обменом данными ВМЭЭ с ПТК ААСОУ ПС и ААОСУ ЦУГП (сигналы телеизмерений (ТИ) (действующие значения токов и напряжений фазных/линейных), телесигнализации (ТС) параметров от ВМЭЭ в реальном времени и телеуправления (ТУ) и в сторону ВМЭЭ в реальном времени). Обмен данными, как уже было отмечено выше, осуществляется по стандарту МЭК 61870-5-104 через Ethernet. Этап 3. Опытная эксплуатация ААСОУ в ЦУГП На этапе опытной эксплуатации ААСОУ предполагается размещение ВМЭЭ в ЦУГП энергокластера для автоматического установления и отслеживания режима работы энергокластера в ВМЭЭ по данным ТИ и ТС

ПРАКТИКА

Прохоров Антон Викторович, к.т.н. Дата рождения: 05.06.1985 г. Окончил Томский политехнический университет в 2007 г. по специальности «Электрические станции», в 2010 г. защитил кандидатскую диссертацию в ТПУ. В настоящее время является заведующим научно-исследовательской лаборатории моделирования электроэнергетических систем, ТПУ.

Сулайманов Алмаз Омурзакович, к.т.н. Дата рождения: 09.11.1967 г. Окончил Томский политехнический институт в 1991 г. по специальности «Электрические станции», в 2009 году защитил кандидатскую диссертацию в ТПУ. В настоящее время является доцентом кафедры электроэнергетических систем, ТПУ.

Автоматика реальных объектов. При этом также предусматривается двунаправленная связь с объектами управления и контроля энергокластера, работающими «на сигнал», в том числе с ААСОУ. Для динамической подстройки ВМЭЭ под реальный режим работы электрической сети энергокластера осуществляется её интеграция с ПТК ЦУГП с целью сбора данных векторных измерений и телеинформации с подстанций энергокластера. Таким образом, в течение опытной эксплуатации ААСОУ технологический объект управления будет заменен его динамической моделью, посредством которой будет проводиться оценка правильности функционирования и эффективности работы ААСОУ. Режим работы испытательного комплекса строится по следующему циклическому сценарию: 1. Синхронизация ВМЭЭ по имеющимся данным ТИ, ТС от ПТК ЦУГП и дорассчитанным на их основе. 2. Формирование управляющего воздействия ААСОУ для СКРМ ВМЭЭ, воспроизводящей режим сети, для которого было выработано управляющее воздействие. 3. Отключение ВМЭЭ от ПТК ЦУГП для выявления реакции ВМЭЭ на выработанные управляющие воздействия и последующего анализа действия ААСОУ. 4. Сохранение информации о переходном процессе и новом установившемся режиме в результате воздействия ААСОУ для последующего анализа качества работы ААСОУ. 5. Переход к п. 1. Для реализации указанного выше сценария предусмотрен следующий обмен данными: а) ПТК ЦУГП ВМЭЭ (сигналы ТИ (действующие значения токов и напряжений фазных/ линейных), ТС параметров в стандарте МЭК 61870-5-104 по Ethernet); б) ААСОУ ПС ВМЭЭ (сигналы ТУ управления САУ УШР, САУ РПН трансформаторов, выключателями ШР/БСК в стандарте МЭК 618705-104 по Ethernet). Благодаря высокой адекватности воспроизведения процессов в оборудовании и моделируемом энергорайоне в целом, полученные результаты позволят надежно и эффективно осуществить испытания и ввод в эксплуатацию ААСОУ, сократить их сроки и обеспечить проверку во всем диапазоне рабочих и аварийных режимов. научно‑практическое издание

На рис. 3-4 приведены фрагменты результатов работ, проведенных в соответствии с описанными этапами на ВМЭЭ. Заключение ВМК РВ ЭЭС является актуальным и эффективным инструментом решения задач разработки, проектирования, исследования и управления ИЭС ААС, не имеющим аналогов в России и обладающим конкурентными преимуществами перед зарубежными аналогами (меньшая стоимость, сопоставимая или более высокая достоверность результатов моделирования, отсутствие ограничений на размерность модели, степень ее детализации и интервал воспроизведения процессов). Работа выполнена при поддержке ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007–2013 годы». Литература: 1. Henville C., Folkers R., Hiebert A., Wierckx R. Dynamic Simulations challenge Protection Performance // Proc. WPRC 2003, Spokane USA, October 2003, Paper No. 8. 2. Боровиков Ю.С. Концепция адекватного моделирования интеллектуальных энергосистем // Известия вузов. Электромеханика. – 2011. – № 6. – с. 86-91. 3. Гусев А.С. Концепция и средства всережимного моделирования в реальном времени электроэнергетических систем // Известия вузов. Проблемы энергетики. – 2008. – № 9-10/1. – c. 164-170. 4. Дорофеев И.Н., Летуновский Д.Н., Маргулян А.М. Пилотный проект активно-адаптивной сети кластера «Эльгауголь» – задачи создания и основные технические решения // Релейная защита и автоматизация. – 2011. – №3. – с. 70-77.

ПРАКТИКА

РЗА

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

РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ РАБОТЫ УСТРОЙСТВ РЗА В ЕНЭС

ОАО «Фирма ОРГРЭС».

Аннотация: ОАО «Фирма ОРГРЭС» по заданию ОАО «ФСК ЕЭС» в течение длительного времени ведет ежегодный анализ работы устройств РЗА в ЕНЭС. Исходной информацией для него являются данные, получаемые от служб РЗА МЭС. Методология проведения определена Инструкцией по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем (СО 153-34.35.516-89). До последнего времени работы выполнялись с отставанием в один год: в 2010 г. выполнялся анализ работы устройств РЗА за 2009 г. С 2011 г. анализ проводится с отставанием в один квартал: первый квартал 2011 г. анализировался во втором квартале 2011 г. В связи с этим переходом данные по работе устройств РЗА за 2010 г. не обрабатывались. В данной статье приведены основные результаты работы устройств РЗА в ЕНЭС за 2011 г. и их сравнение с предыдущим периодом с 2005 по 2009 годы.

Ключевые слова: объекты ЕНЭС, электромеханические, микроэлектронные. микропроцессорные устройства РЗА, показатель правильной работы. В 2011 г. на объектах ЕНЭС эксплуатировалось около 310000 основных устройств и около 275000 дополнительных устройств (прочей электроавтоматики) РЗА. При этом

доля электромеханических устройств составила 82,4%, микроэлектронных – 4,3%, микропроцессорных (цифровых) – 13,3% (табл. 1).

Табл. 1. Количество устройств релейной защиты, электроавтоматики, противоаварийной автоматики, прочей электроавтоматики по объектам ЕНЭС в 2011 г.

Объект ЕНЭС

Количество устройств релейной защиты

Количество устройств электроавтоматики

01 / Март 2012

Количество устройств прочей ЭА

Всего

МЭ

МП

Всего

МЭ

МП

Всего

МЭ

МП

МЭС Востока

32995

464

2461

2611

258

778

227

187

11437

МЭС Юга

31786

919

6004

7168

152

4694

449

3772

4312

МЭС Западной Сибири

12458

1243

1632

3379

198

232

1771

966

315

45729

МЭС Северо-Запада

34040

959

1898

5624

141

395

1041

170

269

8148

МЭС Сибири

29027

2319

4480

4311

242

556

1759

346

602

78221

МЭС Волги

18618

670

1560

3501

261

1032

146

314

51061

МЭС Урала

68379

1220

4646

7168

320

742

1492

318

488

32648

МЭС Центра

27068

1058

6439

5134

339

1395

4069

644

2038

43290

Итого

254371

8852

29120

38896

1334

3991

16636

3266

7985

274846

1Опубликование статьи согласовано с Департаментом РЗА и ПА ОАО «ФСК ЕЭС».

Количество устройств противоаварийной автоматики

ПРАКТИКА

РЗА

Основной показатель правильной работы, % / год:

Табл. 2. Динамика изменения основного показателя правильной работы устройств РЗА по годам

2005

2006

2007

2008

2009

2011

- устройств РЗА в целом

98,7

99,18

98,87

98,75

98,96

- устройств релейной защиты

98,4

98,99

98,63

98,49

98,73

- устройств электроавтоматики

98,9

99,4

99,19

98,96

99,25

- устройств противоаварийной автоматики

99,4

99,97

99,37

99,95

99,44

Рис. 1. Основной показатель правильной работы устройств РЗА в 2011 г. по отдельным подразделениям ОАО «ФСК ЕЭС»

В 2011 г. было зафиксировано 50869 случаев срабатывания устройств РЗА на объектах ЕНЭС. Из них правильные срабатывания составили 50341 случай (98,96%), неправильные – 528 случаев, включая 189 случаев излишних, 233 ложных срабатывания и 106 случаев отказов в срабатывании. Основной обобщенный показатель правильной работы устройств РЗА составил 98,96%. При этом основной показатель работы релейной защиты составил 98,73%, электроавтоматики – 99,25%, противоаварийной автоматики – 99,44%. Значения данного показателя по отдельным подразделениям ОАО «ФСК ЕЭС» приведены на рис. 1. Динамика изменения основного показателя правильной работы устройств РЗА за период с 2005 по 2011 г. (табл. 2) показывает, что его значения год от года остаются примерно одинаковыми. В соответствии с Инструкцией по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем научно‑практическое издание

(СО 153-34.35.516-89), все случаи неправильной работы устройств РЗА по причинам разделяются на две группы: организационные и технические причины. Основными организационными причинами неправильных действий устройств РЗА стали виновность персонала и несвоевременная замена устройств и кабелей (в том числе из-за отсутствия необходимого финансирования), отработавших установленный срок службы (старение оборудования) (рис. 2). Динамика изменения виновности персонала с детализацией по отдельным его видам и динамика старения оборудования представлены в табл. 3. Анализ данных табл. 3 показывает, что порядка 28% случаев неправильной работы устройств РЗА происходит по вине персонала. При этом доля виновности персонала служб РЗА в последние годы снизилась с 31% в 2005 г. до 7,4 в 2011 г. Виновность оперативного персонала также имела тенденцию к снижению с 9,2% в 2005 г. до 0,9% в 2011 г. Виновность ремонтного пер61

ПРАКТИКА

РЗА бы устройств и кабелей доминирует среди организационных причин неправильной работы устройств РЗА. Динамика изменения случаев неправильной работы устройств РЗА по данной причине свидетельствует об общем старении парка устройств и недостаточных темпах его обновления. Основными техническими причинами неправильной работы устройств РЗА в 2011 г. стали (рис. 3): • д ефекты и неисправности аппаратуры – 35,1% (включая дефекты и неисправности: электромеханических аппаратов – 13,4%, ВЧ-аппаратуры – 4%, микроэлектронной, полупроводниковой и микропроцессорной аппаратуры – 7,5%, неисправности элементов вторичной коммутации – 6,8%, сбои программного обеспечения – 3,4%). В 2009 г. произошло 30,3%, что на 4,8% меньше по сравнению с 2011 г.; • н еисправность цепей и потеря оперативного тока – 13,7% (включая неисправность трансформаторов тока и их цепей – 5,1%, неисправность трансформаторов напряжения и их цепей – 2,5%, неисправность оперативных цепей – 5,9%, потеря оперативного тока – 0,2%); • с тарение устройств и контрольных кабелей – 16,9% (16,9% в 2009 г. и 15,9% в 2008 г.). Доля неправильных действий, происходящих по невыясненным тех-

Рис. 2. Организационные причины неправильной работы устройств РЗА в 2011 г.

сонала снизилась с 3,9% до 0,6%. В тот же период наметился рост виновности прочего персонала эксплу-

атации с 2,0% в 2005 г. до 4,4% в 2011 г. Несвоевременная замена отработавших установленный срок служ-

Табл. 2. Динамика изменения виновности персонала и старения оборудования по годам

Условная виновность/год

2005

2006

2007

2008

2009

2011

Доля виновности персонала, %, в том числе:

46,1

35,5

31,5

16,5

13,3

- по причинам, зависящим от служб РЗА

26,7

25,2

10,6

14,1

7,4

- по вине оперативного персонала

9,2

4,9

2,3

0,9

2,7

0,9

- по вине ремонтного персонала

3,9

2,1

2,3

3,2

4,1

0,6

- по вине прочего персонала эксплуатации

2,0

1,8

1,6

1,8

4,1

4,4

«Старение оборудования» (непрямая вина персонала)

11,4

18,5

17,7

31,0

33,5

47,5

01 / Март 2012

ПРАКТИКА

РЗА

ническим причинам, составила 3,8%. Динамика изменения основных составляющих технических причин неправильной работы устройств РЗА по годам представлена в табл. 3. Ее анализ показывает, что дефекты и неисправности аппаратуры доминируют среди прочих технических причин неправильных срабатываний устройств РЗА. Стабильно высокий процент ошибок в схемах и уставках в сочетании с наличием случаев ошибок персонала при операциях с коммутационными устройствами РЗА, ошибок, приводящих к отключению при работах на панелях и в цепях устройств РЗА, и нарушений директивных материалов свидетельствует о необходимости повышения уровня квалификации специалистов проектных, наладочных и эксплуатирующих организаций. Повсеместное применение в последние годы микропроцессорных устройств РЗА требует отдельного анализа их работы. В табл. 4 приведена информация о динамике изменения количе-

Рис. 3. Технические причины неправильной работы устройств РЗА в ЕНЭС за 2011 г.

Табл. 3. Динамика изменения основных составляющих технических причин неправильного срабатывания устройств РЗА по годам Техническая причина/год

2005

2006

2007

2008

2009

2011

Дефекты и неисправности аппаратуры, %

25,6

24,4

26,9

33,3

30,3

35,1

Неисправность цепей, %

8,7

6,5

14,8

8,3

13,5

13,7

Ошибки в схемах и уставках, %

15,5

11,0

11,2

14,4

10,9

10,8

Старение устройств и контрольных кабелей, %

11,6

17,2

10,2

15,9

16,9

Ошибки персонала при операциях с коммутационными устройствами РЗА и ошибки, приводящие к отключению при работах на панелях и в цепях устройств РЗА, %

9,7

9,0

7,8

3,7

4,2

Нарушение требований директивных материалов и инструкций, %

2,8

1,5

0,7

2,1

4,5

1,9

Табл. 4. Изменение количества установленных в ЕНЭС микропроцессорных устройств РЗА по виду исполнения в 2005-2011 г. г. Год

2005

2007

2008

2009

2010

2011

Количество

5927

6871

14581

17404

26070

41096

Процент от общего количества УРЗА

3,2

2,8

5,7

6,9

9,3

13,3

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

РЗА

Кузьмичев Владимир Александрович В 2001 окончил кафедру электромеханики ГОУВПО «МЭИ (ТУ)» – магистр техники и технологий по направлению «Электротехника, электромеханика и электротехнологии». В 2004 окончил аспирантуру ГОУВПО «МЭИ(ТУ)» и стал кандидатом технических

Рис. 4. Микропроцессорные устройства РЗА и ПА разных производителей на объектах ЕНЭС Табл. 5. Итоги работы микропроцессорных устройств РЗА в 2011 г.

наук по специальности «Электрические машины и аппараты».

Количество УРЗА

Количество случаев правильной работы

Количество случаев неправильной работы

Общее количество случаев срабатывания

Основной показатель правильной работы, %

МЭС Волги

2906

608

617

98,54

МЭС Востока

9928

1461

1474

99,12

МЭС Западной Сибири

2179

560

570

98,25

МЭС Северо-Запада

2562

585

621

94,20

МЭС Сибири

5638

2150

2157

99,68

МЭС Урала

2135

1628

1637

99,45

МЭС Центра

5876

498

516

96,51

МЭС Юга

9872

2263

2278

99,34

ИТОГО

41096

9753

117

9870

98,81

Объекты ЕНЭС

С 2009 г. – заместитель главного инженера по электротехнической части ОАО «Фирма ОРГРЭС».

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

01 / Март 2012

ства установленных в ЕНЭС микропроцессорных устройств РЗА. В табл. 5 представлена информация об итогах работы микропроцессорных устройств РЗА в 2011 г. Ее анализ показывает, что основной показатель правильной работы микропроцессорных устройств РЗА в 2011 г. составил 98,81%, что ниже основного обобщенного показателя правильной работы устройств РЗА. Динамика его изменения по годам представлена на рис. 5. Сравнение данных табл. 2 и рис. 5 позволяет сделать вывод о том, что микропроцессорные устройства РЗА на протяжении многих лет имеют более низкое значение основного показателя правильной работы, чем РЗА в целом.

Анализ информации об организационных причинах неправильной работы микро-

Рис. 5. Динамика изменения основного показателя работы микропроцессорных устройств РЗА по годам

ПРАКТИКА

РЗА

Табл. 6. Организационные причины неправильной работы микропроцессорных устройств РЗА по годам.

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

Организационная причина/год

2005

2006

2007

2008

2009

2011

Ошибки служб РЗА, %

20,0

4,0

2,9

4,2

6,0

Вина оперативного персонала, %

2,5

4,0

0,9

Вина ремонтного персонала, %

2,5

1,4

Вина прочего персонала эксплуатации, %

2,5

2,8

4.3

Вина монтажно-наладочных организаций, %

25,0

12,0

14,3

18,4

28,2

31,6

Вина заводов-изготовителей (аппаратная часть), %

22,5

8,0

14,3

16,3

14,1

12,0

Вина разработчиков (логическая части и алгоритмы), %

10,0

12,0

8,6

30,6

15,5

6,8

Вина проектных организаций, %

12,5

20,0

31,4

10,2

9,9

12,0

2,9

2,8

7,7

2,5

36,0

25,6

24,5

14,1

14,5

4,0

7,0

4,2

Неудовлетворительное состояние оборудования, % Прочие причины, % Причина не выяснена, %

Захаренков Антон Юрьевич В 2008 г. окончил кафедру электротехники и электрооборудования Тульского государственного университета. С 2010 г.- инженер 1 категории Центра инжиниринга электрооборудования ОАО «Фирма ОРГРЭС».

процессорных устройств РЗА по годам (табл. 6) говорит о том, что большая часть из них происходит по вине: • м онтажно-наладочных организаций (в среднем 22%); • проектных организаций (в среднем 16%); • з аводов-изготовителей (в среднем 15%); • р азработчиков (в среднем 14%). В среднем 20% случаев неправильной работы микропроцессорных РЗА классифицируется как «прочие причины». При этом виновность персонала относительно мала. Это говорит о том, что вопросы создания алгоритмов работы, изготовления, расчетов уставок срабатывания, монтажа и наладки микропроцессорных устройств РЗА до настоящего времени не до конца отработаны, а само внедрение микропроцессорных устройств РЗА на объектах ЕНЭС должно сопровождаться обобщением накопленного опыта их применения с разработкой современной нормативной базы, регламентирующей этапы разработки, изготовления, проектирования, наладки и эксплуатации таких устройств. научно‑практическое издание

Выводы 1. П ри эксплуатации устройств РЗА все более проявляется процесс старения кабелей, аппаратуры и элементов устройств РЗА, что требует включения в программы модернизации сетевых организаций специальных разделов по замене устаревшего оборудования РЗА. При этом для устройств РЗА, отработавших установленный срок службы, целесообразно проведение процедуры технического освидетельствования. 2. Требуется проведение дополнительной работы по выявлению и обобщению недостатков по разработке, изготовлению, проектированию, монтажу и наладке МП РЗА с целью подготовки и реализации мероприятий по совершенствованию всего процесса внедрения МП РЗА в электроэнергетической отрасли.

ПРАКТИКА

Испытания

Авторы: Законьшек Я., Славутский А.Л.,

ЦИФРОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ЭНЕРГОСИСТЕМ В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ

ЗАО «ЭнЛАБ», г. Чебоксары.

Аннотация: сложность различных процессов в современных энергосистемах уже не позволяет прогнозировать переходные процессы с использованием простых математических моделей. Созданный в конце 80-х годов 20 века так называемый симулятор энергосистемы обеспечивает непрерывное моделирование электромагнитных переходных процессов в режиме жесткого реального времени на базе алгоритма Доммеля. Цифровое моделирование энергосистемы в реальном времени с физическим подключением вторичного оборудования к модели все шире используется для разработки, тестирования, оптимизации вторичного электрооборудования, а также обучения персонала. Это открыло широкие возможности для применения на предприятиях электроэнергетики, а также производителями оборудования и исследовательскими институтами в этой области. В статье подробно описывается конструкция симулятора, а также варианты его применения для электроэнергетических предприятий. Ключевые слова: симулятор RTDS, цифровое моделирование энергосистем, аппаратное обеспечение, программное обеспечение, тестирование электрооборудования. Современные энергосистемы становятся все более сложными, что вызывает существенные затруднения при их проектировании, эксплуатации и проверке с помощью стандартных, традиционных инструментальных средств. Внедрение электростанций на возобновляемых источниках энергии, связанных с силовой электроникой, например, ветряных и фотоэлектрических электростанций, обуславливает проблемы с обеспечением стабильности энергосистемы. Переходные процессы в комбинированных энергосистемах с линиями электропередач высокого напряжения на постоянном и переменном токе сложны, их влияние на релейную защиту и автоматику невозможно точно прогнозировать при помощи простых математических моделей. Алгоритмы, применяемые для управления силовыми генераторами, системами силовой электроники и другими устройствами FACTS (гибкая система передачи переменного тока), также постоянно усложняются, и их следует тщательно проверять, прежде чем реализовывать в реальных проектах. Проверка и опытная эксплуатация новых систем и устройств в реальных энергосистемах представляет собой весьма трудоемкий и затратный процесс. Цифровое моделирование энергосистемы в реальном времени с физическим подключением вторичного оборудования к модели на сегодняшний день является надежным, эффек66

01 / Март 2012

тивным и проверенным методом, применяемым для разработки, тестирования, оптимизации вторичного электрооборудования, а также обучения персонала различных специальностей сектора электроэнергетики. Устройство цифрового моделирования энергосистемы в режиме реального времени (Real Time Digital Simulator - RTDS®) – симулятор энергосистемы, разработанный в Исследовательском центре силовых систем постоянного тока провинции Манитоба (Виннипег, Канада) в конце 80-х годов прошлого столетия. В 1994 году ответственность за симулятор RTDS была передана компании RTDS Technologies, где с тех пор программное и аппаратное обеспечение устройства многократно дорабатывалось. Сегодня симулятор широко применяется на предприятиях электроэнергетики, а также производителями оборудования и исследовательскими институтами в этой области. Система обеспечивает непрерывное моделирование электромагнитных переходных процессов в режиме жесткого реального времени на базе алгоритма Доммеля. Совершенствование устройства привело к повышению его эффективности и расширению сферы применения. В частности, энергетические компании используют систему для тестирования оборудования в замкнутом цикле (с обратной связью) и исследований работы систем управления и защиты для силовых систем постоянного тока, статических компенсаторов

ПРАКТИКА

Испытания

реактивной мощности, а также генераторов, линий электропередач и т.д., а также масштабного моделирования в реальном времени. В статье подробно описывается конструкция симулятора, а также варианты его применения для электроэнергетических предприятий. Аппаратное обеспечение RTDS Аппаратное обеспечение симулятора RTDS основано на архитектуре параллельной обработки, предназначенной специально для реализации алгоритма моделирования электромагнитных переходных процессов, разработанного доктором Г. Доммелем (Hermann Dommel) [1]. В данном алгоритме используется интегрирование по формуле трапеций для преобразования интегральных уравнений в систему линейных алгебраических уравнений. Применение правила трапеций требует, чтобы решение было получено только в дискретные моменты времени и не было непрерывным решением. Время между рассчитанными моментами называется временным шагом и обозначается как ∆t. При моделировании энергосистемы значение временного шага выбирается равным 50 микросекундам (μs). Благодаря модульному исполнению возможно моделирование различных по размеру энергосистем за счет добавления к симулятору модулей, именуемых кассетами. Каждая аппаратная кассета включает в себя как платы связи, так и платы процессора, которые связаны общей платой связи. Если сеть превышает возможности одной кассеты, ее можно разделить на несколько путем разбиения сети на подсистемы. Каждая кассета отвечает за вычисления одной подсистемы. В настоящее время максимальный размер сетевого решения составляет 72 однофазных узла. На одной кассете может быть смоделировано два сетевых решения. Если сеть имеет больше 72 узлов, ее необходимо разделить на подсистемы; кроме того, если требуется два сетевых решения, моделирование должно быть распределено на разные кассеты. Каждая кассета имеет одну плату высокоскоростного

интерфейса передачи данных между рабочими станциями (GTWIF), которая включает в себя каналы передачи данных между кассетами (IRC) . Каналы IRС представляют собой выделенные каналы связи 2 Гбод, которые обеспечивают обмен информацией между кассетами. Плата GTWIF также обеспечивает синхронизацию временного шага для всех процессоров, применяемых для моделирования. Таким образом, все результаты моделирования синхронизированы с одним эталоном. В дополнение к передаче данных в реальном времени по IRCканалам и часам синхронизации временного шага плата GTWIF также обеспечивает связь по Ethernet с компьютером пользователя, что дает возможность связи с графическим интерфейсом пользователя (GUI). Каждая плата GTWIF имеет собственный IP-адрес для стандартной локальной сети (LAN) по протоколу Ethernet и может связываться с другими компьютерами по LAN. Связь по LAN позволяет пользователю через графический интерфейс воздействовать на смоделированную сеть (например, менять уставки, воздействовать на выключатель, инициировать КЗ и др.) и получать результаты во время моделирования в реальном времени. Платы процессора отвечают за численные расчеты, связанные с моделированием сети. Модели различных компонентов обрабатываются разными процессорами, так что их вклад в отклик подсистемы может рассчитываться одновременно. Как правило, есть два типа расчетов, выполняемых платами процессора: сетевое решение (т.е. узловой анализ) и дополнительные компоненты. Сетевое решение позволяет найти узловые напряжения и токи в ответвлениях на базе сетевых полных сопротивлений и вклада дополнительных компонентов. Дополнительные компоненты – это источники, линии, трансформаторы и т.д., которые обеспечивают перекрытия матрицы полной проводимости и подачу токов в сетевое решение. Полный отклик системы возникает из ком-

научно‑практическое издание

бинации сетевого решения и дополнительных компонентов. Новые симуляторы RTDS основаны исключительно на платах процессора PB5, представляющих собой последнее поколение плат процессора, разработанных для целей моделирования. Платы PB5 также полностью совместимы с платами процессора прежнего поколения GPC и могут использоваться для обновления и совершенствования возможностей имеющейся платы GTWIF – симуляторов на базе GPC. Каждая плата PB5 имеет два процессора PowerPC RISC, работающего с тактовой частотой 1,7 ГГц. Повышение тактовой частоты приводит к повышению вычислительной мощности по сравнению с платой GPC. Одна из новых функций платы PB5 – наличие восьми волоконных портов GT. Два порта GT зарезервированы для подключения к каналам ввода/вывода, а другие шесть портов могут использоваться для непосредственной связи с другими платами PB5 или GPC.

ПРАКТИКА

Испытания

С самого начала комплекс разрабатывался с учетом необходимости физического подключения вторичного оборудования к модели, поэтому его компоновка как нельзя лучше подходит для решения подобных задач. Некоторые исследования с применением моделирования требуют обмена сотней сигналов между симулятором и внешним оборудованием. Следовательно, особое внимание уделялось обеспечению возможности обмена большим количеством сигналов без существенного увеличения временного шага моделирования. Вместо применения центрального канала передачи данных между процессорными платами и платами ввода/вывода реализован алгоритм обмена данными непосредственно друг с другом для максимального увеличения полосы пропускания и минимизации временных задержек при передаче данных. Платы GTIO принадлежат семейству плат ввода/вывода, разработанному для процессорных плат GPC и PB5. Платы GTIO подключаются к платам процессора посредством оптических каналов связи 2 Гбод и обеспечивают полную оптическую изоляцию от симулятора. Платы GTIO включают в себя аналоговый вход и

01 / Март 2012

выход с 16-битовыми преобразователями данных, а также цифровой вход и выход. Как правило, временной шаг моделирования для режима работы RTDS в реальном времени составляет порядка 50 мкс. Режим жесткого реального времени обеспечивается синхронизацией с часами платы GTWIF. В том случае, если процессор не может выполнить расчеты и произвести ввод/вывод в течение заданного временного шага, моделирование останавливается и выводится сообщение об ошибке. При тестировании внешнего оборудования очень важно поддерживать режим жесткого времени. Для обеспечения высокой степени точности при моделировании быстродействующей электронной аппаратуры, требующей время отклика порядка 1 мкс, было разработано специальное аппаратное обеспечение, алгоритмы и методы, о которых говорится далее. Программное обеспечение RTDS Программное обеспечение RTDS имеет несколько уровней. Нижний уровень представлен моделями компонентов (например, линии, трансформаторы, генераторы и т.д.), оптимизированных к режиму работы в реальном времени. За го-

ды работы была создана и усовершенствована обширная библиотека компонентов энергетической системы и систем управления. Высокий уровень программного обеспечения представлен графическим интерфейсом пользователя, так называемым RSCAD, который позволяет создавать, запускать, эксплуатировать схемы моделирования, а также фиксировать и документировать результаты. Модуль RSCAD Draft позволяет создавать имитационные модели графически, путем копирования и соединения компонентов из библиотеки. Параметры конкретного компонента могут вводиться посредством меню данных. После создания компоновки сети она компилируется для формирования имитационного кода, необходимого для работы симулятора. Сразу по завершении компиляции процесс имитационного моделирования может запускаться посредством блока RSCAD RunTime. Программный блок RunTime, который запускается в среде MS Windows или рабочей станции Linux, обменивается по Ethernet данными с платами GTWIF симулятора в прямом и обратном направлениях. Двусторонняя связь позволяет загружать и запускать имитационные модели, а также передавать результаты моделирования на экран RunTime. Моделью сети можно управлять из блока RunTime путем изменения коммутационных состояний или уставок. Медленно изменяющиеся сигналы, например, мощность, среднеквадратическое значение напряжения на шине, скорости электрических машин и т.д. могут контролироваться непрерывно для того, чтобы динамически отслеживать переходные режимы и состояние сети. Детальные графики событий в переходном режиме с разрешающей способностью вплоть до каждого временного шага можно также записывать при помощи плат GTWIF симулятора и отображать на ПК в рабочей станции графиков RunTime.

ПРАКТИКА

Испытания

Применение. Тестирование системы управления в замкнутом цикле в режиме реального времени Симулятор широко применялся для тестирования в замкнутом цикле контроллеров для силовых систем постоянного тока (HVDC), устройств статической компенсации реактивной мощности (SVC), продольной компенсации с тиристорным управлением (TCSC) и устройств FACTS. В действительности, все производители систем силовой электроники используют симулятор для разработки алгоритмов и исследования динамических характеристик, а также заводских эксплуатационных испытаний своих устройств и систем управления. Кроме того, общепринятая практика заключается в том, что энергетические предприятия, закупающие такие специализированные системы, приобретают симулятор RTDS вместе с двойным комплектом элементов управления. Это дает ряд важных преимуществ, которых не было ранее: a. в ыполнение независимого тестирования новых контроллеров; b. т щательное изучение влияния новых установок на сеть, принимая во внимание обратную связь модели с системой управления;

c. о бучение персонала работе с установками и системами управления без риска негативного воздействия на фактическую работу сети; d. п роверки возможных изменений в управлении сетью или обновлений конфигурации сети до начала ее работы. Для обеспечения точного моделирования силовых электронных схем, упомянутых выше, симулятор должен реагировать быстрее, чем это позволяет временной шаг 50 мкс. Для полупроводниковых приборов с естественной коммутацией, например тиристоров, обычно применяемых в HVDC, SVC и TCSC, применяется усовершенствованный алгоритм формирования сигнала управления для обеспечения непрерывного импульса «зажигания» тиристора порядка 1 мкс [2]. До того, как была разработана данная методика, импульс «зажигания», поступавший во время расчета на одном временном шаге, не запускал вентиль до следующего временного шага. Кроме того, поскольку модель и физический контроллер работали асинхронно, ошибка, наблюдаемая для порядка постоянной α, перемещалась по временному шагу. Результатом было дрожание импульса «зажигания»

научно‑практическое издание

в пределах временного отрезка 50 мкс, которое создавало нереалистичные гармоники и ограничивало способность симулятора тестировать алгоритмы, требующие небольшой регулировки угла «зажигания» (например, затухание SSR с HVDC и управление контуром постоянного тока для статической компенсации реактивной мощности). Улучшенный алгоритм «зажигания» использует функцию Меток Времени Цифрового Входа (DITS) для точного измерения момента подачи импульса в течение временного шага. Информация DITS впоследствии используется алгоритмом «зажигания» для расчета поправки, вводимой в модель для следующего временного шага. Для схем с принудительной коммутацией, которые зачастую используются в устройствах FACTS, для получения быстрого реагирования при моделировании применяется другая методика. Данная методика называется моделью подсети преобразователя напряжения (VSC) с небольшими временными шагами, которая представляет подход с двойным временным шагом [3]. Стандартный временной шаг, порядка 50 мкс, используется для моделирования крупной энергосистемы, тогда как небольшой временной шаг, порядка 1-3 мкс, используется для представления модели VSC. Две модели элементов с разным временном шагом численно связаны в общей модели при помощи метода, аналогичного тому, который применяется для объединения моделей переменных состояния (например, модель синхронной машины d-q) для моделирования во временной области. Подход с небольшими временными шагами позволяет тестировать контроллеры импульса зажигания для трехуровневых преобразователей напряжения с частотами широтно-импульсной модуляции (ШИМ) вплоть до 2 кГц и двухуровневых преобразователей напряжения с частотами ШИМ свыше 10 кГц. Такие схемы включают в себя STATCOM, ветро69

ПРАКТИКА

Испытания

генераторы с индукционными машинами двойного питания, принудительно коммутируемые HVDC, цепи управления и т.д. Симулятор RTDS может также применяться для проверки блоков управления генераторами, например, возбудителей, стабилизаторов энергетической системы, а также управляющих устройств. Время ввода в эксплуатацию может быть сведено к минимуму за счет предварительной настройки контроллеров, ознакомления персонала с эксплуатацией и настройкой нового оборудования до активизации симулятора в сети. Использование для этой работы симулятора RTDS позволяет сохранить ресурсы, поскольку энергия первичного двигателя не требуется для проверки на симуляторе. Тестирование может также осуществляться на объекте с использованием портативного симулятора. Тестирование системы защиты в замкнутом цикле в режиме реального времени Симулятор RTDS представляет собой наиболее универсальное средство тестирования релейной защиты. Выполняется как тестирование в разомкнутом цикле (т.е. считывание в формате COMTRADE, или моделирование без обратной связи), так и тестирование в замкнутом цикле (с обратной связью), однако последнее предлагает ряд важных преимуществ. Во-первых, поскольку тестирование в замкнутом цикле должно проводиться и проводится в реальном времени, для выполнения последовательности тестов требуется меньше времени по сравнению со считыва-

01 / Март 2012

нием в формате COMTRADE. Во-вторых, режим работы в реальном времени позволяет многочисленным устройствам защиты взаимодействовать с моделируемой сетью одновременно. Следовательно, это единственный способ полной проверки и наблюдения за взаимодействием нескольких реле (например, защита двухконцевой двухцепной линии предполагает взаимодействие четырех реле) и соответствующего оборудования управления. При проведении тестирования релейной защиты или любого другого вторичного оборудования в замкнутом цикле симулятор RTDS полностью эмитирует энергосистему в части взаимодействия с указанным оборудованием. Симулятор обеспечивает аналоговые выходы низкого уровня (± 10 В ), заводимые непосредственно в тестируемое устройство или, как обычно бывает при тестировании реле, через усилители напряжения и тока. Такие сигналы пропорциональны мгновенному значению отображаемого сигнала (например, напряжения, тока и т.д.). Усилители тока и напряжения применяются для преобразования аналоговых выходных сигналов низкого уровня симулятора во вторичные значения, наблюдаемые используемыми реле. Типовые номинальные значения для вторичного тока и напряжения составляют 100 В и 1 A или 5 А, но ток во время коротких замыканий может достигать 100-200 A. Кроме того, симулятор имеет выходные контакты, таким образом, состояние выключателя может передаваться в реле на уровне оперативного напряжения. Поскольку все стандарт-

ПРАКТИКА

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

Славутский Александр Леонидович Родился в 1988 г. Получил степень магистра техники и технологии в Чувашском государственном университете, кафедра электрических и электронных аппаратов. в 2011 г. Аспирант кафедры ЭсПП ЧГУ. Инженер в ЗАО «ЭнЛАБ», Чебоксары.

Испытания ные входы можно подключить к реле, реле ведут себя так, как будто установлены в реальной сети. Если смоделированное короткое замыкание вносится в зону защиты, реле должно сработать. Для замыкания цикла тестирования выходные контакты реле подключаются к симулятору для подачи сигналов отключения и, если возможно, сигналов повторного включения. Тестированию подлежат как схемы однофазного, так и трехфазного отключения. Поскольку работа производится с моделью энергосистемы, различные КЗ, включая развивающиеся и двойные замыкания на землю, могут моделироваться многократно в различных условиях сети для оценки эксплуатационных характеристик энергосистемы. Симулятор RTDS имеет функцию выполнения сценария, реализующую автоматическое проведение последовательности тестов. Сценарии для симулятора могут создаваться с использованием комбинации специальных команд симулятора и программирования на языке С. Вложенные циклы обеспечивают расширенное и адаптивное тестирование с возможностью автоматического проведения и документирования тысячи вариантов. Симулятор RTDS может обеспечивать связь по протоколу МЭК 61850 для проверки устройств, совместимых с новым международным протоколом передачи данных. Модуль GTNET, который переводит сообщения по протоколу МЭК 61850 в симулятор RTDS, поддерживает двунаправленные дискретные сигналы (например, сигналы отключения от реле и сигналы состояния в реле) (GOOSE), а также сигналы выборочных значений (т.е. маркированные по времени значения тока и напряжения) (Sampled Values). Благодаря этому симулятор RTDS предоставляет своим пользователям возможность ознакомиться и опробовать новую технологию. В современной электроэнергетике широко применяются комплексы противоаварийной автоматики. Указанные комплексы во многих случаях доказывают свою эффективность, но в случае неправильного отклика могут оказывать разрушительное воздействие. Поэтому очень важно тщательно тестировать комплексы противоаварийной автоматики в меняющихся условиях сети прежде, чем они будут установлены в активную эксплуатацию. Симулятор реального времени является идеальным инструментом для разработки и тестирования комплексов противоаварийной автоматики. Множество схем противоаварийной автоматики основано на использовании данных, понаучно‑практическое издание

лученных устройствами измерения углов (PMU), описываемых стандартом IEEE C37.118. Модель PMU для симулятора RTDS была разработана на базе этого стандарта, поэтому новые схемы противоаварийной автоматики могут быть тщательно проверены в реальных условиях сети. Модель PMU допускает отображение восьми PMU на процессор, благодаря чему можно смоделировать обширную систему мониторинга переходных процессов (СМПР). Данные для практической реализации могут быть получены из сети, включающей 50-100 PMU. Для синхронизации временного шага моделирования с 1 импульсом в секунду (1PPS) и внешними сигналами времени по IEEE 1588 был разработан специальный механизм, благодаря чему симулятор RTDS может использоваться для сравнительного тестирования PMU. Это важный шаг в тестировании противоаварийной автоматики на базе PMU. Возможность приема потока выходных данных по IEEE C37.118 также была разработана для симулятора RTDS таким образом, что смоделированные и/или физические PMU могут передавать информацию в физические концентраторы данных векторов (PDC), используемые для реализации противоаварийной автоматики. Моделирование больших энергосистем в режиме реального времени Масштабное моделирование в реальном времени может оказаться чрезвычайно полезным для электроэнергетических компаний благодаря более подробному представлению работы сети, чем при стандартном моделировании устойчивости во время переходных процессов [6]. Модели энергообъектов, применяемые в комплексе, имеют гораздо более точную частотную характеристику (в диапазоне 0-3 кГц) по сравнению с традиционными моделями. Кроме того, моделирование электромагнитных переходных процессов в реальном времени обеспечивает более подробные представления установок силовой электроники (по сравнению с приближениями номинальной частоты), обратную связь в реальном времени, а также возможность взаимосвязи с физическими устройствами. Симулятор RTDS используется также энергетическими компаниями для обучения операторов [4]. В последние годы были предприняты значительные усилия для разработки моделей устройств управления и защиты энергосистем. Включение в общую модель подробных моделей в качестве составной части позволяет обеспечить 71

ПРАКТИКА

Испытания более полное представление о работе сети. Благодаря более полным моделям и точности представления, используя симулятор реального времени, можно осуществлять исследование пусков сети даже из полностью обесточенного состояния (холодный пуск). Универсальные симуляторы реального времени используются для изучения работы энергосистемы при использовании активно-адаптивных сетей (ААС) и электростанций на возобновляемых источниках энергии. Такие новые устройства меняют способ защиты, управления и эксплуатации системы, их работа в сетях подлежит тщательному изучению. Новые модели постоянно развиваются и совершенствуются для того, чтобы симулятор отображал непрерывно меняющийся облик окружения энергопредприятия. Заключение Цифровой симулятор энергосистемы в реальном времени производства RTDS Technologies претерпел значительные усовершенствования за последние десять лет и в настоящее время широко применяется в промышленности. С распространением и принятием технологии цифрового моделирова-

ния в реальном времени все больше производителей, энергопредприятий и институтов используют RTDS для тестирования в замкнутом цикле систем защиты и управления, а также для моделирования в реальном масштабе времени. В дополнение к традиционным вариантам применения существенная польза от RTDS имеется и при исследовании новых направлений развития сетей, таких как активно-адаптивные сети, возобновляемые источники энергии. Литература: 1. H. W. Dommel, «Digital Computer Solution Of Electromagnetic Transients In Single And Multi Phase Networks», Ieee Trans. On Power Apparatus And Systems, Vol. Pas-88, No.4, Pp. 388-399, April 1969. 2. K. Bergmann, K. Braun, Et. Al., «Advanced Fully Digital Tcsc Real-Time Simulation In Comparison With Computer Studies And On-Site Testing», In Proc. Icds '99, Vasteras, Sweden, May 1999. 3. T. Maguire, J. Giesbrecht, «Small Time-Step Vsc Model For The Real Time Digital Simulator», In Proc. Ipst 2005, Montreal Canada, June 2005, Paper No. Ipst05-168-25C. 4. St Cha, Tk Kim, Et. Al., «Development Of A Training Simulator For Power System Operation», In Proc. Wmsc/2006, Orlando Usa, July 2006. 5. P. Forsyth, R. Kuffel, S.Cayres, «Utility Applications Of An Rtds® Simulator», X Stpc Seminar On Protection And Control, 17 – 20 October 2010, Recife – Pernambuco – Brazil. 6. Decai Qi, «Defense Schema Against Large Disturbances In China Southern Power Grid», Electra, No. 257, August 2011.

ЗАО «ЭнЛАБ» Занимается разработкой, производством и поставкой электротехнических изделий, оказывает инженерные и консалтинговые услуги. Готовы предложить: • приборы для проверки устройств РЗА, измерительных ТТ и ТН; • программно-аппаратные комплексы RTDS для моделирования энергообъектов в режиме реального времени; • статические компенсаторы реактивной мощности. Эксклюзивный представитель компаний «RTDS», Канада и «Ponovo», Китай. Поставляемое нами оборудование соответствует самым высоким требованиям по качеству, надежности и функциональным возможностям.

Контакты: 428018, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, ул. Нижегородская, д. 4 Тел./факс: +7 (8352) 40-66-26; www.ennlab.ru; Е-mail: mail@ennlab.ru

01 / Март 2012

ПРАКТИКА

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА Авторы: Зайцев Б.С., Григорьева А.В., ООО «НПП «Динамика», г.Чебоксары, Россия.

Испытания

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ АВТОМАТИЗАЦИИ ДИАГНОСТИКИ СОВРЕМЕННЫХ УСТРОЙСТВ РЗА А ннотация: в статье освещаются проблемы, которые возникают при автоматизации диагностики устройств РЗА как на подготовительном этапе, так и при самом процессе, предлагаются возможные способы их решения.

Ключевые слова: РЗА, РЕТОМ, диагностика.

Техническое обслуживание современных устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) с применением традиционных методов не только вызывает сложности, но и требует больших временных затрат. Количество измерительных и логических блоков, требующих диагностики, в микропроцессорных устройствах РЗА несоизмеримо больше, чем в старых электромеханических, и это приводит к увеличению временных затрат на проведение испытаний. В условиях ограниченного времени и нехватки квалифицированных кадров все чаще возникают ошибки при тестировании. Поэтому вопрос автоматизации процесса диагностики устройств РЗА, как при наладке, так и при периодическом контроле, в настоящее время актуален как никогда. Научно-производственное предприятие «Динамика», разрабатывая и выпуская испытательное оборудование, активно занимается проблемой повышения эффективности и достоверности проверки устройств РЗА, но часто сталкивается с различными препятствиями. При проведении испытаний зачастую большая часть времени тратится на подготовку к проверке, нежели на саму работу, при этом существует вероятность возникновения ошибки как при восстановлении схемы, так и при задании режимов работы терминала. Существующее многообразие терминалов и панелей на их основе при отсутствии какой-либо унификации клемм, а также новые клеммники с высокой плотностью монтажа создают сложности при подключении диагностической аппаратуры. В данном случае актуальным является обсуждение вопроса о введении унифицированных разъемов для подклю74

01 / Март 2012

чения проверочного оборудования. Для высоковольтных систем на 110 кВ и выше проблема подключения может решиться с внедрением стандарта МЭК 61850, который позволит отказаться от медных проводов и использовать уже стандартизированный разъем Ethernet. В сетях 35 кВ и ниже внедрение нового стандарта планируется только в перспективе, поэтому особенно актуально использование унифицированных разъемов, выведенных в удобные для подключения места, в распределительных устройствах, где клеммы и выводы измерительных трансформаторов расположены в местах не только неудобных для подключения, но и опасных из-за проходящих рядом шин. С развитием микропроцессорных систем, новых принципов работы защиты, появлением новых стандартов необходимо пересмотреть подходы к разработке документации, в частности, необходимо разви-

ПРАКТИКА

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

Григорьева Анастасия Вячеславовна Год рождения: 1989. Магистрант 2 курса Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова, специалист отдела маркетинга ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары.

Испытания тие базы руководящих документов, где были бы отражены условия проверки новых функций и возможностей, появляющихся в современных МП-устройствах (в настоящее время эти проверки проводятся на основании принципов работы и рекомендаций завода-изготовителя). Рассмотрим непосредственно сам процесс испытаний. Принципы автоматизации диагностики защиты напрямую зависят от выбранного подхода к ее проверке. Традиционным считается подход, при котором диагностика терминала сводится к диагностике отдельных, не влияющих друг на друга модулей, из которых он состоит. При этом процесс тестирования упрощается и проводится с использованием всего нескольких входов/выходов. Но в таком подходе есть и свои минусы: при отключении органов или переконфигурировании логики, например, при проверке одной ступени, происходят изменения в самой защите, что нежелательно. Более правильно рассматривать терминал как единое устройство. Поскольку все его элементы реализованы программно, то можно сказать, что он представляет собой единую программу, которую необходимо проверять как одно целое. При таком подходе специалист-релейщик получает правильную оценку не только работы отдельных органов, но и оценку их комплексного взаимодействия, а после проверки нет необходимости восстанавливать первоначальную конфигурацию защиты, что является обязательным при использовании традиционного метода. Однако в этом случае задействованы все имеющиеся входы и выходы защиты, поэтому требуется внимательность как при подключении тестового оборудования, так и при настройке довольно сложного алгоритма подачи тестовых сигналов. Только в этом случае результаты будут объективны и достоверны. На наш взгляд, использование традиционного подхода оправдано при периодической проверке, а комплексного – при пусконаладочных работах. И если в соответствующих руководящих документах будет рекомендоваться использование тех или иных методов и подходов, то эксплуатационный персонал не будет испытывать затруднений при проведении проверочных работ. Немаловажным является вопрос, свянаучно‑практическое издание

занный с самим испытательным оборудованием. Рассмотрим на примере одной из основных его характеристик – максимального значения тока. При тестировании терминала для проверки его срабатывания подается реальный ток, величина которого сопоставима с термическим порогом, что легко может привести к выводу терминала из строя. Поэтому было бы целесообразно разработать более щадящие методы диагностики. Например, если ввести тестовые коэффициенты или добавить тестовую обмотку в датчике тока, то при проверке при реальном входном токе в 1 А терминал обрабатывал бы его как 5 или 10 А, что не влияло бы на его работоспособность, сделало бы процесс диагностики более безопасным, а также позволило бы уменьшить весогабаритные показатели проверочного оборудования. Итак, в данной статье были подняты некоторые актуальные вопросы диагностики современных устройств РЗА и проблемы автоматизации. Так, на подготовительном этапе сложности касаются подключения проверочного оборудования. Для решения этой проблемы предлагается рассмотреть введение унифицированых разъемов для тестирования. Развитие базы руководящих документов помогло бы значительно сократить время при подготовке к тестированию. Предлагается использовать разные подходы при проведении испытаний: при периодической проверке защиты – проверять отдельные блоки, а при пусконаладочных работах – проводить комплексные проверки. Новые более щадящие методы, например проверка с выдачей меньшего тока, позволили бы сделать процесс диагностики безопасным для самой защиты. Все эти и другие вопросы тестирования устройств РЗА требуют тщательного рассмотрения и обсуждения как со стороны производителей этих устройств, так и эксплуатирующих организаций. Их решение может в значительной степени сократить трудозатраты при проведении проверок, повысить эффективность испытаний и реально облегчить труд специалистов служб релейной защиты.

ПРАКТИКА

МЭК 61850

Автор: Т. Шоссиг,

Тестирование устройств в рамках стандарта МЭК 61850 (редакция 2). Обобщенный анализ

OMICRON electronics GmbH (Австрия).

Аннотация: стандарт МЭК 61850 уже довольно широко применяется для связи между устройствами на энергообъектах – следовательно, возникает проблема тестирования таких устройств. Изначально в стандарте были описаны лишь основные возможности и общие подходы, относящиеся к тестированию. Однако в процессе эксплуатации возникли вопросы, которые требуют пояснений. Во второй редакции стандарта дается более полное описание вопросов, связанных с тестированием. Принимая во внимание то, что существуют различные режимы и условия тестирования устройств, в настоящей статье предлагается обобщенный анализ проблемы, а также разъясняются такие понятия, как тестовый бит, качество теста, атрибут теста, режим и поведение устройства. Также необходимо отметить, что у пользователей зачастую возникают вопросы при использовании Sampled Values и GOOSE в различных проектах. Например, часто требуется различать сигналы, принимаемые от устройств в нормальном режиме, и сигналы, принимаемые в режиме симуляции. В стандарте данные режимы представлены в виде сложной сводной таблицы с примечаниями. В дополнение к таблице в данной статье мы рассмотрим возможные сценарии при тестировании на уровне «клиент-сервер» в АСУ ТП, а также при работе с GOOSE и Sampled Values. Стан дарт МЭК 61850, тестирование, тестовый бит, тестовый реж им, бит сим ул яции, реж им сим ул яции, GOOSEсообщение. Введение Стандарт для автоматизации подстанций МЭК 61850 [1] был опубликован в начале 2000-х годов. На сегодняшний день стандарт успешно используется по всему миру, и число его применений неуклонно растет. Основное внимание в стандарте уделяется связи между устройствами, поэтому с самого начала возник вопрос: «Как выполнить тестирование устройства РЗА, если к нему подключен всего лишь кабель Ethernet?». Конечно, в первой редакции стандарта описывались некоторые возможные способы. Тем не менее, опыт показал, что требуется более полное описание функций тестирования. Кроме того, некоторые нюансы тестирования были не совсем понятны как пользователям, так и производителям оборудования. В связи с этим, только часть возможностей могла быть реализована или поддерживалась производителями. Во второй редакции наряду с объяснением ключевых вопросов, связанных с тестированием, также описаны некоторые новые возможности. МЭК 61850 (редакция 2) Во второй редакции стандарт стал называться «Сети и системы связи для автоматизации в электроэнергетике» [3]. Данная статья главным образом посвящена вопросам тестирования устройств в рамках стандарта МЭК 61850, т.е. подробное описание изменений, поправок и нововведений не является задачей статьи. 76

01 / Март 2012

В чем заключаются проблемы? При эксплуатации устройств РЗА естественным образом возникает потребность в тестировании и проверке работоспособности оборудования [4]. Как правило, в таких случаях используются испытательные блоки [5], позволяющие избежать ложного отключения выключателей, «закоротить» цепи ТТ или подключить контрольные крышки (рис. 1). Одна из проблем, возникающих при наладке и испытаниях на объекте, заключается в том, чтобы избежать выдачи большого количества ненужных сиг-

Рис. 1. Проверка устройства с использованием испытательных блоков (источник: SecuControl)

ПРАКТИКА

МЭК 61850 налов в центральную сигнализацию или АСУ ТП. Традиционные (и до сих пор используемые) стандарты связи, такие как МЭК 60870-5-103 [6], используют специальный атрибут состояния, позволяющий заблокировать выдачу сигналов во внешнюю систему мониторинга (АСУ ТП и проч.). Для подключения в таком режиме может использоваться испытательный блок [5], при этом сообщения и дискретные события в АСУ ТП не передаются. Другим способом является переключение устройства РЗА в тестовый режим, который подразумевает передачу сигналов с присвоенным «тестовым битом». Тестовый бит Ожидания пользователей от новой редакции стандарта примерно совпадают. Однако при обзоре более 1000 страниц оказывается, что такой бит не предусмотрен. Причина очевидна. В МЭК 61850 существуют различные способы организации связи: уровень «клиент-сервер» в АСУ ТП или связь в реальном времени с использованием GOOSE и Sampled Values. Кроме того, модель данных, определенная стандартом, сложная и многоуровневая. Иногда режим, описываемый в GOOSE как test [7], некоторые пользователи называют «тестовым битом». Понятия «режим» (Mod) и «поведение» (Beh) Классы логических узлов (LN) определены в разделе МЭК 61850-7-4 [8]. Каждое логическое устройство

(LD) состоит, по меньшей мере, из трех логических узлов. Каждый логический узел имеет конкретный режим (Mod). Возможны следующие режимы: • on (включен) • on-blocked (включен-заблокирован) (в первой редакции назывался blocked) • test (тестирование) • test/blocked (тестирование/заблокирован) • off (выключен). В стандарте режимы поясняются совместно с другими атрибутами тестирования и будут подробнее описаны ниже. Режим можно определить для каждого логического узла (например, 1 ступень дистанционной защиты). Кроме того, режим самого логического устройства (например, «Защита») может меняться. Комбинация LNMod и LDMod (т.е. режимов узла и устройства) дает так называемое поведение (LNBeh) логического узла (рис. 2). Понятие качества Помимо функций режима и поведения в разделе МЭК 61850-7-1 [9] определено понятие качества (q). Расшифровка дается в разделе 8-1 [7] и там же поясняется, что качество задается в 13-битной строке (биты от 0 до 12, где биту 11 присвоен атрибут качества – «quality»). Далее в статье мы покажем, как

LNMode XXXX.Mod

LDMode LLN0.Mod

LNBeh (только чтение) XXXX.Beh

LNBeh Значение

on (включен) on (включен) on (включен) on (включен) on (включен)

on (включен) on-blocked (вкл. - заблок.) test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

on (включен) on-blocked (вкл.- заблок.) test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

1 2 3 4 5

on-blocked (вкл.- заблок.) on-blocked (вкл.- заблок.) on-blocked (вкл.- заблок.) on-blocked (вкл.- заблок.) on-blocked (вкл.- заблок.)

on (включен) on-blocked (вкл.- заблок.) test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

on-blocked (вкл.- заблок.) on-blocked (вкл.- заблок.) test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

2 2 4 4 5

test (тестирование) test (тестирование) test (тестирование) test (тестирование) test (тестирование)

on (включен) on-blocked (вкл.-заблок.) test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

3 4 3 4 5

test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.)

on (включен) on-blocked (вкл.- заблок.) test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

4 4 4 4 5

off (выключен) off (выключен) off (выключен) off (выключен) off (выключен)

on (включен) on-blocked (вкл.- заблок.) test (тестирование) test/blocked (тест./заблок.) off (выключен)

off (выключен) off (выключен) off (выключен) off (выключен) off (выключен)

5 5 5 5 5

Рис. 2. Режимы и поведение логического узла (LNMode и LNBeh)

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

МЭК 61850

этот атрибут соотносится с функциями режима и поведения. Атрибут теста в GOOSE Как говорилось ранее, в разделе 8-1 [7] сообщается о том, что в GOOSE имеется возможность определить параметр test. Данный параметр содержится в GOOSEPDU и сообщает информацию о том, находится ли в тестовом режиме устройство, передающее GOOSE-сообщение, или нет. В соответствии с первой редакцией стандарта, такая возможность у подавляющего большинства производителей устройств не предусматривалась. Атрибут теста пока еще не определен для Sampled Values. Бит симуляции для GOOSE и Sampled Values Во второй редакции стандарта для GOOSE [7] и Sampled Values [10] предусмотрена возможность отличить сигнал нормального режима от сигнала симуMODE/BEHAVIOUR

ляции. Это можно сделать благодаря биту симуляции. Присутствие бита симуляции говорит о том, что GOOSE-сообщение выдается устройством в режиме симуляции, а не устройством в нормальном состоянии, определяемом файлом конфигурации, т.е. такой режим является симуляцией передачи GOOSE [7]. То же самое применимо к Sampled Values [10]. Преимуществом такой работы является то, что бит симуляции находится в определенном месте в Ethernet-кадре, т.е. он может быть легко обнаружен, например, с помощью подписки устройств РЗА (см. рисм. 3). Таким образом, для физического устройства в логическом узле, описывающем данное устройство, имеется возможность задать режим симуляции при приеме GOOSE-сообщений или Sampled Values [8]. Работа с данными в тестовом режиме Как уже отмечалось, во второй

Рис. 3. Симуляция GOOSE-сообщения [3]

редакции стандарта впервые описано взаимодействие между различными данными в тестовом режиме, что было необходимо сделать, т.к. наличие большого числа предусмотренных функций вводило в заблуждение пользователей и ограничивало возможности устройств. На рис. 4 приведена таблица из приложения раздела 7-4 стандарта [8].

on-blocked

test

test/blocked

off

ВКЛ

ОТКЛ

ДА

НЕТ

ДА

НЕТ

Выходы FC ST, MX

значение требуется

значение не

(независимо от Beh)

q обрабатывается

q = operatorBlocked

q = test

ПОЛОЖИТЕЛЬНО

ОТРИЦАТЕЛЬНО

Входные данные (q = normal)

РЕЖИМ/ПОВЕДЕНИЕ Функция логического узла Выходы в АСУ или устройства по стандартным каналам (узлы X…, Y…, GGIO)

Подтверждение команды нормального режима Подтверждение команды TEST (режим теста)

q = test +

требуется

operatorBlocked

q = invalid

ОТРИЦАТЕЛЬНО

ПОЛОЖИТЕЛЬНО

ОТРИЦАТЕЛЬНО

Обрабатываются как

Обрабатываются

Не

нормальные

как нормальные

обрабатываются

Входные данные

Обрабатываются

Не

(q = operatorBlocked)

с блокированием

обрабатываются

Входные данные

Обрабатываются как

Обрабатываются

Не

(q = test)

нормальные

как неверные

как нормальные

обрабатываются

Входные данные

Обрабатываются

Не

(q = test + operatorBlocked)

как неверные

с блокированием

обрабатываются

Входные данные

Обрабатываются

Не

(q = invalid)

как неверные

обрабатываются

Обрабатываются

Дискретные и аналоговые входы (РЗА, измерительные трансформаторы)

Примечание: Обязательным условием работы в каждом режиме является обработка атрибута качества (q) входных данных Рис. 4 Режимы и поведение устройства

01 / Март 2012

Не обрабатываются

ПРАКТИКА

МЭК 61850 Внесем некоторую ясность в терминологию, применяющуюся в таблице на рис.4. При расшифровке значения «Обрабатываются как нормальные» следует понимать, что во время обработки данных учитываются качество и поведение логического узла, т.е. по смысловому содержанию значение «Обрабатываются как нормальные» для режима on отличается от того же значения, рассматриваемого для режима test. Данные с идентификатором test будут обрабатываться только в том случае, если устройство РЗА находится в режиме test. Типовые сценарии Новая редакция стандарта позволяет лучше объяснить типовые сценарии (рис. 4). Данный вопрос уже рассматривался ранее в [3], а в данной статье дается расширенное описание сценариев. Испытуемое устройство РЗА принимает внешний сигнал управления или GOOSE и выдает выходной сигнал в АСУТП (рис. 5).

Рис. 5. Устройство РЗА, принимающее и выдающее сигналы

Режим «ON» (включен) 1. Ф ункция логического узла в устройстве: работает 2. П одтверждение команды нормального режима: положительно 3. П одтверждение команды тестового режима: отрицательно 4. В ыходной сигнал: присутствует 5. В ходные данные при q=normal: обрабатываются как нормальные (выполняются) 6. В ходные данные при q=operatorBlocked: обрабатываются с блокированием 7. В ходные данные при q=test: обрабатываются как нормальные (игнорируются) 8. Входные данные при q=test + operatorBlocked: обрабатываются как неверные 9. В ходные данные при q=invalid: обрабатываются как неверные. Данный режим является нормальным научно‑практическое издание

режимом работы. Режим «ON-Blocked» (включен-заблокирован) 1. Ф ункция логического узла в устройстве: работает 2. П одтверждение команды нормального режима: отрицательно 3. П одтверждение команды тестового режима: отрицательно 4. В ыходной сигнал: отсутствует 5. В ходные данные при q=normal: обрабатываются как нормальные (выходной сигнал отсутствует) 6. В ходные данные при q=operatorBlocked: обрабатываются с блокированием 7. В ходные данные при q=test: обрабатываются как нормальные (игнорируются) 8. Входные данные при q=test + operatorBlocked: обрабатываются как неверные 9. В ходные данные при q=invalid: обрабатываются как неверные. Данный режим является нормальным режимом работы, однако в данном случае выходной сигнал не выдается. Режим «Test» (тестирование) 1. Ф ункция логического узла в устройстве: работает 2. П одтверждение команды нормального режима: отрицательно 3. П одтверждение команды тестового режима: положительно 4. В ыходной сигнал: присутствует 5. В ходные данные при q=normal: обрабатываются как нормальные (не выполняются) 6. В ходные данные при q=operatorBlocked: обрабатываются с блокированием 7. В ходные данные при q=test: обрабатываются как нормальные (выполняются) 8. В ходные данные при q=test + operatorBlocked: обрабатываются с блокированием 9. В ходные данные при q=invalid: обрабатываются как неверные. Это тестовый режим работы. При этом выходные данные имеют атрибут тестирования. Режим «Test/Blocked» (тестирование/ заблокирован) 1. Функция логического узла в устройстве: работает 2. Подтверждение команды нормального режима: отрицательно 3. П одтверждение команды тестового режима: положительно 4. В ыходной сигнал: отсутствует 5. В ходные данные при q=normal: обрабаты79

ПРАКТИКА

Томас Шоссиг (Thomas Schossig) (IEEE) Родился в 1970 г. Получил степень магистра по электротехнике в Техническом университете Ильменау (Германия) в 1998 г. С 1998 по 2005 гг. работал в фирме VA TECH SAT в Германии в отделе проектирования систем управления и руководителем группы в отделе релейной защиты. С начала 2006 г. занимал должность менеджера по оборудованию систем связи для подстанций в компании OMICRON electronics (Австрия). В настоящее время является управляющим производством этой компании. Автор нескольких статей, посвященных стандарту МЭК 61850 и тестированию оборудования РЗА, состоит в рабочих группах по стандартизации. Автор также работал преподавателем на обучающих семинарах по стандарту МЭК 61850 в компании OMICRON, и поэтому знаком с трудностями, возникающими при рассмотрении вопросов тестирования в рамках стандарта. Идея написания данной статьи возникла при проведении семинара по второй редакции стандарта МЭК 61850.

01 / Март 2012

МЭК 61850 ваются как нормальные (выходной сигнал отсутствует, команды не выполняются) 6. В ходные данные при q=operatorBlocked: обрабатываются с блокированием 7. В ходные данные при q=test: обрабатываются как нормальные (выполняются, но выходной сигнал отсутствует) 8. Входные данные при q=test + operatorBlocked: обрабатываются с блокированием 9. В ходные данные при q=invalid: обрабатываются как неверные. Данный режим является обычным тестовым режимом работы, когда не требуется выдавать выходные сигналы во внешние цепи. Режим «Off» (выключен) 1. Ф ункция логического узла в устройстве: выключена 2. П одтверждение команды нормального режима: отрицательно 3. П одтверждение команды тестового режима: отрицательно 4. В ыходной сигнал: отсутствует 5. В ходные данные при q=normal: не обрабатываются 6. В ходные данные при q=operatorBlocked: не обрабатываются 7. В ходные данные при q=test: не обрабатываются 8. В ходные данные при q=test + operatorBlocked: не обрабатываются 9. В ходные данные при q=invalid: не обрабатываются. Режим соответствует выключенному состоянию. Данные сценарии позволяют реализовать практически любое типовое испытание. Переключение между режимами должно происходить только по команде оператора через объект данных Mod [8], т.е. для работы требуется клиент, имеющий возможность управления. Прочие возможности Такие вопросы, как симуляция входных сигналов, новые возможности отслеживания сервисов и передача зеркальных команд не входят в задачи настоящей статьи. Эти вопросы рассмотрены в другой статье [3]. Выводы МЭК 61850 позволяет расширить возможности тестирования устройств. Для этого требуется предварительная подготовка и анализ моделей испытаний, что, в свою оче-

редь, позволяют реализовать современные испытательные установки и другие вспомогательные технические средства. Литература: 1. IEC 61850-1: 2003. Communication networks and systems in substations – Part 1: Introduction and overview. 2. www.iec.ch 3. Brunner, C.; Steinhauser, F. Testing and IEC 61850 Edition 2 – what does it mean for the Protection Engineer. IPTS 2010. Salzburg, Austria. 4. Schossig, W.; Schossig, T. Protection Testing – A Journey Through Time. PACWorld Conference 2011, Dublin, Ireland. 5.  Schossig, W. Einsatz von Prüfsteckdosen für Netzschutzeinrichtungen. etz 123(2002)11/12,38-40 6.  IEC 60870-5-103: 1997. Telecontrol equipment and systems. Transmission protocols – Companion standard for the informative interface of protection equipment. 7. IEC 61850-8-1 Ed. 2 FDIS: 2010. Communication networks and systems for power utility automation. – Part 8-1: Specific communication service mapping (SCSM) – Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3. 8. IEC 61850-7-4 Ed.2 FDIS: 2010. Communication networks and systems for power utility automation. – Part 7-4: Basic communication structure – Principles and models, FDIS. 9.  IEC 61850-7-1: 2003. Communication networks and systems in substations – Part 7-1: Basic communication structure for substation and feeder equipment – Principles and models. 10.  IEC 61850-9-2 Ed. 2 FDIS: 2009. Communication networks and systems for power utility automation. – Part 9-2: Specific communication service mapping (SCSM) – Sampled values over ISO/IEC 8802-3.

ПРАКТИКА

ЭМС

Автор:

Устойчивая и надежная работа технологического оборудования на объектах электроэнергетики – безопасность эксплуатации электрических сетей

Шаблов Александр Иванович ООО «Прософт - Системы», начальник испытательной лаборатории ЭМС.

Проблеме электромагнитной совместимости (ЭМС) электротехнического, электронного оборудования и бытовой техники уделяется с каждым годом все больше внимания. В настоящее время наблюдается быстрый рост информационных систем всех видов, снижение уровней полезных сигналов при одновременном повышении количества и мощности различного электрооборудования, способного создавать высокий уровень помех. Особенно жесткая электромагнитная обстановка сложилась на объектах электроэнергетики (электрических станциях, подстанциях, линиях электропередачи). Характерными особенностями этой обстановки являются наличие постоянной во времени высокой напряженности электрического поля промышленной частоты (25кВ/м и более) и напряженности магнитного поля промышленной частоты (4 кА/м и более). Кроме того, на объектах электроэнергетики могут быть высокочастотные поля и электромагнитные помехи, создаваемые устройствами управления, сигнализации, передачи данных. Устойчивая и надежная работа технологического оборудования на объектах электроэнергетики определяет безопасность эксплуатации электрических сетей. Учитывая, что значительная часть оборудования, выпускаемого ООО «Прософт-Системы», эксплуатируется на объектах электроэнергетики и других объектах с высоким уровнем электромагнитной обстановки (газовая, нефтяная промышленность, металлургия, машиностроение и т.д.) в целях повышения надежности и качества выпускаемого оборудования, в 2008 году руководством предприятия было принято решение о создании испытательной лаборатории (ИЛ) ЭМС. 82

01 / Март 2012

Лаборатория ЭМС оснащена современным оборудованием ООО «Элемком», ООО «Прорыв» и оборудованием зарубежных производителей

В марте 2010 года ИЛ ЭМС была аккредитована Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии («Ростехрегулирование») по ГОСТ Р на проведение испытаний по ЭМС и климатическим воздействиям. В 2011 году лаборатория прошла инспекционный контроль и была аккредитована на расширение испытаний в области ЭМС и безопасности. В настоящее время лаборатория является лучшей в регионе и позволяет проводить испытания по 18-ти видам испытаний по параметрам электромагнитной совместимости. Важным является то, что разработчики лично присутствуют при проведении испытаний и видят, при каком уровне испытательного воздействия происходит отказ прибора. Заменяя электронные компоненты и испытывая прибор от минимального до требуемого уровня воздействий, разработчики оперативно принимают техническое решение, вплоть до изменения компоновки элементов, плат, блоков в приборе. Второе – существенно сокращаются сроки разработки изделий, т.к. испытания начинаются с этапа НИОКР. Хорошим примером может служить разработка программно-технического комплекса

ПРАКТИКА

ЭМС

Испытания МКПА на устойчивость к кондуктивным помехам в полосе частот от 0 до 150 кГц в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51317.4.16-2000

(ПТК) «ARIS», предназначенного для создания АСУ ТП электрических подстанций. Комплекс разработан в соответствии с концепцией IEC 61850 построения информационной инфраструктуры подстанции. Системы на базе ПТК «ARIS» обеспечивают оперативное управление подстанцией в целом. Контроллер имеет следующие информационные порты: RS-232, RS-485, Ethernet, USB. Испытания контроллера начались с момента создания модуля электропитания, затем – модуля управления, и так последовательно по мере разработки модулей прибора. Разработчики создавали новые модули с уверенностью в том, что разрабатываемый контроллер будет устойчиво функционировать при воздействии различных помех. Наличие «под рукой» собственной испытательной лаборатории ЭМС позволяет разработчикам оперативно проверять любую идею по построению прибора на практике. В 2011 году ССПИ на базе ПТК «ARIS» допущена к применению на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК». Весьма актуально наличие такой лаборатории и при проведении аттестации и сертификации. В частности, при проведении на объектах эксплуатации линейных испытаний, которые являются неотъемлемой частью процесса аттестации и сертификации оборудования, порой возникают такие ситуации, когда уровень помех, возникающих при переключениях, КЗ, обрывах, грозах и т.п. все-таки приводит к сбоям в работе аппаратуры несмотря на то, что аппаратура уже проверена по всем стандартам. Наши разработчики в этих случаях проводят дополнительные испытания с повышенной степенью научно‑практическое издание

жесткости и при необходимости дорабатывают оборудование или вводят дополнительные защищающие элементы. В большинстве случаев это позволяет избежать непредвиденных выходов из строя оборудования в экстремальных ситуациях, которые нередки в реальных условиях эксплуатации. Одним из наиболее жестких помеховых воздействий, возникающих в приведенных выше ситуациях, являются наносекундные импульсы напряжения. Наносекундные импульсные помехи (НИП) являются помехами двойного действия, т.к. время нарастания фронта НИП составляет 5 нс, что составляет 200 МГц, и идет воздействие по порту корпуса, хотя помеха подается на порты электропитания или ввода/вывода. Такое воздействие НИП требует от разработчиков повышенного внимания и дополнительных мер защиты разрабатываемых приборов. В лаборатории ЭМС «Прософт-Системы» накоплен положительный опыт по проведению испытаний на воздействие электромагнитных полей: магнитное поле промышленной частоты, импульсное магнитное поле, колебательное затухающее магнитное поле и радиочастотное магнитное поле. Аппаратура для энергообъектов изготавливается в 19-дюймовых металлических блоках или шкафах, что позволяет выдерживать воздействие полей без особых проблем. Кондуктивные помехи, наведенные радиочастотными магнитными полями, в полосе частот от 150 кГц до 80 МГц оказывают более существенное воздействие на аппаратуру. Примером может служить микропроцессорный комплекс противоаварийной автоматики «МКПА-2», предназначенный 83

ПРАКТИКА

ЭМС

Испытания ЭПЗ-800 на устойчивость к импульсному магнитному полю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50649-94

для контроля режимов электрической сети. В настоящее время изделие успешно прошло сертификационные испытания, межведомственную комиссию ОАО «ФСК ЕЭС» и запущено в серийное производство. Электростатические разряды 8 кВ контактные и 15 кВ воздушные оказывают серьезное воздействие на испытываемую аппаратуру и требуют хорошего защитного заземления и экранирования изоляционными материалами. Аппаратура вибрационного контроля «ЦВА» предназначена для вибрационного контроля и защиты турбоагрегатов, насосов, двигателей и другого промышленного оборудования. Аппаратура производит измерения статических и динамических перемещений объекта в виде величины зазора (осевого сдвига) и среднеквадратического значения виброскорости, а также выдает кодовые и дискретные сигналы в случае выхода измеренных величин за пределы заданных уставок. При разработке датчиков вибрации «ИВД-3» аппаратуры «ЦВА» в момент лабораторных испытаний контактными и воздушным разрядами наблюдался сбой в работе контроллера. После конструкторских доработок «ИВД-3» и корректировки методики проведения испытаний на воздействие электростатического разряда аппаратура «ЦВА» успешно выдержала все испытания. Испытательная лаборатория позволяет осуществлять контроль качества выпускаемых приборов, проводя периодические испытания 1 раз в год. В протоколах отражается соответствие испытуемых приборов требо84

01 / Март 2012

ваниям технических условий и ГОСТов. Замена электронных компонентов, схемные доработки проверяются при проведении типовых испытаний. Порой, для того чтобы прийти к оптимальному техническому решению, разработчику приходится многократно испытывать изделие. Ежегодно на предприятии проводятся практические курсы повышения квалификации по ЭМС, с проведением испытаний на образцах выпускаемых изделий, с анализом причин отказов и выбором методов защиты изделий от воздействия помех. Курсы проводят: доктор технических наук профессор Воршевский А.А. и доцент Агафонов А.М. из СанктПетербургского государственного морского технического университета. Сегодня в «Прософт-Системы» повысили квалификацию по ЭМС уже более 30 специалистов. В помощь инженерам-разработчикам испытательной лабораторией ЭМС разработаны методические рекомендации по электромагнитной совместимости. Испытательная лаборатория не стоит на месте, поступательно и динамично движется вперед: в 2011 году были приобретены и освоены генераторы для проведения испытаний: радиочастотного электромагнитного поля и на помехоэмиссию. Лаборатория ЭМС «Прософт-Системы» является центром, где аккумулируются новые технические решения по защите изделий от помех. Совместное общение разработчиков и специалистов лаборатории становится залогом более устойчивой работы электрооборудования на реальных объектах.

КОМПЛЕКСНЫЕ РЕШЕНИЯ ООО «ПРОСОФТ-СИСТЕМЫ» ДЛЯ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ Релейная защитаАВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

Микропроцессорный комплекс локальной противоаварийной автоматики МКПА МКПА предназначен для контроля режимов работы электрической сети и функционирует по алгоритмам локальных устройств противоаварийной автоматики энергосистем. Устройство МКПА разработано для модернизации и замены существующих панелей противоаварийной автоматики высоковольтных линий и подстанций напряжением более 110 кВ. Экономичный вариант противоаварийной автоматики - терминал

МКПА-2 - надежное решение для небольшого набора функций ПА. МКПА

МКПА-2

УПАЭ

Основные функции МКПА и МКПА-2 ■ Автоматика ликвидации асинхронного режима АЛАР ■ Автоматика частотной разгрузки АЧР ■ Автоматика разгрузки линии АРЛ ■ Автоматика контроля предшествующего режима КПР ■ Автоматика ограничения повышения напряжения АОПН ■ Автоматика ограничения снижения напряжения АОСН ■ Устройство резервирования отказа выключателя УРОВ ■ Автоматика фиксации отключения линии ФОЛ ■ Автоматика фиксации отключения блока ФОБ ■ Автоматика фиксации включения и отключения автотрансформатора ФОАТ ■ Автоматика фиксации тяжести короткого замыкания ФТКЗ ■ Автоматика сигнализации при витковых замыканиях в трансформаторах СВЗТ ■ Возможность реализации нескольких функций ПА на одном устройстве ■ Дополнительные функции ПА по заданию заказчика ■ Большой выбор типовых решений привязки к объекту на этапе проектирования ■ Свободно программируемая логика алгоритмов ПА, гибкая адаптация устройства ■ ■ ■ ■

По заключению межведомственной аттестационной комиссии ОАО «ФСК ЕЭС», комплексы противоаварийной автоматики МКПА и МКПА-2 рекомендованы для применения в качестве отдельных устройств локальной противоаварийной автоматики (ПА), а так же в составе комплексов ПА на подстанциях ЕНЭС и распределительных электрических сетей.

для выполнения функций ПА на объекте Непрерывная самодиагностика основных узлов Широкий спектр регистрируемых событий Интегрированная среда разработки алгоритмов противоаварийной автоматики Возможность интеграции в АСУ ТП объекта по стандартным протоколам OPC DA, IEC 60870-5-104, IEC 61850

Цифровой регистратор РЭС-3 имеет следующие сертификаты: - Экспертное заключение РАО «ЕЭС России» №89-СКИ-2001 - Сертификат соответствия серийной продукции системы сертификации в электроэнергетике «ЭнСЕРТИКО» № СП0424100708 УПАЭ предназначено для осуществления функций по предотвращению нарушения - Сертификат об утверждении устойчивости. Устройство выполнено в виде двух полукомплектов, полностью резервирующих типа средств измерений друг друга. Предусмотрены два основных режима работы: RU.C.34.005 A №31157 Режим удаленного управляющего контроллера централизованного комплекса ПА (УКПА). - РЭС-3 внесен в Госреестр средств измерений № 37466-08

Устройство противоаварийной автоматики энергоузла УПАЭ

■ ■

Автономный режим автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ).

Цифровой регистратор электрических событий РЭС-3 РЭС-3 предназначен для сбора, первичной обработки и архивирования эксплуатационнотехнологических параметров штатных и аварийных процессов в оборудовании электрических станций и энергетических объектов электроснабжающих организаций и потребителей электрической энергии. РЭС-3

620102, Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194а тел.: (343) 3-565-111, факс: (343) 3-100-106 info@prosoftsystems.ru www.prosoftsystems.ru

РЭС-3 представляет собой готовое решение для создания систем регистрации аварийных событий в рамках реализации приказа РАО «ЕЭС России» № 603 от 09.09.2005

ПРАКТИКА

АСУ

Авторы: к.т.н. Горелик Т.Г.,

Автоматизация энергообъектов с использованием технологии «Цифровая подстанция». Первый российский прототип

ОАО «НИИПТ»,

Кириенко О.В., ООО «ЭнергопромАвтоматизация».

Новые технологии производства современных систем управления перешли из стадии научных исследований и экспериментов в стадию практического использования. Разработаны и внедряются современные коммуникационные стандарты обмена информацией. Широко применяются цифровые устройства защиты и автоматики. Произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления. Появление новых международных стандартов и развитие современных информационных технологий открывает возможности инновационных подходов к решению задач автоматизации и управления энергообъектами, позволяя создать подстанцию нового типа – Цифровую подстанцию (ЦПС). Отличительными характеристиками ЦПС являются: наличие встроенных в первичное оборудование интеллектуальных микропроцессорных устройств, применение локальных вычислительных сетей для коммуникаций, цифровой способ доступа к информации, ее передаче и обработке, автоматизация работы подстанции и процессов управления ею. В перспективе Цифровая подстанция будет являться ключевым компонентом интеллектуальной сети Smart Grid. Термин Цифровая подстанция до сих пор трактуется по-разному разными специалистами в области систем автоматизации и управления. Для того, чтобы разобраться, какие технологии и стандарты относятся к Цифровой подстанции, проследим историю развития систем АСУ ТП и РЗА. Внедрение систем автоматизации началось с появления систем телемеханики. Устройства телемеханики позволяли собирать аналоговые и дискретные сигналы с использованием модулей УСО и измерительных преобразователей. На базе систем телемеханики развивались первые АСУ ТП электрических подстанций и электростанций. АСУ ТП позволяли не только собирать информацию, но и производить ее обработку, а также представлять ее в удобном для пользователя интерфейсе. С появлением первых микропроцессорных релейных защит информация от этих устройств также стала интегрироваться в системы АСУ ТП. Постепенно количество устройств с цифровыми интерфейсами увеличивалось (противоаварийная автоматика, системы мониторинга силового оборудования, системы мониторинга щита постоянного тока и собственных нужд и т.д.). Вся эта информация 86

01 / Март 2012

от устройств нижнего уровня интегрировалась в АСУ ТП по цифровым интерфейсам. Однако и сегодня несмотря на повсеместное использование цифровых технологий для построения систем автоматизации, подстанции не являются в полной мере цифровыми, так как вся исходная информация, включая состояния блок-контактов, напряжения и токи, передается в виде аналоговых сигналов от распределительного устройства в оперативный пункт управления, где оцифровывается отдельно каждым устройством нижнего уровня. Например, одно и то же напряжение параллельно подается на все устройства нижнего уровня, которые преобразовывают его в цифровой вид и передают в АСУ ТП. На традиционных подстанциях различные подсистемы используют различные коммуникационные стандарты (протоколы) и информационные модели. Для функций защиты, измерения, учета, контроля качества выполняются индивидуальные системы измерений и информационного взаимодействия, что значительно увеличивает как сложность реализации системы автоматизации на подстанции, так и ее стоимость. Переход к качественно новым системам автоматизации и управления возможен при использовании стандартов и технологий Цифровой подстанции, к которым относятся: 1. Стандарт МЭК 61850: • модель данных устройств; • унифицированное описание подстанции; • протоколы «вертикального» (MMS) и «горизонтального» (GOOSE) обмена; • протоколы передачи мгновенных значений токов и напряжений (SV). 2. Цифровые (оптические и электронные) трансформаторы тока и напряжения. 3. Аналоговые мультиплексоры (Merging Units). 4. Выносные модули УСО (Micro RTU). 5. Интеллектуальные электронные устройства (IED). Основной особенностью и отличием стандарта МЭК 61850 от других стандартов является то, что в нем регламентируются не только вопросы передачи информации между отдельными устройствами, но и вопросы формализации описания схем подстанции, схем защиты, автоматики и измерений, конфигурации устройств. В стандарте предусматриваются воз-

ПРАКТИКА

АСУ

можности использования новых цифровых измерительных устройств вместо традиционных аналоговых измерителей (трансформаторов тока и напряжения). Информационные технологии позволяют перейти к автоматизированному проектированию цифровых подстанций, управляемых цифровыми интегрированными системами. Все информационные связи на таких подстанциях выполняются цифровыми, образующими единую информационную шину. Это открывает возможности для быстрого прямого обмена информацией между устройствами, что, в конечном счете, дает возможность сокращения числа медных кабельных связей, сокращения числа устройств, более компактного их расположения. Рассмотрим подробнее структуру Цифровой подстанции, выполненную в соответствии со стандартом МЭК 61850 (рис. 1). Система автоматизации энергообъекта, построенного по технологии «Цифровая подстанция», делится на три уровня: • Полевой уровень (уровень процесса). • Уровень присоединения. • Станционный уровень. Полевой уровень состоит из: 1. Первичных датчиков для сбора дискретной информации и передачи команд управления на коммутационные аппараты (micro RTU). 2. Первичных датчиков для сбора аналоговой информации (цифровые трансформаторы тока и напряжения). Уровень присоединения состоит из интеллектуальных электронных устройств:

1. У стройств управления и мониторинга (контроллеры присоединения, многофункциональные измерительные приборы, счетчики АСКУЭ, системы мониторинга трансформаторного оборудования и т.д.). 2. Т ерминалов релейной защиты и локальной противоаварийной автоматики. Станционный уровень состоит из: 1. С ерверов верхнего уровня (сервер базы данных, сервер SCADA, сервер телемеханики, сервер сбора и передачи технологической информации и т.д., концентратор данных). 2. А РМ персонала подстанции. В плане основных особенностей построения системы в первую очередь необходимо выделить новый «полевой» уровень, который включает в себя инновационные устройства первичного сбора информации: выносные УСО, цифровые измерительные трансформаторы, встроенные микропроцессорные системы диагностики силового оборудования и т.д. Цифровые измерительные трансформаторы передают мгновенные значения напряжения и токов по протоколу МЭК 61850-9-2 устройствам уровня присоединения. Существует два вида цифровых измерительных трансформаторов: оптические и электронные. Оптические измерительные трансформаторы являются наиболее предпочтительными при создании систем управления и автоматизации цифровой подстанции, т.к. используют инновационный принцип измерений, исключающий влияние электромагнитных помех.

Рис. 1. Структурная схема цифровой подстанции

научно‑практическое издание

Электронные измерительные трансформаторы базируются на базе традиционных трансформаторов и используют специализированные аналогово-цифровые преобразователи. Данные от цифровых измерительных трансформаторов, как оптических, так и электронных, преобразуются в широковещательные Ethernet-пакеты с использованием мультиплексоров (Merging Units), предусмотренных стандартом МЭК 61850-9. Сформированные мультиплексорами пакеты передаются по сети Ethernet (шине процесса) в устройства уровня присоединения (контроллеры АСУ ТП, РЗА, ПА и др.). Частота дискретизации передаваемых данных не хуже 80 точек на период для устройств РЗА и ПА и 256 точек на период для АСУ ТП, АИИС КУЭ и др. Данные о положении коммутационных аппаратов и другая дискретная информация (положение ключей режима управления, состояние цепей обогрева приводов и др.) собираются с использованием выносных модулей УСО, установленных в непосредственной близости от коммутационных аппаратов. Выносные модули УСО имеют релейные выходы для управления коммутационными аппаратами. Выносные модули УСО синхронизируются с точностью не хуже чем 1 мс. Передача данных от выносных модулей УСО осуществляется по оптоволоконной связи, являющейся частью шины процесса по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Передача команд управления на коммутационные аппараты также осуществляется через выносные модули УСО с использованием протокола МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Также силовое оборудование оснащается набором цифровых датчиков. Существуют специализированные системы для мониторинга трансформаторного и элегазового оборудования, которые имеют цифровой интерфейс для интеграции в АСУ ТП без использования дискретных входов и датчиков 4-20 мА. Современные КРУЭ оснащаются встраиваемыми цифровыми трансформаторами тока и напряжения, а шкафы управления в КРУЭ позволяют устанавливать выносные УСО для сбора дискретных сигналов. Установка цифровых датчиков в КРУЭ производится на заводе-изготовителе, что позволяет упростить процесс проектирования, а также монтажные и наладочные работы на объекте. 87

ПРАКТИКА

АСУ

Вторым отличием в структуре ЦПС является объединение среднего (концентраторов данных) и верхнего (сервера и АРМ) уровня в один станционный уровень. Это связано с единством протоколов передачи данных (стандарт МЭК 61850-8-1), при котором средний уровень, ранее выполнявший работу по преобразованию информации из различных форматов в единый формат для интегрированной АСУ ТП, постепенно теряет свое назначение. Уровень присоединения включает в себя интеллектуальные электронные устройства, которые получают информацию от устройств полевого уровня, выполняют логическую обработку информации, передают управляющие воздействия через устройства полевого уровня на первичное оборудование, а также осуществляют передачу информации на станционный уровень. К этим устройствам относятся контроллеры присоединения, терминалы МПРЗА и другие многофункциональные микропроцессорные устройства. Третьим отличием в структуре является ее гибкость. Устройства для цифровой подстанции могут быть выполнены по модульному принципу и позволяют совмещать в себе функции множества устройств. Гибкость построения Цифровых подстанций позволяет предложить различные решения с учетом особенностей энергообъекта. В случае модернизации существующей подстанции без замены силового оборудования для сбора и оцифровки первичной информации можно устанавливать шкафы выносных УСО. При этом выносные УСО помимо плат дискретного ввода/вывода будут содержать платы прямого аналогового ввода (1/5 А), которые позволяют собрать, оцифровать и выдать в протоколе МЭК 61850-9-2 данные от традиционных трансформаторов тока и напряжения. В дальнейшем полная или частичная замена первичного оборудования, в том числе замена электромагнитных трансформаторов на оптические, не приведет к изменению уровня присоединения и подстанционного уровня. В случае использования КРУЭ имеется возможность совмещения функций выносного УСО, Merging Unit и контроллера присоединения. Такое устройство устанавливает88

01 / Март 2012

ся в шкаф управления КРУЭ и позволяет оцифровать всю исходную информацию (аналоговую или дискретную), а также выполнять функции контроллера присоединения и функции резервного местного управления. С появлением стандарта МЭК 61850 ряд производителей выпустили продукты для Цифровой подстанции. В настоящее время во всем мире выполнено уже достаточно много проектов, связанных с применением стандарта МЭК 61850, показавших преимущества данной технологии. К сожалению, уже сейчас, анализируя современные решения для Цифровой подстанции, можно заметить достаточно свободную трактовку требований стандарта, что может привести в будущем к несогласованности и проблемам в интеграции уже современных решений в области автоматизации. Сегодня в России активно ведется работа по развитию технологии «Цифровая подстанция». Запущен ряд пилотных проектов, ведущие российские фирмы приступили к разработке отечественных продуктов и решений для Цифровой подстанции. На наш взгляд, при создании новых технологий, ориентированных на Цифровую подстанцию, необходимо строго следовать стандарту МЭК 61850 не только в части протоколов передачи данных, но и в части идеологии построения системы. Соответствие требованиям стандарта позволит в будущем упростить модернизацию и обслуживание объектов на базе новых технологий. В 2011 году ведущими российски-

ми компаниями (ООО НПП «ЭКРА», ООО «ЭнергопромАвтоматизация», ЗАО «Профотек» и ОАО «НИИПТ») было подписано генеральное соглашение об организации стратегического сотрудничества с целью объединения научно-технических, инженерных и коммерческих усилий для создания Цифровой подстанции на территории РФ. В соответствии с МЭК 61850, разработанная система состоит из трех уровней. Шина процесса представлена оптическими трансформаторами (ЗАО «Профотек») и выносным УСО NPT microRTU (ООО «ЭнергопромАвтоматизация»). Уровень присоединения – микропроцессорные защиты – ООО НПП «ЭКРА» и контроллер присоединения NPT BAY (9.2) – ООО «ЭнергопромАвтоматизация». Оба устройства принимают аналоговую информацию по МЭК 61850-9-2 и дискретную информацию по МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Станционный уровень реализован на базе SCADA NPT Expert с поддержкой МЭК 61850-8-1(MMS). В рамках работы над Цифровой Подстанцией ООО «ЭнергопромАвтоматизация» разработало инновационные устройства УСО NPT microRTU; контроллер присоединения NPT BAY (9.2) с протоколом МЭК 61850-9-2 и NPT Merging Unit. Выносное УСО (NPT microRTU) – (рис. 2) предназначено для сбора дискретной информации (положение коммутационных аппаратов, положение ключей режима управления, состояние цепей обогрева приводов и др.) и управления коммутационными аппаратами. Особенностью выносных УСО является то, что они устанавливаются в непосредственной близости от коммутационных аппаратов, что сокращает протяженность кабельных связей на подстанции. Выносные модули УСО имеют релейные выходы для управления коммутационными аппаратами. Передача данных от выносных моду-

Рис. 2. Выносное УСО (Micro RTU)

Рис. 3. Контроллер присоединения NPT BAY (9.2)

ПРАКТИКА

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

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

АСУ

лей УСО осуществляется по оптоволоконной связи, являющейся частью шины процесса по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE). Передача команд управления на коммутационные аппараты также осуществляется через выносные модули УСО с использованием протокола МЭК 61850-8-1 (GOOSE). NPT Merging Unit – устройство, предназначенное для сбора, оцифровки и передачи в протоколе МЭК 61850-9-2 данных от традиционных трансформаторов тока и напряжения. NPT Merging Unit устанавливаются в непосредственной близости от трансформаторов тока и напряжения, что сокращает протяженность кабельных связей на подстанции. Контроллер присоединения NPT BAY (9.2) – (рис. 3) является многофункциональным устройством, которое обеспечивает сбор и обработку аналоговой и дискретной информации о состоянии объекта, а также управление коммуникационным оборудованием, поддерживает все функции, необходимые для работы в рамках Цифровой подстанции. Контроллер присоединения позволяет передавать данные по протоколу МЭК 61850-8-1 (MMS) на верхний уровень системы, обмениваться данными с другими устройствами и выносными УСО по протоколу МЭК 61850-8-1 (GOOSE), принимать данные по протоколу МЭК 61850-9-2 от цифровых трансформаторов тока и напряжения, интегрировать другие устройства, не поддерживающие стандарт МЭК 61850 по последовательным интерфейсам. Полная поддержка стандарта МЭК 61850 позволяет контроллеру присоединения NPT BAY (9.2) работать в единой информационной среде с другими интеллектуальными электронными устройствами. Модульный принцип построения устройств NPT microRTU, NPT Merging Unit и NPT BAY позволяет совмещать в одном устройстве функции нескольких устройств. В рамках совместного проекта по Цифровой подстанции компания ООО «ЭнергопромАвтоматизация» выполняла роль системного интегратора. Была разработана система автоматизированного проектирования ЦПС – SCADA Studio, проработана структура сети Ethernet для различных вариантов построения, собран макет Цифровой подстанции и проведены совместные испытания, в том числе на испытательном стенде в ОАО «НИИПТ». Действующий прототип Цифровой Подстанции был представлен на выставке «Электрические сети России-2011». Внедрение пилотного проекта и выход на полномасштабное производство оборудования Цифровой Подстанции запланирован на 2012 год. Российское оборудование для Цифровой подстанции прошло полномасштабное тестирование, подтверждена научно‑практическое издание

также его совместимость по стандарту МЭК 61850 с оборудованием различных зарубежных (Omicron, SEL, GE, Siemens и др.) и отечественных компаний (ООО «Прософт-Системы», НПП «Динамика» и др.). Разработка собственного российского решения по Цифровой подстанции позволит не только развивать отечественное производство и науку, но и повысить энергобезопасность нашей страны. Проведенные исследования технико-экономических показателей позволяют сделать вывод, что стоимость нового решения при переходе на серийный выпуск продукции не будет превышать стоимость традиционных решений построения систем автоматизации и позволит получить ряд технических преимуществ, таких как: • Значительное сокращение кабельных связей. • Повышение точности измерений. • Простота проектирования, эксплуатации и обслуживания. • Унифицированная платформа обмена данными (МЭК 61850). • Высокая помехозащищенность. • Высокая пожаро-, взрывобезопасность и экологичность. • Снижение количества модулей ввода/вывода на устройства АСУ ТП и РЗА, обеспечивающие снижение стоимости устройств. Еще ряд вопросов требует дополнительных проверок и решений. Это относится к надежности цифровых систем, к вопросам конфигурирования устройств на уровне подстанции и энергообъединения, к созданию общедоступных инструментальных средств проектирования, ориентированных на разных производителей микропроцессорного и основного оборудования. Для обеспечения требуемого уровня надежности в рамках пилотных проектов должны быть решены следующие задачи: 1. Определение оптимальной структуры Цифровой подстанции. 2. Накопление статистики по надежности оборудования Цифровой подстанции. 3. Накопление опыта внедрения и эксплуатации, обучение персонала, создание центров компетенции. В настоящее время в мире началось массовое внедрение решений класса «Цифровая подстанция», основанных на стандартах серии МЭК 61850, реализуются технологии управления Smart Grid, вводятся в эксплуатацию приложения автоматизированных систем технологического управления. Применение технологии Цифровой подстанции должно позволить в будущем существенно сократить расходы на проектирование, пусконаладку, эксплуатацию и обслуживание энергетических объектов. 89

История

Автор: Успенский M.И., Коми научный центр УрО РАН, г. Сыктывкар.

Давайте вспомним

ИЗ ИСТОРИИ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ПРОГРАММИРУЕМЫХ ЗАЩИТ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЭС

С середины 60-x гг. в ядерной физике стали использоваться ЭВМ для управления процессами в режиме реального времени. Это привлекло внимание специалистов многих областей, в том числе и энергетиков. Релейная защита и автоматика, построенные на электромеханических реле, не удовлетворяли к тому времени потребностям по точности порогов срабатывания в зависимости от аварийного режима и по времени отклика на режим, по отсутствию самотестирования и координации работы отдельных устройств. Однако применение цифровой вычислительной техники пугало размерами и ценами мини-ЭВМ, появившихся в то время. Оптимисты прогнозировали улучшение этих характеристик, полагая, что: a) ЭВМ должны работать на наиболее сложных в управлении энергообъектах, б) они позволят увязать работу отдельных устройств управления в систему. Сама идея многими специалистами воспринималась как фантастическая. Масса вопросов была просто непонятна. Например, работа цифровых систем в условиях электромагнитных помех на объектах энергосистем, надежность сложных в элементном отношении компьютеров и периферии, проблемы бесперебойного питания и многие другие. Но гипотезы остаются таковыми, пока их не опробуешь в реальных условиях. Первым известным нам упоминанием была работа C. Penescu (1965) [22] о цифровом измерении активной и реактивной мощности. B 1967 г. появилось несколько работ, в том числе: I.F. Morrison [21], В.J. Mann [20] (Австралия), J.C. Coulter и J.C. Russel (США) [19], в которых предлагалось использование для Рис. 1. А.И. Сурнин и М.И. Успенский с ЭВМ «МИР-1» на подстанции компьютеров целей защиты и ав«Восточная», 1975 г. 90

01 / Март 2012

томатики в энергосистемах. Наиболее фундаментальной была статья G.D. Rockfeller (США) в Трудах института инженеров по электротехнике и электронике (1969) [25]. C 1971 г. эта проблема стала изучаться в Отделе энергетики Коми научного центра УрО РАН. Последующие контакты показали, что примерно в это же время она заинтересовала ряд специалистов и в других научно-исследовательских организациях СССР. Сначала мы исследовали вопросы разработки алгоритмов защит, обеспечивающих преимущества перед существующими устройствами [10]. Тогда же нами теоретически изучались вопросы надежности использования ЭВМ для целей релейной защиты [6]. K середине 70-х годов в СССР аналогичными вопросами занимался достаточно широкий круг людей, лично знакомых друг c другом. Среди них можно отметить Я.С. Гельфанда, Я.H. Лугинского, Л.С. Зисмана, А.Н. Новаковского (ВНИИЭ); В.Г. Дорогунцева, B.B. Бабыкина (МЭИ); В.Л. Фабриканта, В.К. Гемста, А.С. Саухатаса (Рижский политехнический институт); К.А. Бринкиса (ОДУ Северо-Запада); Г.П. Кaсьяновa (Киевский политехнический институт); С.С. Розова (Киевский институт автоматики); Ю.Н. Холоденко, М.Ф. Сопеля (Институт электpодинамики); В.М. Шевцова, Ю.Я. Лямца, В.Н. Козлова (Чебоксарский государственный университет); Э.М. Шнеерсона (ВНИИ релестроения); Е.А. Мошкина (ОДУ Урала); В.И. Новаша (Белорусский политехнический институт); Э.В. Подгорного, Е.М. Ульяницкого (г. Ростов); С.Ф. Жукова (Ждановский металлургический институт). Уместно сказать об огромном интересе, поддержке и помощи, которые проявляли и оказывали исследованиям в данном направлении профессор МЭИ А.М. Федосеев – председатель комиссии по новым устройствам релейной защиты и автоматики при ГКНТ СССР, и В.А. Семенов – заместитель главного инженера ЦДУ ЕЭС СССР, ныне профессор МЭИ. Мы часто обменивались новыми результатами, что способствовало успеху дальнейшей работы. Первые алгоритмы защиты в Отделе исследовались на ЭВМ «МИНСК-22» в rороде Ухта. B 1972 году в Отделе появилась ЭВМ «МИР-1», кото-

История

Давайте вспомним

рую приспособили для работы в режиме управления. Для этого к ЭВМ подключили двухканальный 11-разрядный аналого-цифровой преобразователь, блок регистрации и выдачи дискретных сигналов, трехфазный тиристорный блок питания для работы ЭВМ от подстанционной аккумуляторной батареи и прошили набор микрокоманд для управления и обмена информацией этого оборудования с ЭВМ. B 1975 году, при опытах искусственного короткого замыкания на линии 110 кВ, впервые в СССР линия была отключена дистанционной защитой, выполненной на ЭВМ, с определением места короткого замыкания [4]. Машина была установлена на ПС «Восточная» в городе Сыктывкaр (рис. 1). Там же выполнялись первые экс-

периментальные исследования по подключению ЭВМ к измерительным цепям энергоо6ъектов, по изучению помехоустойчивости, проблемам бесперебойного питания ЭВМ и т.д. Полученные результаты подтвердили перспективность применения управляющих ЭВМ в защите объектов электроэнергетических систем. Был предложен ряд подходов к реализации цифровых защит. B 1975 году в г. Сыктывкар был проведен первый в Советском Союзе научно-технический семинар по применению управляющих ЭВМ в энергосистемах, собравший основных специалистов страны по этому направлению (рис. 2). Информация о семинаре была дана в журнале «Электрические станции» [8]. По материалам семинара Отделом был подготовлен и опубликован

Рис. 2. Участники семинара по применению управляющих ЭВМ в энергосистемах, 1975 г., Сыктывкар. Слева направо: 1. Леонов И.И. ВНИИ Электромаш, Ленинград. 2. Манов Н.А. Коми филиал АН СССР, Сыктывкар. 3. Секретарев Ю.А. НЭТИ, Новосибирск. 4. Шурупов А.А. ВНИИР, Чебоксары. 5. Мошкин Е.А. ОДУ Урала, Свердловск. 6. Саухатас А.С. РПИ, Рига. 7. Успенский М.И. Коми филиал АН СССР, Сыктывкар. 8. Гарке В.Г. РПИ, Рига. 9. Шумилова Г.П. Коми филиал АН СССР, Сыктывкар. 10. Висящев А.Н. РЭУ Иркутскэнерго, Иркутск. 11. Печников И.И. Коми филиал АН СССР, Сыктывкар. 12. Андреева Т.С. ВНИИ Электромаш, Ленинград. 13. Хаусман Р.Ю. Эстонглавэнерго, Таллин. 14. Паулаускас М.А. ИФТПЭ АН Лит. ССР, Каунас. 15. Орсоева А.А. ЛО Гидропроект, Ленинград. 16. Шутов Г.В. СЭИ СО АН СССР, Иркутск. 17. Левкович Д.Д. Энергосетьпроект, Москва. 18. Лагускер В.М. Энергосетьпроект, Москва. 19. Водопетов В.А. Энергосетьпроект, Горький. 20. Гамм Б.З. СЭИ СО АН СССР, Иркутск. 21. Лосев С.Б. Энергосетьпроект, Москва. 22. Сурнин А.И. Коми филиал АН СССР, Сыктывкар. 23. Розов С.С. Институт автоматики АН УССР, Киев. 24. Гнатив Я.С. ЮЭС РЭУ Комиэнерго, Сыктывкар. 25. Нейштат И.С. ЦНИИКА, Москва. 26. Декснис Р.А. КПИ, Каунас. 27. Бабыкин В.В. МЭИ, Москва. 28. Зисман Л.С. ВНИИЭ, Москва. 29. Дорохин А.П. ЦДУ ЕЭС СССР, Москва. 30. Сивков А.П. ЛЭО Электросила, Ленинград. 31. Ильиничин В.В. ЦДУ ЕЭС, Москва. 32. Цыганков Л.М. СибНИИЭ, Новосибирск. 33. Богаченко А.Е. ИЭД, Киев.

научно‑практическое издание

Рис. 3. Мини-ЭВМ на Сосногорской ТЭЦ РЭУ «Комиэнерго», 1980 г.

первый в стране тематический сборник в данной области [1]. В числе других участников сотрудники Отдела доложили и продемонстрировали на семинаре свои результаты. B 1976 году в Отделе появилась более совершенная для того времени мини-ЭВМ «М400». На ней исследовались алгоритмы защит генератора и трансформатора электростанции. Их экспериментальные испытания проводились с установкой ЭВМ на Сосногорской ТЭЦ в 1980 году (рис. 3). Анализ результатов этих исследований показал, что для реализации возможностей цифрового комплексного управления объектами электроэнергетики, при обеспечении требуемой надежности алгоритмов, необходимо создавать управляющие локальные цифровые сети [2]. Попутно решались отдельные задачи, выполняемые по просьбе работавших с нами инженеров «Комиэнерго». Например, такие как: учет расхода электроэнергии на собственные нужды для Печорской ГРЭС, контроль частоты при работе автоматической частотной разгрузки для Южных электрических сетей, характеристики асинхронного режима Коми энергосистемы, контроль последовательности срабатывания электромеханических реле на Сосногорской ТЭЦ. Здесь уместно вспомнить совместную работу при поддержке управляющего «Комиэнерго» А.Г. Кириллова с М.Д. Косолаповым, В.А. Грумадом, В.П. Гавриленко, А.В. Лапидусом, А. Алла, М.А. Смекаловым (Комиэнерго), коллективами Печорской ГРЭС, Сосногоpской ТЭЦ, ПС «Восточная» и «Микунь» ЮЭС. В эти же годы в Отделе была создана информационная сеть на базе компьютеров DEC-ой 91

История

Давайте вспомним

серии – первая в Коми научном центре. Но вернемся к главному. Появление микропроцессоров во второй половине 70-х гг. вызвало значительный прогресс в замене элементной базы РЗА на цифровые устройства во многих странах (Японии, США, Австралии, Западной Европе). Появились они и в CCCP, например, на Выборгской вставке постоянного тока. Таким образом, эта проблема из академической переросла в опытно-промышленную. K тому времени у нас начали использоваться микроЭВМ «Электроника-60» и следующий за ней ряд микрокомпьютеров. На их основе в Отделе стали разрабатываться теоретические и технические аспекты предложенной нами иерархической системы защиты и управления электроэнергетическими объектами в аварийных режимах. Возникли проблемы надежных сетей обмена информацией и правил взаимодействия отдельных алгоритмов. При этом учитывались повышенные требования к быстродействию и надежности исследуемой системы. Вообще, от идеи интегрированной системы цифрового управления энергоо6ъектами, брошенной Гильбертом Рокфеллером, круги расходились все дальше и дальше, захватывая новые области исследований. Здесь и оптимальная цифровая обработка измеряемых сигналов, и построение надежных алгоритмов на менее надежных элементах, и определение рационального соотношения между централизованными и распределенными задачами управления, и пути повышения устойчивости работы энергосистемы за счет адаптивного управления. Эти задачи решались и в Отделе. Проблемы иерархического управления изучались и в полевых условиях: информационный обмен между микроЭВМ сети в условиях электростанции – на Печорской ГРЭС, взаимодействие алгоритмов контроля и управления в иерархической системе из пяти микроЭВМ – на подстанции 220 кВ «Микунь» (рис. 4). B 1983 г. в Сыктывкаре на втором семинаре по микропроцессорным защитам (рис. 5), собравшем ведущих специалистов страны, также были доложены результаты работ Отдела. B семинаре приняли участие 92

01 / Март 2012

62 специалиста из 24 организаций СССР. Вновь информация о работе семинара была дана в журнале «Электрические станции» [7] и выпущен тематический сборник [3]. Параллельно с этим укреплялись наши научные связи в стране и появлялись зарубежные контакты. C конца 70-x годов творческие отношения установились с докторами А. Вишневским и Е. Росоловским из Вроцлавского политехнического института, а в 1981 году мы участвовали в международной конференции по проблемам электроэнергетики, включая исследования по цифровым защитам, в г. Вроцлaв (Польша) [13]. B 1983 г. наш доклад по микропроцессорным защитам был представлен на втором Советско-Канадском семинаре в Калгари [24]. Результаты своих исследований мы докладывали на международных конференциях в г. Варна (1988) [9] и вновь в г. Вроцлав (1989, [23] и 2006, [27]). Хорошие контакты установились в то время с зарубежными специалистами А. Аврамовым, А. Витановым и Н. Стояновым (София), А. Магдьяжем (Варшава) и В. Винклером (Гливице). В результате исследований 19811990 годов была предложена и разработана иерархическая система адаптивного управления объектами региональной электроэнергетической системы в аварийных режимах, с оценкой тяжести и последствий возмущения в темпе переходных процессов [12]. Определены требования взаимодействия отдельных алгоритмов защиты и управления в иерархическом комплексе [14]. Разработаны программы выявления асинхронных режимов региональной энергосистемы и управление ею в выявленном режиме. Макет указанной системы опробован в реальных условиях энергосистемы [5]. Результаты исследований были обобщены и опубликованы в 1986 году в монографии «Микропроцессорные защиты оборудования электроэнергетических систем» – одной из первых по этому направлению в стране и в мире [12]. Как отмечено в [11], в этих работах в разное время участвовали сотрудники Отдела: Н.А. Манов, М.И. Успенский, В.А. Полуботко, М.В. Хохлов, Ю.Я. Чукреев, И.Ф Кузнецова, А.И. Савельев, Т.Б. Старцева,

Н.Э. Готман, А.И. Сурнин, Ю.А. Шарапов, Г.П. Шумилова. Сегодня идеи интегрированного управления и контроля объектов электроэнергетики на базе микропроцессорной техники в мировой практике дошли до промышленной реализации. Достаточно заглянуть в Internet-каталоги, например, компаний GE, SOL или АВВ. Поэтому как предмет академических исследований они в значительной степени исчерпали себя. Если в теоретическом отношении энергетики страны не уступали зарубежным в разработках цифровых защит, то, к сожалению, освоение этих разработок отечественной промышленностью существенно отставало. Со временем менялись средства цифрового управления, их вычислительные мощности, размеры и стоимость, возможности их применения и подходы к их использованию. Отсюда естественным продолжением исследований Отдела в этой области явились работы по применению вычислительной техники в электроэнергетике, связанные с использованием технологий искусственного интеллекта для управления режимами энергосистем и проводимые наследницей Отдела – ла-

Рис. 4. Система микроЭВМ на подстанции 220 кВ «Микунь» РЭУ «Комиэнерго», 1990 г.

История

Давайте вспомним

бораторией энергетических систем. Они частично раскрыты в статьях [17, 18, 27]. На этом этапе были предложены методы восстановления схемы электроснабжения в распределительной сети на основе графа схемы и использования искусственных нейронных сетей и разработан советчик диспетчера таких сетей [15, 26]. В настоящее время проводятся разработки методов и программных средств по управляемому делению электроэнергетических объединений при крупных авариях с возможным погашением, а также по восстановлению системы после них [16]. И совершенно очевидно, что развитие этих исследований составит определенную нишу в создании интеллектуальных электроэнергетических систем (Smart Grid). Литература: 1. Автоматическое управление электроэнергетическими системами в аварийных режимах с применением цифровых вычислительных машин – Сыктывкар, 1976. – 164 c. 2. Защита мощных синхронных генераторов от коротких замыканий и анормальных режимов с применением управляющих вычислительных комплексов / Н.А. Манов, М.И. Успенский, А.И. Сурнин и др. – Сыктывкар, 1978. – 54 с. (Научные доклады/ АН СССР. Коми фил.: Вып. 38).

3. Иерархические микропроцессорные структуры автоматического управления аварийными режимами систем энергетики. – Сыктывкар, 1984. – 150 с. 4. Испытания модели управляющего цифрового вычислительного комплекса на подстанции 110 кВ / Я.С. Гнатив, Ю.Г. Елизаров, Н.А. Манов, А.Ф. Пройдаков, А.И. Сурнин, М.И. Успенский // Автоматическое управление электроэнергетическими системами в аварийных режимах с применением цифровых вычислительных машин – Сыктывкар, 1976. – С. 101-118. 5. Киракосов В.Г., Лугинский Я.Н., Полуботко В.А. Управление турбинами при аварийных нарушениях режима энергосистем. – М.: Энергоатомиздат, 1992. – 160 с. 6. Манов Н.А. Надежность генераторных защит с использованием ЦВМ // Вопросы развития энергетики и водного хозяйства Коми АССР. – Сыктывкар, 1973. – С. 65-79. (Тр./Коми филиал АН СССР, №26). 7. Манов Н.А. Научно-технический семинар «Иерархические микропроцессорные структуры автоматического управления аварийными режимами систем энергетики» // Электрические станции, №6, 1983. – С. 75-77. 8. Манов Н.А. Научно-технический семинар «Применение управляющих ЦВМ для выполнения функций релейной и технологической защиты и противоаварийного управления в электроэнергетических системах» // Электрические станции, №12, 1975.– С. 82-84. 9. Манов Н.А., Полуботко В.А., Успенский М.И. Структуры микропроцессорных защит объектов энергосистем // Проблемы на развитието и експлоатацията на електроенергийните системи. – Варна, т.IV, 1988. – С. 286-289. 10. Манов Н.А., Успенский М.И. Использование ЦВМ для осуществления функций релейной защиты генераторов // Вопросы развития энергетики и водного хозяйства Коми АССР. – Сыктывкар, 1973. – С. 56-64. (Тр./Коми филиал АН СССР, №26).

Рис. 5. Участники совещания по микропроцессорным системам противоаварийного управления у Новогодней елки, 1983 год. В нижнем ряду: первый слева – В.Г. Дорогунцев, МЭИ; восьмой – Н.А. Манов, КФ АН СССР; десятый – Я.Н. Лугинский, ВНИИЭ; третий справа – Э.М. Шнеерсон, ВНИИР; четвертый – В.Н. Козлов, Чувашский государственный университет

научно‑практическое издание

11. Манов Н.А., Успенский М.И., Полуботко В.А. Становление микропроцессорных программируемых защит оборудования электроэнергетических систем в призме исследований Отдела энергетики // Региональные энергетические исследования: 1953 – 1998 годы. – Сыктывкар, 1999. – С. 35-42. 12. Микропроцессорные защиты оборудования электроэнергетических систем / М.И. Успенский, Н.А. Манов, В.А. Полуботко и др. – Сыктывкар, 1986. – 172 с. 13. Программируемые защиты блоков генератортрансформатор на базе мини- и микроЭВМ / Н.А. Манов, М.И. Успенский, А.И. Сурнин, В.А. Полуботко // SPSO 81. System monitoring, protection and control. – Wroclaw, 1981. – C. 303-307. (Prace naukowe politechniki Wroclawskej, N 56). 14. Успенский М.И., Старцева Т.Б., Шумилова Г.П. Компьютеризация управления режимами на подстанциях. – Сыктывкар, 1996. – 80 с. 15. Успенский М.И., Кызродев И.В. Методы восстановления электроснабжения в распределительных сетях. – Сыктывкар: Изд-во Коми НЦ УрО РАН, 2010. – 122 с. 16. Успенский М.И., Смирнов С.О. Крупные аварии в ЭЭС: причины и меры противодействия им // Релейная защита и автоматизация, 2011, №01(02). – С. 32-34. 17. Хохлов М.В., Чукреев Ю.Я. Модельное и информационное обеспечение задач оперативного управления режимами региональной энергосистемы с использованием технологии искусственных нейронных сетей // Региональные энергетические исследования: 19531998 годы. – Сыктывкар, 1999. – С. 167-175. 18. Шумилова Г.П., Готман Н.Э., Старцева Т.Б. Краткосрочное прогнозирование электрических нагрузок с использованием методов искусственных нейронных сетей // Региональные энергетические исследования: 1953-1998 годы. – Сыктывкар, 1999. – С. 160-166. 19. Coulter J.C. and Russel J.C. Application of computers in EHV substations // PICA Conf. Records, May, 1967. – 5 p. 20. Mann B.J. Realtime computer calculation of the impedance of faulted single phase line // Elec. Eng. Trans. I. E. Australia, vol. EE4, N 1, March, 1969. – P. 26-28. 21. Morrison I.F. Prospects for online computer control in transmission systems and substations // Elec. Eng. Trans. I. E. Australia, vol. EE3, N 2, September, 1967. – P. 234-236. 22. Penescu C. Digital measurement of active and reactive power // IEEE Trans. on PAS, vol. PAS-84, July, 1965. – P. 609-621. 23. Polubotko V.A., Uspensky M.I. Ocenka sostojanija energosystem i ее sostavljajuscie dia protivo-avarijnogo upravlenija // Systemy elektroenergetyczne – eksploatacja I rozwoj. – Wroclaw, 1988. C. 109-110. (Prace naukove instytutu energoelektryki politechniki Wroclawskej, N 81). 24. Principles of implemention of large generatortransformer units protections on the base of microcomputers / N.A. Manov, M.I. Uspensky, V.A. Polubotko, A.I. Surnin // Transacts of 2-d Joint CanadaUSSR Seminar on the design, construction and performance of the digital voltage and speed regulators for generating units. – Alberts, Canada,1983. – P. 78-86. (The department of electr.engin., the univers. of Calgary). 25. Rockfeller G.D. Fault protection with digital computer // IEEE Trans. on PAS, vol. PAS-88, N4, 1969. – P. 438-464. 26. Uspensky M.I. , Kyzrodev I.V. Combined Method of a Distribution Network Reconfiguration for Power Supply Restoration // Proceeding of the IEEE PowerTech 2005, 27-30.05.– St. Petersburg, Russia. – Ref. 33. 27. Uspensky M.I., Kyzrodev I.V., Kirushev S.A. Estimation of Power Flows on Outgoing Feeders at Absence of Their Telemetry // Proceeding of the International Symposium «MEPS’06». – Wroclaw, Poland, 2006. – P. 554-559.

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

01 / Март 2012

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

История вНИМАНИЕ

Требования к оформлению статей

УДК

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

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

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

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

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

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

• акт экспертизы; • ходатайство научного руководителя.

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

Требования к формулам:

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

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

Таблицы могут быть с заголовками и без.

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

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

мелкий символ – 11 пт, крупный индекс – 7 пт, мелкий индекс – 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 в рубрики «Наука» и «Практика». СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. OMICRON electronics GmbH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 81 2. Б реслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 31 3. Д инамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки 4. К омплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

научно‑практическое издание

5. 6. 7. 8.

Прософт–Системы, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 85 Уралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки ЭКРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки ЭнЛАБ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 72