ЖУРНАЛ НЕКОММЕРЧЕСКОГО ПАРТНЕРСТВА...

Ж У Р Н А Л Н Е К О М М Е Р Ч Е С К О Г О П А Р Т Н Е Р С Т В А « С О Д Е Й С Т В И Е Р А 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 А Т И К И И У П Р А В Л Е Н И Я В Э Л Е К Т Р О Э Н Е Р Г Е Т И К Е »

НП «СРЗАУ» – 2 года | Интегрированная среда разработчика технологических программ МП терминалов РЗА | Результаты испытаний АЛАР-М | Реализация АЛАР в шкафах ШЭ2607 | Автоматика управления ДГР | Системы оперативного постоянного тока – реле контроля сопротивления изоляции РКИ-Э, специфические проблемы ЭМС | Еще раз о кадрах | Проверка ВЧ заградителей с использованием РЕТОМ ВЧм | Надежность систем РЗА в ЕЭС России | Электромеханические устройства РЗА: настоящее и будущее | Техническая политика ОАО «ФСК ЕЭС» в области РЗА | МЭК 61850 – особенности реализации, способы представления данных | Представляем партнеров НП «СРЗАУ» | Рассматривая старую фотографию – «Релейщики ОДУ» | Наши поздравления | Фотоконкурс

Н А У Ч Н О – П РА К Т И Ч Е С К О Е И З Д А Н И Е

№ 01 (00) | Ноябрь | 2010

Представляем Вам новый проект некоммерческого партнерства «Со-действие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электро-энергетике» – журнал «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ».

Надеемся, что новый журнал приобретет широкую аудиторию читателей и будет отвечать чаяниям и потребностям специалистов-практиков и заполнит информационный вакуум, который стал особенно характерен для проектных и инжиниринговых организаций, а также эксплуатационных компаний.

Новый журнал охватывает обширную тематику систем релейной за-щиты и автоматики, противоаварийного управления и автоматизированных систем управления технологическими процессами в электроэнергетике. Уже в первом номере журнала мы постарались затронуть наиболее актуальные вопросы разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП.

Невозможно из публикаций настоящего выпуска выделить главную тему. Каждая тема по-своему является главной. Важность публикации по системе АЛАР обусловлена той большой ролью, которую эта система играет в обеспечении живучести энергосистем. Не менее важна тема опе-ративного тока, фактически обеспечивающего функционирование систем РЗА, ПА и АСУ ТП. У всех специалистов «на слуху» стандарт МЭК 61850. Этой теме посвящены две публикации о практической необходимости реализа-ции этого стандарта и о вопросах интеграции систем РЗА в АСУ ТП.

Надеюсь, тема обеспечения надежности функционирования систем РЗА ЕЭС России в условиях нахождения в эксплуатации 90 % электромеха-нических и аналоговых устройств РЗА, наряду с расширяющимся внедре-нием микропроцессорных, с Вашей помощью, уважаемые читатели, най-дет продолжение в публикациях следующих номеров.

Невозможно обойти вниманием статью ветерана-релейщика Удриса Андрея Петровича о кадрах и положении в энергетике.

Рассчитываем на широкую поддержку и участие в жизни журнала ор-ганизаций и специалистов, работающих в сфере разработки, производства, проектирования, инжиниринга и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП, научной общественности и аспирантов вузов. Их знания, мнение и опыт, в условиях внедрения цифровой техники и технологий в электроэнергети-ке, будут очень важны и интересны для читателей нашего журнала.

В 2011 году планируется включение журнала в перечень ведущих рецензируемых научных журналов, что позволит нам публиковать рабо-ты аспирантов и основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук.

Уверены, что наш журнал «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ» по достоинству оценят специалисты электроэнергетической отрасли.

С уважением, главный редактор Алексей Белотелов

Уважаемые коллеги и читатели журнала!

«Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. № 1 (0), 2010 год, ноябрь. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 999 экз.

Издатель: ООО «Рекламно-издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»).Учредители: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», НП «СРЗАУ».Состав редакционной коллегии:Главный редактор – Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ»Члены редакционной коллегии:Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., доцент – МЭИ (Технический университет);Дорохин Евгений Георгиевич – филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ;Журавлев Евгений Константинович – ОАО «Ивэлектроналадка»;Илюшин Павел Владимирович – ОАО «Холдинг МРСК»Караулов Александр Александрович – ОАО «ВНИИАЭС»;Левиуш Александр Ильич, д.т.н. – ОАО «НТЦ Электроэнергетики»;Любарский Дмитрий Романович – институт «Энергосетьпроект»;Маргулян Александр Михайлович – ЗАО «НОВИНТЕХ»;Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор – Южно-Российский государственный технический университет;Орлов Юрий Николаевич – филиал ОАО «ИЦ ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС»;Петров Сергей Яковлевич – ЗАО «ОРЗАУМ»;Пуляев Виктор Иванович – ОАО «ФСК ЕЭС»;Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ – Чувашский государственный университет;Шуин Владимир Александрович, д.т.н., профессор – Ивановский государственный энергетический университет.

Адрес редакции: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-т И. Яковлева, 3,тел. глав. редактора: (495) 984-29-05, доб. 231,e-mail: [email protected]

Дизайн, верстка и печать журнала: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары,пр-д Машиностроителей, д. 1с,тел.: (8352) 28-26-28, 28-26-00

Редакция не несет ответственности за достоверность рекламных материалов.Рекламируемая продукция подлежит обязательной сертификации и лицензированию. Перепечатка, цитирование и копирование размещенных в журнале публикаций допускается только со ссылкой на издание.

2 01 / Ноябрь 2010

3научно-практическое издание

1. События:•   VI Всероссийская научно-практическая конференция «Комплексные решения при проектировании 

новых и реконструкции действующих электрических станций и подстанций напряжением 6–220 кВ». . . . .04•   НПП «Динамика» – 20 лет на службе энергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .06•   Научно-практическая конференция по комплексному проектированию и оснащению подстанций . . . . . . . 08•   КГЭУ – организатор первой Всероссийской конференции по комплексной 

проблематике защит линий электропередачи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09•   Итоги заседания технического комитета МЭК в Москве . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10•   НП «СРЗАУ» – 2 года . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2. Наука:Релейная защита:•   Варганов П. Г., Донской А. Н.

Интегрированная среда разработчика RAD ТП для свободно программируемых терминалов серии БЭМП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Автоматика:•   Наровлянский В. Г., Ваганов А. Б., Иванов И. А. 

Результаты испытаний устройства ликвидации асинхронного режима АЛАР-М . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16•   Козлов В. Н., Петров М. И. 

Дугогасящие катушки и автоматика управления ими . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20Оперативный ток:•   Галкин И. А., Шаварин Н. И., Иванов А. Б. 

Реле контроля уровня сопротивления изоляции полюсов сетей постоянного тока типа РКИ-Э. . . . . . . . . . . . . 26•   Силаев Ю. М. 

Специфические проблемы электромагнитной совместимости в системе оперативного постоянного тока. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3. Практика:Кадры:•   Удрис А. П. 

Еще раз о кадрах и положении в энергетике . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32Разработка и изготовление:•   Новые разработки от ТМ PREMKO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36•   Малый А. П., Шурупов А. А., Иванов С. А., Павлов Ю. Н., Кошельков И. А. 

Реализация автоматики ликвидации асинхронного режима в шкафах серии ШЭ2607 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39Испытание и ввод в эксплуатацию:•   Николаев А. А. 

Проверка и настройка ВЧ заградителей с помощью испытательного комплекса РЕТОМ-ВЧм . . . . . . . . . . . . . .54Эксплуатация:•   Белотелов А. К., Шамис М. А. 

Обеспечение надежного функционирования систем релейной защиты и автоматики в ЕЭС России . . . . . . . 58•   Щедриков Б. Д. 

Электромеханические устройства РЗА в автоматике: настоящее и будущее . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61•   Пуляев В. И.

Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» в области РЗА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64Стандарт МЭК 61850:•   Пашура М. А. 

Особенности и направления реализации стандарта МЭК 61850 для оборудования РЗА на объектах энергетики . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

•   Горелик Т. Г., Кириенко О. В. Способы представления данных в стандарте МЭК 61850 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

4. Представляем членов НП «СРЗАУ»:•   Белотелов А. К. – президент НП «СРЗАУ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74•   «Научно-производственное предприятие «Динамика» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75•   Научно-производственное предприятие «ЭКРА». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76•   «Научно-производственное предприятие Бреслер» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

5. История:•   Рассматривая старую фотографию . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

6. Наши поздравления7. Внимание: фотоконкурс!

Cодержание: стр.

События

4 01 / Ноябрь 2010

VI Всероссийская научно-практическая конференция

«КОМплеКСные РешенИя пРИ пРОеКтИРОвАнИИ нОвых И РеКОнСтРуКцИИ дейСтвующИх ЭлеКтРИчеСКИх СтАнцИй И пОдСтАнцИй нАпРяженИеМ 6–220 кв»

В конференции приняли участие специа-листы служб РЗА энергосистем, а также предста-вители ведущих проектных институтов России. Участникам были продемонстрированы дей-ствующие образцы новой продукции ЗАО «РА-ДИУС Автоматика», а также была проведена экс-курсия по цехам и участкам предприятия.

На конференции были представлены но-вые разработанные ЗАО «РАДИУС Автоматика» шкафы серии ШЭРА:•   шкаф  дифференциальной  защиты  линии 

ШЭРА-ДЗЛ-2002-И;•   шкаф  направленной  ВЧ  защиты  линии 

110 (220) кВ ШЭРА-ВЧ-1001-И;•   шкаф  дифференциальной  защиты  ошиновки 

35–220 кВ ШЭРА-ДЗО-2002-И;•   шкаф автоматического ограничения снижения 

частоты и напряжения ШЭРА-РЧН-2001;•   шкаф оперативной блокировки ШЭРА-ОБ-2001.

Особый интерес посетителей конференции вы-звал полный комплекс защит 110 кВ, построен-ный на базе новых терминалов производства ЗАО «РАДИУС Автоматика»:

Сириус-УВ . . . . . . . . . . . . . АУВ, подменные то-ковые защиты линии (резервные защиты трансформатора)

Сириус-Т (Т3) . . . . . . . . . . Дифференциаль-ная защита силового двух- (трех-)обмоточ-ного трансформатора

Сириус-3-ЛВ-02 . . . . . . . Ступенчатые защиты линии (с логикой обра-ботки сигналов ВЧТО)

Сириус-3-ЛВ-03 . . . . . . . Резервные ступенча-тые защиты линии, АУВ

Сириус-3-СВ. . . . . . . . . . . Защита и автоматика сек-ционного (шиносоедини-тельного) выключателя

Сириус-3-УВ . . . . . . . . . . . АУВ, комплект подмен-ных токовых защит

Сириус-3-ДФЗ-01. . . . . . Дифференциально-фазная защита линий

Сириус-3-ВЧ-01 . . . . . . . Направленная высоко-частотная защита линий 110–220 кВ

Сириус-2-ДЗЛ-01 . . . . . . Продольная дифференциально-токовая защита ли-ний 6–110 кВ

Сириус-3-ДЗО-01. . . . . . Дифференциаль-ная защита ошинов-ки (до 5 плечей)

Сириус-3-ДЗШ-01 . . . . . Дифференциаль-ная защита шин (до 16 присоединений)

С 13 по 19 сентября на базе ЗАО «РАДИУС Авто-матика» прошла шестая всероссийская научно-практическая конференция «Комплексные решения при проектировании новых и рекон-струкции действующих электрических станций и подстанций напряжением 6–220 кВ».

Конференции


События

Отдельно был рассмотрен вопрос ком-плексной автоматизации энергообъектов. Участ-никам конференции были продемонстрированы новое программное обеспечение «Старт-2ПС» для организации АРМ инженера РЗА и дежурно-го оператора.

«Премьерой» на конференции стал ком-плекс защит рабочих и аварийных вводов 0,4 кВ на базе новейших микропроцессорных терми-налов «Сириус-2-0,4 В» и «Сириус-2-0,4 АВ».

Другим неожиданным, но приятным для присутствующих «сюрпризом» на кон-ференции стал показ нового, построенно-го на платформе следующего поколения, микропроцессорного терминала определе-ния места повреждения на линиях 6–750 кВ «Сириус-ОМП». Он призван прийти на замену получившей широкое распространение в Рос-сии серии микропроцессорных индикаторов места повреждения типа «ИМФ».

Но  центральным  «ядром»  VI  Всероссий-ской конференции стало представление ком-плексных решений для электростанций и под-станций 6–220 кВ, отвечающих любым запросам потребителей.

Более двухсот участников конференции со всей России смогли обсудить актуальные про-блемы российской энергетики и опыт внедре-ния инновационных технологий, предлагаемых ЗАО «РАДИУС Автоматика». «Живая» дискуссия разработчиков средств РЗА и специалистов энер-гопредприятий позволяет предприятию наибо-лее полно изучить и, в дальнейшем, выпускать продукцию, отвечающую многочисленным за-просам потребителей. Ведь именно проведение подобных конференций на регулярной основе позволяет интегрировать усилия энергогенери-рующих, проектных и научно-производственных компаний России на пути инновационного раз-вития российской энергетики.

ЗАО «РАДИУС Автоматика» планирует и далее проводить подобные мероприятия, что позволит максимально облегчить труд спе-циалистов РЗА за счет внедрения высокотехно-логичных систем, созданных ЗАО «РАДИУС Авто-матика» непосредственно под «живые» нужды ЭНЭС России.


События

6 01 / Ноябрь 2010

нпп «дИнАМИКА» – 20 лет нА Службе ЭнеРгетИКИ

На протяжении двух десятилетий пред-приятие непрерывно развивалось и достиг-ло высокого качества и надежности произво-димого оборудования серии РЕТОМ. Сегодня НПП «Динамика» является ведущим пред-приятием в России по разработке, изготовле-нию и продаже современных испытательных устройств для проверки различного элек-трооборудования для электроэнергетики, нефтегазовой отрасли, энергоемких промыш-ленных предприятий и дистанций электро-снабжения. Более 3500 предприятий являют-ся заказчиками НПП «Динамика», среди них все филиалы ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», оптовые и территориальные генери-рующие компании, региональные энергетиче-ские компании, крупнейшие нефтяные компа-нии «Роснефть», ОАО «Лукойл», «ТНК-ВР», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Татнефть» и ОАО «АНК «Башнефть», предприятия ОАО «Газпром», фи-лиалы ОАО «РЖД», промышленные и наладоч-ные предприятия.

21, 22 сентября в санаторно-курортном комплексе «Волжанка» прошла конференция «Ре-том – 20 лет на службе энергетики», приурочен-ная к юбилею предприятия. В работе конферен-ции приняли участие более 150 руководителей и специалистов энергетических служб, эксплуа-тирующих устройства серии РЕТОМ. В ходе кон-ференции участники познакомились с новыми возможностями производимого оборудования, узнали о перспективах дальнейшего развития предприятия, обменялись опытом практическо-го использования приборов, обсудили вопросы, связанные с его эксплуатацией. Вниманию ауди-тории были представлены доклады, посвящен-ные результатам сотрудничества НПП «Динами-ка» с предприятиями энергетической области, пусконаладочными предприятиями и фирмами-производителями устройств релейной защи-ты и автоматики. Многие докладчики отметили, что оборудование серии РЕТОМ многофункци-ональное, надежное, высокоточное и удобное в использовании.

Специалисты службы РЗА «Архэнерго» фи-лиала ОАО «МРСК Северо-Запада» поделились опытом эксплуатации оборудования, производи-мого НПП «Динамика». Они применяют в своей ра-боте как новые современные испытательные ком-плексы на базе приборов РЕТОМ-21 и РЕТОМ-51, так и их предшественники: РЕТОМ-31, РЕТОМ-41, РЕТОМ-11М. Были освещены области применения испытательных комплексов в филиале «Архэнер-го» и рассказывалось об их преимуществах на при-мере комплекса РЕТОМ-ВЧ: «Испытательный ком-плекс РЕТОМ-ВЧ применяется в филиале для проверки ВЧ постов типа ПВЗ, ПВЗ-90, ПВЗ-90М, ПВЗУ, ПВЗУ-Е, АВЗК-80, АНКА-АВПА. Многофунк-циональность и сравнительная компактность испытательной системы РЕТОМ-ВЧ значительно облегчили и уменьшили трудоемкость при про-верках высокочастотной аппаратуры всех видов,

В сентябре научно-производственному предприятию «Динамика» исполнилось 20 лет. Оно было образовано в 1990 году группой ведущих специалистов Всесоюзного НИИ релестроения и Чувашского госуниверситета в городе Чебоксары.


События

используемых в нашей энергосистеме. Трудоза-траты реально сократились в 2–3 раза. Отмеча-ется удачная комплектация испытательной си-стемы: магазин затухания, с помощью которого проверка затухания в ВЧ канале стала абсолют-но проста и занимает мало времени. ВЧ мульти-метр, который стал незаменимым прибором при проверках фильтров присоединения (его плю-сы – это малые габариты и самое главное – неза-висимое питание, т. к. при работах на ОРУ очень большой проблемой является «подать» питание до фильтра присоединения). Также в комплект РЕТОМ-ВЧ входит магазин сопротивлений, ко-торый значительно упрощает сборку схем для проверок отдельных узлов ВЧ аппаратуры».

В целом оборудование серии РЕТОМ хоро-шо зарекомендовало себя в эксплуатации.

Была отмечена хорошо налаженная обрат-ная связь производителя с потребителем про-

дукции, а также положительный опыт НПП «Ди-намика» в проведении обучающих курсов по своему оборудованию и оказании помощи в решении возникающих технических вопросов.

Ведущий инженер ОАО «Кубаньэнер-го» Дорохина Т. Н. в своем докладе рассказала об использовании оборудования серии РЕТОМ для проверки устройств РЗА в энергосисте-ме Кубани. Первым из используемых устройств в 1998 году стал РЕТОМ-41, вторым РЕТОМ-41М. «Опыт использования этих устройств выявил ряд требований к дальнейшей доработке программ-ного обеспечения, при этом нам понравилась

открытость диалога с заводом изготовителем, – программное обеспечение дорабатывалось с учетом наших замечаний и предложений, так в частности, много вопросов возникло во время совместной работы над усовершенствованием программы «Проверка панели ЭПЗ-1636», – от-мечает Дорохина Т.Н., которая принимала актив-ное участие в разработке этой программы. Се-годня программа «Проверка панели ЭПЗ-1636» широко используется специалистами ОАО «Кубаньэнерго».

В 11 филиалах ОАО «Кубаньэнерго» успеш-но используются комплексы РЕТОМ-51, РЕТОМ-ВЧ и РЕТОМ-11. В настоящее время существенно изменилась номенклатура аппаратуры для про-верок устройств РЗА, поставляемой НПП «Дина-мика», и у специалистов вызывают большой ин-терес новые разработки, в частности комплекс РЕТОМ-21.

Интерес к устройствам серии РЕТОМ также проявляют и студенты, и аспиранты Кубанского государственного технологического универси-тета, работающие над созданием новых типов устройств релейной защиты.

Конференция получила высокую оцен-ку специалистов за организацию, тематическое наполнение и формат проведения мероприя-тия. Участники конференции выразили большую благодарность за радушный прием и проведе-ние мероприятия на высоком уровне, высказав пожелания о том, чтобы подобные мероприятия стали традиционными.

События

8 01 / Ноябрь 2010

нАучнО-пРАКтИчеСКАя КОнфеРенцИя пО КОМплеКСнОМу пРОеКтИРОвАнИю И ОСнАщенИю пОдСтАнцИй

На конференцию прибыли более 130 пред-ставителей практически из всех регионов России, а также Узбекистана, Таджикистана, Кыргызстана и Республики Беларусь, среди которых – специа-листы ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС», ОАО «Хол-динг МРСК», ряда генерирующих компаний, пред-приятий различных отраслей промышленности, монтажно-наладочных организаций и научных кругов, из проектных организаций: региональ-ных филиалов инженерных центров энергетики с Урала, Северо-Запада, институтов «Энергосеть-проект» (г. Москва), «Тяжпромэлектропроект», «Сиб энергосетьпроект», «Дальэнергосетьпро-ект», «Томскэлектросетьпроект» и др.

Основной целью конференции было по-вышение квалификации специалистов в области расчетов параметров срабатывания устройств РЗА производства НПП «ЭКРА» для подстанций 6–750 кВ. Параллельно присутствующих знако-мили с новыми разработками предприятия, а они обменивались опытом проектирования и эксплу-атации устройств, выпускаемых НПП «ЭКРА».

Конференция открылась выступле-нием технического директора НПП «ЭКРА» Наумова А. М., в котором он рассказал о научно-техническом и производственных по-тенциалах предприятия в свете модернизации электроэнергетики. Далее на конференции прозвучали доклады, посвященные вопросам расчета резервных защит линий 110–220 кВ производства НПП «ЭКРА» (Сетевая компа-ния Республики Татарстан), опыту внедре-ния системы мониторинга и сбора аварийной информации РЗА и ПА в татарской энерго-

системе (РДУ Татарстана), комплексному сквоз-ному проектированию РЗА, АСУ ТП и вторич-ных соединений энергообъектов (СевЗапНТЦ, г. С.-Петербург) и другие. Представителем одной из генерирующих компаний были пред-ложены для обсуждения различные новые цифровые аппаратные и схемные решения для применения в РЗА. Всего на конференции за время работы было заслушано более 30 до-кладов. Наибольший интерес и обсуждение в зале вызвали темы по основным защитам ли-ний 110–220 кВ и 330–750 кВ, разработке схемы взаимодействия микропроцессорных терми-налов РЗА и вопросы их эксплуатации.

Для участников конференции была орга-низована экскурсия по предприятию для озна-комления с технологиями производства терми-налов РЗА и шкафов на их основе. В последний день участники конференции смогли подробнее обсудить волнующие их вопросы с сотрудника-ми НПП «ЭКРА». Также прошли трехсторонние (проектировщик-эксплуатация-производитель) переговоры по ряду проектов конкретных энер-гообъектов для принятия оптимальных техниче-ских решений.

В завершение конференции участники высказали мнение о необходимости регуляр-ного проведения подобных встреч. На них спе-циалисты от производителей, эксплуатации и проектных организаций могут обменяться мнениями для выработки новых типовых про-ектных решений, что важно в условиях массовой замены электромеханических устройств РЗА на микропроцессорные.

В последнюю неделю сентября 2010 года в ООО НПП «ЭКРА» прошла научно-практическая конференция «Комплексное проектирование подстанций и выбор параметров устройств РЗА производства НПП «ЭКРА».



События

КгЭу – ОРгАнИзАтОР пеРвОй вСеРОССИйСКОй КОнфеРенцИИ по комплексной проблематике защит линий электропередачи

Она была организована при поддержке ряда министерств и Академии наук Республики Татарстан, ОАО «Сетевая компания» Татарстана, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «НТЦ электроэнергетики», ОАО «Энергетический институт им. Г. М. Кржижа-новского» и ряда вузов РФ.

Целями Конференции стали обмен научны-ми достижениями в областях, которые определе-ны ее тематикой, для их применения в электро-энергетике и привлечение студентов и аспирантов к научно-исследовательской работе. Практиче-ское воплощение некоторых достижений науки участники Конференции смогли воочию увидеть в ходе экскурсий на ряд предприятий и энерго-объектов Республики Татарстан.

Помимо пленарного заседания, работа Конференции шла в рамках трех секций: «Высо-кочастотная связь на линиях электропередачи», «Электромагнитная совместимость на линиях электропередачи» и «Обнаружение и плавка го-лоледа на линиях электропередачи». Все эти те-мы на практике сильно взаимосвязаны, и в докла-дах на Конференции прозвучали пути решения проблем, возникающих в ходе эксплуатации ли-ний электропередачи в энергосистемах.

С докладами, затрагивающими вопро-сы релейной защиты, выступили специалисты НПП «ЭКРА», в том числе и на пленарном заседа-нии. В них с разных сторон рассматривались во-просы соответствия выпускаемых предприяти-ем устройств РЗА требованиям существующих

ГОСТов и отраслевых стандартов по ЭМС. Так-же прозвучал доклад по защите установок плав-ки гололеда, где был дан обзор реализованных, и опробованных в ходе трехлетней эксплуатации, технических решений релейной защиты для таких установок с переменным и постоянным током.

В КГЭУ – традиционно сильная научная шко-ла по высокочастотной связи, и подводя итоги Конференции, организаторы и участники отмети-ли необходимость ежегодного проведения Все-российской конференции по ВЧ связи в г. Казань.

К сожалению, электромагнитная совме-стимость не имеет своей «площадки», на кото-рой было бы возможно плодотворное обсуж-дение и разработчиками, и производителями, и эксплуатирующими организациями проблем, постоянно возникающих в этой области. Как бы ни хороша была аппаратная платформа, на энер-гообъектах иногда возникают непредвиденные ситуации, которые существенно отличаются от условий тестовых испытаний, регламентиро-ванных стандартами по ЭМС. И как бы уверенно ни озвучивали требования помехоустойчиво-сти, следует признать, что накопленный прак-тический опыт в этой области еще не столь зна-чительный. В сложившейся ситуации сегодня очень важны плодотворный обмен и поиск тех-нических решений, которые позволили бы упре-ждать негативные события, периодически воз-никающие на объектах электроэнергетики, в том числе и в критических ситуациях.

В Казанском государственном энергетическом университете (КГЭУ) 25-29 октября 2010 года прошла Всероссийская научно-практическая конференция «Высокочастотная связь, электромагнитная совместимость, обнаружение и плавка гололеда на линиях электропередачи».


События

10 01 / Ноябрь 2010

ИтОгИ зАСедАнИя технИчеСКОгО КОМИтетА МЭК в МОСКве

В заседании в г. Москва приняли участие 44 специалиста из стран Европы, Азии, Америки и Австралии. Активное участие в работе прини-мали участники из других городов и стран мира посредством сервиса веб-конференции.

В ходе первого дня на вводной секции с докладами выступили участники профиль-ных комитетов МЭК по развитию профильных стандартов МЭК,  IEEE и др. Было отмечено,  что МЭК 61850 начинает активно цитироваться и внедряться в профильные стандарты на сило-вое оборудование и системы малой генерации. Например, стандартом МЭК 61400, сформули-ровавшим требования к ветроэнергетическим установкам, уже описан целый ряд логиче-ских узлов. Одновременно активно развивают-ся стандарты передачи данных, которые могут быть интегрированы в качестве протоколов в МЭК 61850. Интерес участников вызвало сооб-щение о дальнейшем развитии стандарта пере-дачи данных в распределительных сетях и сетях среднего напряжения с использованием техно-логии передачи данных по силовой сети, кото-рый планируется гармонизировать с МЭК 61850.

В рамках заседания секций проходила ра-бота над вторым изданием стандарта МЭК 61850. В ходе обсуждений были затронуты следующие аспекты стандарта:•   разработка  и  форма  представления  электрон-ной  версии  стандарта  на  базе  UML-модели. UML-представление стандарта (Unified modeling language  –  унифицированный  язык  модели-рования, давно применяемый в разработке программных систем) позволит получить до-полнительный инструмент поддержки целост-

ности и непротиворечивости глав стандарта МЭК 61850, и это сделает деятельность его разра-ботчиков, в условиях длительной работы, более эффективной. Разработчики устройств и систем при этом получат возможность воспользовать-ся  готовыми  UML-диаграммами  и  включать  их в качестве требований в свои проекты. На это стоит обратить внимание отечественным раз-работчикам устройств, програм много обе-спечения и систем, поддерживающих данный стандарт, которые, безусловно, должны иметь возможность отслеживать и вовремя реагиро-вать на последние изменения в этой области, чтобы не утратить способность конкурировать с западными производителями;

•   дополнение  информационной  модели  стан-дарта элементами, необходимыми для опи-сания свободно программируемой логики функций РЗА;

•   разработка технического отчета, описывающе-го методики тестирования систем в соответ-ствии со стандартом МЭК 61850;

•   руководящие  указания  по  проектированию сетей передачи данных для построения реше-ний на базе стандарта МЭК 61850. В силу того, что стандарт ориентирован на передачу жиз-ненно важной информации по Ethernet-сетям, надежность и соответствие данного систем-ного компонента необходимым требовани-ям, безусловно, будет определять надежность всей системы;

•   мониторинг состояния;•   синхрофазоры.

На итоговом заседании были озвучены ре-зультаты работы секций.

С 4 по 8 октября 2010 года в выставочном павильоне ВВЦ № 55 «Электрификация» проходило заседание 10-й рабочей группы 57-го технического комитета Международной электротехнической комиссии (МЭК). Спонсорами мероприятия выступили 2 коллективных члена НП «СРЗАУ» – НПП «ЭКРА» и «ПроСофт Системы».

Заседание МЭК


События

Автор:

к.т.н., А. К. Белотелов,

президент НП «СРЗАУ»,

г Москва

Некоммерческому партнерству «СОдейСтвИе РАзвИтИю

РелейнОй зАщИты, АвтОМАтИКИ И упРАвленИя

в ЭлеКтРОЭнеРгетИКе» – 2 гОдА

Инициаторами создания этой общественной организации, в последствии вошедшими в состав учредителей НП «СРЗАУ», были Белотелов Алексей Константинович, Озорнин Степан Олегович, Орлов Юрий Николаевич и Пуляев Виктор Иванович.

Эту инициативу поддержали, став учреди-телями НП «СРЗАУ», 3 известные органи зации:•   ЗАО  «ОРЗАУМ»  –  проектная  организация 

с 80-летней историей проектирования, иссле-дований и разработок нормативных и техниче-ских материалов по РЗА и ПА;

•   ООО НПП  «ЭКРА»  –  лидер  отечественного  со-временного релестроения с обширной но-менклатурой выпускаемых устройств РЗА для энергообъектов ЕЭС России;

•   ЗАО  «Радиус  Автоматика»  –  отечествен-ная компания, ориентированная на выпуск устройств РЗА, систем управления для рас-пределительных электрических сетей, прибо-ров для определения места повреждения ли-ний электропередачи и специализированных испытательных установок для технического обслуживания.

Необходимость создания такого обще-ственного объединения была продиктована сложившимися условиями разобщенности субъ-ектов электроэнергетики в результате реформи-рования энергетической отрасли, когда каждый субъект электроэнергетики, условно говоря, за-бывал, что является составной частью единой энергосистемы России, осуществляющей пол-ный цикл выработки, передачи и распределения электроэнергии.

Поэтому основными целями Партнерства стали:•   содействие  членам  Партнерства  в  эффектив-

ной работе релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА) и ав-томатизированных систем управления тех-нологическими процессами (АСУ ТП) как со-ставной части сис темы противоаварийного управления в Единой энергетической системе России (ЕЭС России);

•   содействие  всем  заинтересованным  лицам и организациям в развитии теории и прак-тики РЗА, ПА и АСУ ТП как областей научно-технических знаний в Российской Федерации.

Учредители НП «СРЗАУ» прекрасно пони-мали, что достижение указанных целей возмож-но только коллегиально, объединив на общес-твенных началах компетентных специалистов и организации.

За прошедшие два года ряды Партнерства значительно пополнились, и в настоящее время членами Партнерства являются 18 организаций и 7 специалистов.

В 2009 году членами Партнерства стали 11 организаций, представляющих компании-производители устройств РЗА, ПА, систем управ-ления, ВЧ аппаратуры и испытательных устано-вок, инжиниринговые и проектные компании, сис темные интеграторы:•   ОАО «Ивэлектроналадка», г. Иваново;•   ООО «НПП Бреслер», г. Чебоксары;•   ООО «НПП «ПРОЭЛ», г. Санкт-Петербург;•   ООО «РЗА СИСТЕМЗ», г. Москва;•   ООО «Уралэнергосервис», г. Екатеринбург;•   ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары;•   ООО «ИЦ «Бреслер», г. Чебоксары;•   ООО «Энергопромавтоматизация», 

г. Санкт-Петербург;•   ОАО «НТЦ Электроцентромонтаж», г. Москва;•   ООО «Прософт-Системы», г. Екатеринбург;•   Филиал «Энергосетьпроект – НН-СЭЩ», 

г. Нижний Новгород.

19 декабря 2010 года исполняется два года общественной организации Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электро-энергетике» (НП «СРЗАУ»).

нП «СрЗаУ»

События

12 01 / Ноябрь 2010

В 2010 году в Партнерство вступили еще 4 организации:•   ЗАО «Чебоксарский электроаппаратный 

завод», г. Чебоксары;•   ООО «Энергетика. Микроэлектроника. 

Автоматика», г. Новосибирск;•   ЗАО «НПФ «Энергосоюз», г. Санкт-Петербург;•   ООО «Премко Электрик», г. Москва.

Как видно из перечисленного состава, в на-шем Партнерстве вполне миролюбиво уживают-ся конкурирующие организации, которые, всту-пив в Партнерство, сознательно выбрали путь здоровой конкуренции.

Ряды Партнерства пополнили специали-сты, известные в среде релейщиков:•   Левиуш Александр Ильич, профессор, 

доктор технических наук;•   Силаев Юрий Михайлович, 

кандидат технических наук;•   Удрис Андрей Петрович, инженер-электрик, 

с 1962 года работающий в области релейной защиты и автоматики энергосистем.

Нынешний состав Некоммерческого пар-тнерства «Содействие развитию релейной защи-ты, автоматики и управления в электроэнергети-ке» в состоянии успешно решать поставленные перед ним задачи.

Два года – не такой большой срок, чтобы подводить итоги. Однако хочется поделиться не-которыми достижениями Партнерства в реше-нии поставленных задач.

В период 7–9 апреля 2009 года на ВВЦ в па-виль оне «Электрификация» проведена Всероссий-ская конференция релейщиков «Релейная защита и автоматика 2009». В конференции приняли уча-стие более 160 специалистов, представляющих око-ло 90 предприятий и организаций России и ближне-го зарубежья. Конференция прошла под лозунгом консолидации научно-технической общественно-сти и организаций, работающих в области развития, производства, проектирования, внедрения и экс-

плуатации систем релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА) и систем управления (АСУ ТП) в ЕЭС России. На конференции было заслушано 44 доклада, затрагивающих все аспекты развития, производства, проектирования, внедрения и эксплуатации РЗА, ПА и АСУ ТП в ЕЭС России. По результатам работы Конференции бы-ло принято решение, которое практически легло в основу плана работы нашего Партнерства.

В работе юбилейной XX конференции и выставки «Релейная защита и автоматика энергосистем-2010» приняли участие практиче-ски все члены Партнерства, выступая с докладами и экспонируя свои достижения на выставке.

В декабре 2008 года совместно с издательским домом «Вся электротехника» успешно реализован проект по выпуску специализированного журна-ла «РЕЛЕЙЩИК». На выставке «Электрические сети России-2009» этот проект был отмечен дипломом. В течение полутора лет журнал выпускался при ак-тивной информационной поддержке НП «СРЗАУ».

Сформированы и приступили к работе две рабочие группы:•   рабочая группа МЭК 61850, задачей которой 

является обобщение теории и практики применения настоящего стандарта. Руководитель рабочей группы – Кочетков Иван Викторович;

•   рабочая группа по нормативно-технической документации (НТД), которой поручено разработать структуру базы НТД и принципы систематизации и фильтрации информации, поступающей от Российского национального комитета МЭК (РНК МЭК). Руководитель рабочей группы – Силаев Юрий Михайлович.

Партнерство наделено полномочиями орга-на Системы добровольной сертификации Корпо-рации «ЕЭЭК» с широкой областью полномочий.

Некоммерческое партнерство ориентиро-вано на активную и компетентную помощь и со-действие субъектам электроэнергетики в коор-динации и проведении единой (согласованной) научно-технической политики.

Как видно, поле деятельности Некоммер-ческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» довольно обширно, ведь решать поставленные задачи можно только кол-легиально, общими усилиями компетентных ор-ганизаций и специалистов.

Подробную информацию о Партнерстве и членах Партнерства можно найти на сайте: www.srzau-np.ru

нП «СрЗаУ»


События

НАУКА

14 01 / Ноябрь 2010

релейная защита

Авторы:

П.Г. Варганов,

начальник СКБ РЗА,

А.Н. Донской,

начальник КБ МПТ-2,

ЗАО «ЧЭАЗ»,

г. Чебоксары

ИнтегРИРОвАннАя СРедА РАзРАбОтчИКА RAD тп для СвОбОднО пРОгРАММИРуеМых теРМИнАлОв СеРИИ бЭМп

По сравнению с универсальным промыш-ленным контроллером (далее «ПК») микропро-цессорное устройство РЗА (далее «терминал») имеет особенности:•   ограниченная функциональность в силу 

специфики решаемых задач РЗА;•   ограниченный набор 

функциональных блоков РЗА;•   относительно высокие требования 

к быстродействию (например, в БЭМП время цикла аналого-цифрового тракта 416 мкс, частота выборок осциллографирования – 800 Гц, цикл расчета логики РЗА – 2,5 мс);

•   относительно мало меняющаяся структура данных (набор уставок, структура меню пользовательского интерфейса и др.).

Это обусловило определенную специфику аппаратной части терминалов: обычно никто не ис-пользовал в качестве терминала РЗА типовые ПК. Аналогично, при программировании терминалов преобладал индивидуальный подход к каждому

типоисполнению. Поэтому конечному пользовате-лю редко предлагается система программирова-ния терминала, что давно стало необходимым тре-бованием для универсальных ПК [1].

Отличие терминалов от ПК закрепилось даже в терминологии – в области РЗА зачастую говорили только о «свободно конфигурируемой логике», а определение «свободно программи-руемое» сразу поднимает устройство на высшую ступень. В то время как в ПК есть просто понятие «технологическая программа» (далее «ТП»), ко-торую конечный пользователь обычно проекти-рует полностью самостоятельно.

При разработке терминалов серии БЭМП производства ЗАО «ЧЭАЗ» сделан шаг в сторону приближения системы программирования к ПК. С помощью фирменного программного обеспе-чения  RAD  ТП  (Rapid  Application  Development, среда быстрой разработки ТП, [2]) возможно ре-шение самых различных задач программирова-ния терминала на следующих уровнях:

Уровень Задача Примечания

Пользовательский (настройка под конкретную задачу)

Настройка параметров и уставок терминала Решается без применения RAD ТП, при помощи фирменной системы мониторинга и конфигурации либо непосредственно с пульта БЭМП – путем настройки программных ключей, уставок и различных матриц связи сигналов. В RAD ТП задаются только исходные значения, настройки и конфигурация

Гибкая конфигурация входных дискретных сигналов и выходных реле

Включение в работу необходимых блоков РЗА, предусмотренных в полнофункциональной схеме для данного типоисполнения терминала

Прикладной (разработка ТП)

Составление ТП из типовых функциональных блоков на языке FBD (Function Block Diagram), который максимально приближен к привычному виду функциональной схемы РЗА

Решается в RAD ТП с уровнем доступа «пользователь» (аналогичную функциональность имеют многие фирменные системы программирования терминалов)

Прикладной «продвинутый»

Проектирование меню терминала и структуры используемых данных (в т.ч. типов данных, способов их отображения на терминале, способов доступа к ним, в т.ч. из систем АСУ ТП)

Решается в RAD ТП с уровнем доступа «продвинутый пользователь»

Системный Проектирование новых функциональных блоков на низком уровне (с использованием встроенного в RAD ТП языка программирования)

Решается в RAD ТП специалистами СКБ РЗА, знакомыми с системным ПО БЭМП и встроенным языком RAD ТП

НАУКА


релейная защита

Редактор RAD ТП проектировал-ся с самого начала разработки БЭМП, одновременно с системным програм-мным обеспечением и аппаратной ча-стью. Все типовые функциональные схе-мы РЗА для различных типоисполнений

БЭМП изначально проектировались на RAD ТП, что позволило выпустить из-делие на рынок в короткие сроки.

Проектирование логики РЗА в RAD ТП (рис. 1) осуществляется при помощи типовых функциональ-

ных блоков на графическом языке FBD (Function Block Diagram), который используется во многих средствах программирования ПК и, в том числе, входит в стандарт МЭК 61131–3 [1].

По сравнению с другими сред-ствами разработки RAD ТП имеет следу-ющие особенности:•   понятие  «нити кода» для явного ука-

зания порядка расчета элементов на FBD (рис. 1 а);

•   гибкое представление данных проек-та (редактирование на FBD или в та-бличной форме);

•   возможность  изменения  графиче-ского представления блоков, а также введения произвольных графических элементов и комментариев на FBD, что способствует улучшению документи-рования проекта;

•   удобные  механизмы  клонирования входных сигналов функциональных блоков;

•   возможность  инвертирования  сигна-лов на входах функциональных бло-ков (рис. 1 б);

•   возможность  создания  макроблоков (группировки блоков с последующим их использованием в качестве типо-вого блока);

•   гибкость понятий «вход» и «параметр» блока – задание констант на входах (рис. 1 б) и вынесение параметра в ин-терфейс макроблока.

К сожалению, в условиях ограни-ченных процессорных ресурсов в БЭМП

затруднена реализация полноценно-го отладчика. Тем не менее, логику ра-боты ТП можно частично проверить на симуляторе.

В последнее время многие произ-водители терминалов также стали пред-лагать фирменные средства разработки ТП, что можно только приветствовать. Тем не менее, вопрос о целесообраз-ности и допустимости самостоятель-ного программирования терминалов потребителем по-прежнему остается дискуссионным. Более того, обсуждает-ся проблема излишней сложности ми-кропроцессорных средств РЗА для по-требителя [3].

Легкость изучения и использования современных RAD средств дает иллюзию вседозволенности, в то время как грамот-ное проектирование средств РЗА остает-ся сложной и ответственной задачей:•   необходим  комплексный,  системный 

поход к проектированию, с учетом всех вариантов протекающих процессов и возможной реакции средств РЗА;

•   для  решения  этой  задачи  разработ-чик должен иметь необходимую ква-лификацию, в том числе свободное владение широким кругом научно-инженерных знаний, а также опыт проектирования реальных систем;

•   необходимо  полное  знание  особен-ностей конкретного типоисполнения терминала, которые могут оказаться критичными в самых различных штат-ных и аварийных ситуациях.

Готовы ли потребители потратить значительные ресурсы на качественное и надежное проектирование и нести всю полноту ответственности за реали-зацию своего проекта?

Учитывая все изложенное, ЧЭАЗ позиционировал RAD ТП в основном как внутреннее средство для разработки широкого модельного ряда терминалов серии БЭМП. Эта задача была успешно решена в короткие сроки. Такой под-ход позволяет нам оперативно реагиро-вать на пожелания потребителей и при необходимости быстро решать нетипо-вые задачи.

Литература:1. Петров И.В. Программируемые контроллеры. Стандартные языки и приемы прикладного про-ектирования/Под ред. проф. В.П. Дьяконова. М.: СОЛОН-Пресс, 2004.2. Микропроцессорный блок релейной защиты и автоматики серии БЭМП. Руко-водство разработчика функциональных схем РЗА. БКЖИ.656316.001 РЭ3.3. Семинар «Актуальные проблемы РЗА и АСУЭ». Выводы и рекомендации/«Новости электротехни-ки», № 3 (51) 2008, с. 72.

Рис. 1. FBD в RAD ТП.

а) б)

НАУКА

16 01 / Ноябрь 2010

Авторы:

В.Г. Наровлянский,

А.Б. Ваганов,

И.А. Иванов,

ОАО «Институт

«Энергосетьпроект»,

г. Москва

РезультАты ИСпытАнИй уСтРОйСтвА лИКвИдАцИИ АСИнхРОннОгО РежИМА АлАР-М на электродинамической модели энергосистемыПриведены результаты комплексных испытаний на электродинамической модели микропроцессорного устройства противоаварийной автоматики АЛАР-М, использующего новый алгоритм выявления и ликвидации асинхронного режима.Целью испытаний было определение области применения устройства АЛАР-М, использующего прямые признаки контроля угла и скольжения для выявления и ликвидации асинхронного режима.Проведенные испытания показали эффективность применения алгоритма, исполь-зщую щего прямые признаки контроля угла и скольжения, в отличие от алгоритмов, использующих косвенные признаки выявления асинхронного режима.

Возникающий при нарушении устойчивости асинхронный режим (АР) представляет в общем случае серьезную опасность для энергосистемы (ЭС) из-за возможного развития аварии с обесто-чиванием большого числа потребителей. В практи-ке работы энергосистем при чиной многих аварий являлся своевременно не ликвидированный АР. Поэтому к надёжности и эффективности устройств автоматической ликвидации АР (АЛАР) предъявля-ются высокие требования. При этом наличие сколь угодно развитых систем противоаварийной авто-матики (ПА) не может снизить эти требования [1, 2].

В качестве устройств выявления и ликвида-ции асинхронного режима (АР) в ЭС используются как традиционные электромеханические [2] и элек-тронные [3] устройства АЛАР, так и современные микропроцессорные устройства [4].

Использование косвенных признаков вы-явления АР (взаимодействие реле мощности, со-противления, тока) в большинстве этих устройств, а также ограниченные возможности и несовер-шенство электромеханических устройств АЛАР не позволяют правильно выявлять АР в ряде ре-жимов работы энергосистем. Основные недо-статки [2] таких устройств:

•    невозможность  выявления  АР  при  большом скольжении (в наиболее тяжелых случаях это-го режима), связанная с ограниченным бы-стродействием электромеханических реле, сравнимым с возможной длительностью АР, а также с несовершенством выявления перво-го цикла асинхронного хода;

•    сложность и недостаточная надёжность согла-сования статических и динамических характе-ристик срабатывания разнотипных реле (тока, сопротивления, мощности), приводящие к от-казу устройства АЛАР при повышенных сколь-жениях в условиях АР и, кроме того, вызываю-щие значительные затруднения при настройке устройств;

•    зависимость  функционирования  от  вида  на-грузки в месте установки.

В последние годы большинство разра-ботчиков микропроцессорных устройств ПА, как отечественных, так и зарубежных, не имею-щих практического опыта использования си-стем ПА, пошли по пути прямого копирования алгоритмов традиционных (электромеханиче-ских и электронных) устройств. Поэтому многие микропроцессорные устройства АЛАР россий-ского и зарубежного производства, как правило, повторяют и указанные выше недостатки.

Многолетний опыт проек тирования сис тем ПА в ОАО «Институт «Энергосетьпроект» показал, что отмеченные недостатки могут быть в большой мере устранены при переходе на прямые призна-ки – контроль угла и скольжения для выявления и ликвидации АР [5]. В результате исследований,

Ключевые слова: противоаварийная автоматика, ликвидация асинхронного режима, микропроцессорные устройства, испытания на электродинами-ческой модели.

автоматика

НАУКА



ориентированных на возможнос-ти современных программно-технических средств, в ОАО «Ин-ститут «Энергосетьпроект» был разработан алгоритм [4, 6], а в со-д ружестве с НПП «Энергоизмери-тель» (г. Москва) разработано и вы-пущено первое в РФ современное микропроцессорное устройство АЛАР-М, использующее прямые признаки выявления АР.

Устройство АЛАР-М (рис. 1) является альтернативой традиционным устрой-ствам ана логичного назначения и с 2000 г. успешно эксплуатируется в энергосистемах России (ОЭС Цен-тра, Северо-Запада, Юга, Урала, Сибири, Востока).

Особенности устройства АЛАР-М:•    простота  настройки  (не  требуется  предвари-

тельный анализ режимов сети);•    автоматическая блокировка при коротких замы-

каниях (КЗ) и коммутациях в сети (без необходи-мости выставления уставок блокирования) [6];

•    функционирование  не  зависит  от  нагрузки в месте установки;

•    может  быть  использовано  как  отдельное устройство, в сочетании «основное – резерв-ное», в группе из нескольких координирован-ных аналогичных устройств;

•    может быть использовано для защиты генера-торов от АР.

С целью разработки рекомендаций, опреде-ляющих область применения устройств автомати-ки выявления и ликвидации асинхронных режимов, Системным Оператором в период 2006–2008 гг. были инициированы комплексные испытания устройств АЛАР на цифро-аналоговом физическом комплексе ОАО «НИИПТ». (Отчёты по этим испытани-ям имеются в ОАО «СО ЕЭС».) Для целей испытаний была собрана электродинамическая модель энер-госистемы. В состав энергосистемы входили АЭС мощностью 1000 МВт, ГЭС мощностью 1000 МВт, ТЭС мощностью 300 Мвт, вставка постоянного тока ВПТ и крупная энергосистема, представленная шинами бесконечной мощности. Электрические станции примыкали к сети 330 кВ. Нагрузки энергосистемы включены на шинах станций и на подстанциях сети. Устройства АЛАР контролировали линию с двумя промежуточными узлами с нагрузками. Изменяя со-став генераторов, схему сети и параметры нагрузки, на модели создавали асинхронные режимы с раз-личным характером переходных процессов.

Во время испытаний по специально раз-работанной по заданию ОАО «СО ЕЭС» програм-ме на цифро-аналоговой физической модели

ОАО «НИИПТ» асинхронные режимы создавались при следующих аварийных возмущениях:•    однофазные КЗ с неуспешным ОАПВ линии;•    двухфазные КЗ с АПВ линии;•    двухфазные КЗ с неуспешным АПВ линии;•    двухфазные КЗ с отключением линии;•    двухфазные КЗ с отключением линии при отказе 

фазы выключателя и работе УРОВ;•    трехфазные КЗ с отключением линии;•    аварийные небалансы активной мощности с из-

менением частоты;•    каскадная последовательность нескольких ава-

рийных возмущений.Проверялась работа устройств при раз-

личном расположении ЭЦК на контролируемом участке по отношению к узлу установки устрой-ства и в режимах с реверсом перетока мощности по контролируемой линии. АЛАР-М успешно про-шёл все этапы испытаний.

В устройстве АЛАР-М предусмотрена ре-гистрация векторов напряжения и тока, которая автоматически запускается при срабатывании устройства. Специальная подпрограмма, входя-щая в состав поставки устройства, позволяет ис-пользовать регистрограммы, сохраняющиеся в памяти устройства, для последующего анализа работы АЛАР-М.

Ниже приведён ряд примеров, характеризу-ющих работу устройства АЛАР-М при испытаниях на электродинамической модели ОАО «НИИПТ».

Рис. 2. Расшифровка регистрограммы АЛАР-М. По левой

вертикальной оси отложена разность углов

напряжений по концам контролируемого участка.

По правой – номер сработавшего реле. Под осью

времени кроме её обозначения (t, c) приведён полный

набор уставок (см. [7]), использованный в данном

эксперименте.

На рис. 2 показана работа всех трёх ступеней устройства АЛАР-М в ситуации, когда короткое за-мыкание (КЗ) в энергосистеме привело к возник-новению АР с проворотами и качаниями угла. В мо-мент КЗ контролируемый угол перешел через 1800. Но при этом в соответствии с алгоритмом отстрой-

Рис. 1.

Общий вид устройства

АЛАР-М.

НАУКА

18 01 / Ноябрь 2010

ки от КЗ и коммутационных процессов [6] действие устройства оказалось заблокировано на время КЗ. В данном эксперименте скольжение положи-тельно (контролируемый угол нарастает), поэтому в устройстве срабатывают реле положительного скольжения: №№ 1, 3, 5. Длительность паузы после срабатывания реле была выбрана минимальной: 0,3 сек., чтобы показать возможность устройства реагировать на провороты, происходящие с ин-тервалом 0,4 сек. (4-й и 5-й провороты).

На рис. 3 показана работа устройства АЛАР-М в эксперименте с отрицательным скольжением кон-тролируемого угла. Срабатывают реле №№ 2, 4, 6. После работы всех трёх ступеней устройство вер-нулось в исходное состояние, а так как асинхрон-ный ход не прекратился, снова сработало реле № 2.

Рис. 3. Расшифровка регистрограммы АЛАР-М. Скольжение

отрицательное.

В другом эксперименте (рис. 4) в результате КЗ и затянувшейся паузы ОАПВ ток фазы А был от-ключён более 4 секунд. Этого времени оказалось достаточно, чтобы асинхронный ход начался и, су-дя по качаниям тока, произошло 4 проворота.

Рис. 4. Фазные токи эксперимента с затянутой паузой ОАПВ.

Если при этом в настройке устройства не указано «отключить проверку асимметрии тока», технологический алгоритм АЛАР-М забло-кирован имеющейся асимметрией тока.

Если настроен режим «отключить провер-ку асимметрии тока», АЛАР-М чётко отрабатыва-ет каждый проворот (рис. 5).

Рис. 5. Регистрограмма эксперимента с затянутой

паузой ОАПВ (рис. 4).

ВыводыПроведённые по инициативе ОАО «СО ЕЭС»

в 2006–2008 гг. комплексные испытания ус тройств АЛАР на цифро-аналоговом физическом комплек-се ОАО «НИИПТ» по специально разработанной программе показали, что устройство АЛАР-М:•   правильно срабатывает по выявлению за-

данного количества проворотов АР;•   надёжно выявляет наличие/отсутствие 

ЭЦК на контролируемом участке;•   не имеет ложных срабатываний;•   правильно срабатывает в условиях искаже-

ния формы синусоиды тока и напряжения;•   обеспечивает выявление АР 

в период затянутой паузы ОАПВ;•   обеспечивает защиту участков электропере-

дачи с промежуточным отбором мощности;•   надёжно блокируется на время всех ви-

дов КЗ и коммутационных переключений;•   надёжно работает в паре 

«основной – резервный».

Литература:1. Иофьев Б.И. Принципы построения устройства прекращения асинхронного режима//Электричес тво. – 1976. – № 9. – с. 6–11.2. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. Автоматика ликвидации асинхронного режима. – М.: Энергоатом издат, 1984.3. Бринкис К.А., Семёнов В.А. Селективная делительная защита при асинхронном ходе. Электрические станции, 1975, № 2, с. 66–68.4. Наровлянский В.Г. Современные методы и средства предотвра-щения асинхронного режима электроэнергетической системы. М., Энергоатомиздат, 2004, 359 с.5. Розенблюм Ф.М., Любарский Д.Р., Брухис Г.Л. и др. Устройство прекращения асинхронного хода. Патент 2002352 (РФ) от 30.10.1993.6. Наровлянский В.Г., Ваганов А.Б. Способ определения короткого замыкания в электроэнергетической системе. Патент № 2374733 от 27.11.2008.7. Наровлянский В.Г., Любарский Д.Р., Ваганов А.Б., Иванов И.А. Методические основы настройки микропроцессорного устройства ликвидации асинхронного режима АЛАР-М.//Сов-ременные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем. Сборник докладов Международ-ной научно-технической конференции (Москва, 7–10 сентя-бря 2009). Москва. Научно-инженерное информационное агентство.– 2009. – c. 562–568.


НАУКА


испытания, ввод в эксплуатацию

НАУКА

20 01 / Ноябрь 2010

Авторы:

к.т.н. В.Н. Козлов,

к.т.н. М.И. Петров,

«НПП Бреслер»,


The problems

of compensation

of capacitive current

network with isolated

neutral. The main

methods used to build

automation control

arcing reactors, including

the most promising

way to implement

microprocessor – the

frequency of free oscillation

circuit zero-sequence

network.

Keywords: Single-phase

ground fault, arcing reactor

resonance circuit zero

sequence network, the

detuning compensation,

the natural oscillations

of the circuit.

дугОгАСящИе КАтушКИ И АвтОМАтИКА упРАвленИя ИМИРассмотрены вопросы компенсации емкостного тока сети с изолирован-ной нейтралью. Приведены основные способы, используемые для построе-ния автоматики управления дугогасящими реакторами, в том числе наибо-лее перспективный способ для микропроцессорной реализации – по частоте свободных колебаний контура нулевой последовательности сети.

Наиболее частым видом повреждения ли-ний электропередач (ЛЭП) являются однофазные короткие замыкания на землю (ОЗЗ). С целью по-вышения надежности снабжения потребителей при ОЗЗ используется режим работы сети с изо-лированной нейтралью. Если через точку ОЗЗ протекают приемлемые токи, не вызывающие по-вреждения, то не требуется немедленное отклю-чение линии и такой режим ее работы может быть сохранен достаточно долго. Токи через точку за-мыкания в таких сетях определяются в основном емкостью линии относительно земли. С изолиро-ванной нейтралью работает основное количество распределительных сетей 6…35 кВ.

ЛЭП бывают воздушные и кабельные. От-носительно земли они (рис. 1) представляют собой емкости фаз, шунтированные сопро-тивлениями изоляции. Воздушные ЛЭП имеют величину емкости порядка 0,01…0,05 мкФ/км, кабельные – 0,2…0,5 мкФ/км [1]. Поэтому ем-костные токи, протекающие через точку замы-кания при ОЗЗ, в кабельных линиях на поря-док больше, чем в воздушных. Соответственно, и тяжесть аварии для кабельных линий суще-ственно выше, чему способствуют и их кон-структивные особенности.

Большие токи приводят к возникновению дуги в месте ОЗЗ. Дуга в кабельных линиях вызы-вает расплавление изоляции и переход однофаз-ного замыкания в междуфазное, причем не толь-ко в поврежденном кабеле, но и других кабелях при их прохождении в одном кабельном канале. В результате, последствие дуги – тяжелая сете-

вая авария с дорогостоящим и длительным вос-становлением работоспособности.

Еще одна неприятность, обусловленная про-боем изоляции фазы линии при ОЗЗ – возникнове-ние перенапряжения, при котором напряжения в неповрежденных фазах сети кратковременно увеличиваются в 2…4 раза. Это может привести к пробою изоляции неповрежденных фаз сети и подключенного к ней электрооборудования. Осо-бенно критичны к перенапряжениям электродви-гатели, изоляция которых имеет меньшие запасы по пробивному напряжению, чем у кабелей.

Активное сопротивление изоляции фаз на два порядка больше емкостного сопротивле-ния, поэтому ток в месте замыкания носит в основ-ном емкостной характер, что позволило Петерсо-ну в 1916 году [2] предложить компенсировать его за счет индуктивного тока, создаваемого специ-ально установленной дугогасящей катушкой (ДГК). Вместо термина «дугогасящая катушка» часто ис-пользуют термин «дугогасящий реактор» (ДГР).

Для того чтобы не устанавливать три ДГК в каждую фазу сети, используется схема с одной ДГК, подключаемой между землей и нейтралью сети. Если нейтраль генератора или силового трансформатора сети недоступна, используется другой нейтралеобразующий трансформатор – TN на рис. 1. Это может быть трансформатор, спе-циально изготовленный для такой задачи, или трансформатор собственных нужд подстанции с выведенной нейтралью первичных обмоток. Необходимо, чтобы трансформатор имел допол-нительную вторичную обмотку, соединенную в замкнутый треугольник для обеспечения мало-го собственного сопротивления токам нулевой последовательности. Часто такой трансформа-тор называют «фильтр нулевой последователь-ности». При ОЗЗ токи замыкания протекают через ДГК и нейтраль системы, то есть являются токами нулевой последовательности. Поэтому путь про-текания тока часто называют «контуром нулевой последовательности» сети (КНП).

Ключевые слова: однофазные короткие замыкания на землю, дугогасящий реактор, резонанс, контур нуле-вой последовательности сети, расстройка ком-пенсации, собственные колебания контура.


удК 621.317.737

НАУКА


На рис. 1 приведена схема замещения сети в режиме ОЗЗ. Индуктивность ДГК подбирается из условия равенства (компенсации) индуктив-ной составляющей ее тока и емкостного тока се-ти. Таким образом, при полной компенсации ток в точке ОЗЗ равен активной составляющей тока ДГК и называется остаточным (не скомпен-сированным) током замыкания, а входное сопро-тивление КНП становится чисто активным.

Режим работы цепи, содержащей реактив-ные элементы, при котором ее сопротивление оказывается чисто активным, называется резо-нансом [3]. Соответственно, заземление нейтра-ли сети через ДГК называют «резонансным за-землением нейтрали».

Отклонение какого-либо параметра от за-данной величины называют расстройкой. В ка-честве такого параметра обычно выбирают тот, который зависит от элементов цепи и не зависит от режима ее питания. Для характеристики ре-зонанса в КНП таким параметром является реак-тивное сопротивление или реактивная проводи-мость сети, а поскольку компенсации подлежит емкостная проводимость BC, то расстройку ком-пенсации относительно этой проводимости определяют как

.

Умножив числитель и знаменатель на на-пряжение между землей и нейтралью сети (на-пряжение на нейтрали сети), это выражение можно привести к виду

где IC – емкостной ток цепи, IL – ток дугогася-щей катушки. Расстройка компенсации является ве-личиной безразмерной и обычно измеряется в %. Физически расстройка характеризует не скомпен-сированную долю емкостного тока сети. При недо-компенсации (емкостной ток превышает индуктив-ный) υ>0, при перекомпенсации (индуктивный ток превышает емкостной) υ<0, при резонансе υ=0.

Непосредственное измерение проводи-мостей или емкостного тока затруднительно, поэтому факт настройки на резонанс КНП опре-деляют косвенными методами. Наиболее извест-ные из этих методов – экстремальный и фазовый. Первый основан на прохождении кривой напря-жения на нейтрали сети через максимум при ре-зонансе. Второй – на изменении знака угла этого напряжения относительно базового вектора.

Величиной, контролируемой при любом способе настройки ДГР, является напряжение на нейтрали сети. Измеряется это напряжение с помощью измерительного трансформатора напряжения секции шин на выводах обмотки, включенной в разомкнутый треугольник. Слож-

(1)

Рис. 1.

Схема замещения сети.


НАУКА

22 01 / Ноябрь 2010

ность обработки этого напряжения заключается в его малой (в идеале нулевой) величине в нор-мальном режиме работы сети. Для воздушных сетей напряжение на нейтрали главным обра-зом определяется несимметрией фаз линии от-носительно земли. Констатируя этот вынужден-ный факт, ПУЭ допускает работу сети с уровнем напряжения смещения нейтрали до 15 % от фаз-ного напряжения. В кабельных линиях несим-метрия фаз мала, и измеряемая величина на-пряжения имеет величину десятки мВ, причем определяется оно, главным образом, шумами (помехами), наводимыми в КНП. Данные шумы представляют собой высокочастотные состав-ляющие, порожденные работой оборудования, в основном это третья гармоника и гармоники, кратные основной частоте.

Экстремальный способ настройки ДГРПринято считать, что в сети всегда имеется

естественная несимметрия, которая определяет-ся небалансом фазных проводимостей изоляции (рис. 1). Поскольку активное сопротивление изо-ляции существенно больше ее емкостных состав-ляющих, коэффициент, характеризующий есте-ственную несимметрию, записывается как

.Напряжение естественной несимметрии

UHC и напряжение на нейтрали компенсирован-ной сети определяются из выражений:

;

,где υ – расстройка компенсации, а вели-

чину d, обратную добротности контура Q, назы-вают затуханием контура или коэффициентом успокоения сети [4].

Последняя формула показывает, что напря-жение на нейтрали реальной сети имеет макси-мальное значение при расстройке компенсации, т. е. в точке резонансной настройки, и стремится к нулю при увеличении независимо от ее знака.

Все шумы в напряжении нулевой последова-тельности, с частотой, кратной основной гармонике, при резонансе в КНП также достигают своего макси-мума. В итоге суммарное напряжение, измеряемое на нейтрали, особенно для воздушных и воздушно-кабельных линий, достигает нескольких вольт.

В сетях с хорошим качеством изоляции до-бротность КНП находится в пределах 15…30. Поэто-му зависимость

или имеет ярко выраженный экстремум – рис. 2. Дан-ный факт легко использовать для нас тройки КНП в резонанс.

Рис. 2. Амплитудная и фазовая характеристики, снятые

автоматическим регулятором ДГР «Бреслер-0117.60».

Однако, несмотря на простоту реализации, экстремальный принцип не получил широкого распространения для построения регуляторов ДГР. Объясняется это рядом причин:•   напряжение на нейтрали изменяется не  толь-

ко при изменении параметров сети, но и при изменении нагрузки, что вынуждает включать привод регулятора и проверять нахождение в точке резонанса;

•   невозможно при изменении UN заранее опре-делить, в какую сторону необходимо изменять индуктивность ДГР;

•   при больших значениях расстройки компенса-ции автоматический регулятор не может вы-вести ДГР в резонансный режим, так как кри-вая изменения напряжения (красная линия на рис. 2) имеет пологий участок;

•   из-за  малого  уровня  естественной  несимме-трии невозможна работа в кабельных сетях;

•   в сетях с резистивным заземлением нейтрали резонансная кривая становится пологой, и тре-буется очень высокая чувствительность регу-лятора для сохранения работоспособности.

Следует также отметить, что плунжерные ДГР не рассчитаны на частое включение привода. Поэтому обязательным требованием к их автома-тике управления является включение привода только при выходе расстройки за заданные преде-лы и выполнение настройки за одно включение.


НАУКА


Фазовый способ настройки ДГРНаиболее распространенным является фа-

зовый способ определения расстройки компен-сации сети. Способ основан на контроле угла век-тора напряжения на нейтрали сети относительно базового вектора, угол которого не зависит от ре-жима сети. Обычно в качестве базового принима-ется вектор линейного напряжения.

Метод применяется исключительно в сетях с искусственной несимметрией сети. Такая ситу-ация объясняется тем, что суммарная величина естественной несимметрии и шумов постоянно меняет свой угол в зависимости от режима работы сети и ее конфигурации. Для достижения приемле-мой точности величина искусственной несимме-трии должна на порядок превышать естественную несимметрию. Поэтому метод применяется преи-мущественно в кабельных сетях [5].

Напряжение искусственной несимметрии может быть создано любым доступным способом: подключением к фазе сети высоковольтного кон-денсатора; асимметрированием фазных обмоток нейтралеобразующего трансформатора TN ДГР; введением в нейтраль сети сигнала от внешнего ис-точника [5]. В любом случае это весьма затратное, малонадежное и нежелательное мероприятие.

Методу присущ целый ряд недостатков:•   необходимость смещения нейтрали, 

от величины которого зависит точность;•   работоспособность лишь при небольших 

значениях расстройки компенсации, так как далее кривая

становится пологой (рис. 2);

•   зависимость напряжения 3UN от добротности Q КНП;

•   практическая неработоспособность метода в низкодобротных сетях из-за слабой зависимости фазы напряжения 3UN от степени расстройки компенсации (рис. 3).

Рис. 3. Реальные амплитудная и фазовая

характеристики, снятые автоматическим регулятором

ДГР «Бреслер-0117.60», для низкодобротного контура.

Способ настройки ДГР по частоте соб-ственных колебаний КНП

Любые возмущения в контуре нулевой по-следовательности, связанные с перераспределе-нием энергии между индуктивностью и емкостью контура, приводят к возникновению в контуре свободных колебаний. Величиной изменения энергии в процессе колебаний определяются ве-личины свободных составляющих тока и напряже-ния нулевой последовательности. В то же время, из курса ТОЭ [3] известно, что частота и время зату-хания свободных колебаний, возникающих в кон-туре, определяются только параметрами контура и не зависят от величины и характера возмущаю-щего воздействия. Этот факт можно использовать для определения параметров КНП, а следователь-но, и для настройки ДГР [6, 7].

Естественными возмущениями являются: подключение (отключение) фидера; загорание (погасание) дуги при ОЗЗ; изменение емкости сети при ОЗЗ и др. Однако для постоянного кон-троля параметров КНП колебания должны соз-даваться устройством контроля, а естественные возмущения носят случайный характер.

В случае, когда в сети установлен ДГР, та-кие возмущения легко создать путем изменения энергии реактора, которая определяется сум-марным током, протекающим через его обмотки. Например, можно изменить энергию реактора за счет подачи (инжекции) тока в дополнитель-ную (или измерительную) обмотку (рис. 4). При этом свободные колебания возникают как в мо-мент подачи импульса, так и в момент его снятия. Однако схемы замещения КНП сети в этих режи-мах различны.

Рис. 4. Принцип инжекции тока в измерительную обмотку ДГР.

В схеме рис. 5 а присутствуют параметры генератора импульсов тока (G) и измерительной обмотки ДГР. При изменении зазора в сердечни-ке ДГР изменяется индуктивность рассеяния, сле-довательно, и параметры измерительной обмот-ки, которая у различных типов ДГР по-разному расположена относительно зазора. Возникает


НАУКА

24 01 / Ноябрь 2010

также воп рос о форме, интенсивности и дли-тельности инжектируемого тока. Очевидно, что схема рис. 5, б предпочтительнее для измере-ний, она проще и в ней отсутствуют параметры измерительной обмотки и источника возмуще-ния. После преобразования эта схема сводится к схеме замещения рис. 6. В качестве наблюдае-мой величины используется нап ряжение на ней-трали сети UN.

Рис. 5 а. Схема замещения сети при воздействии источника

наложения.

Рис. 5 б. Схема замещения сети при отсутствии

источника наложения.

Рис. 6. Расчетная схема замещения сети.

Следующий важный момент – как выде-лить свободные колебания наблюдаемой вели-чины. Интенсивность этих колебаний опреде-ляется величиной энергии, внесенной в КНП. В целом, напряжение UN состоит из напряжения несимметрии фазных величин и шумов, созда-ваемых сетью и работающим оборудованием. Казалось бы, что чем больше эти составляющие, тем больше энергии в КНП надо вносить, чтобы повысить интенсивность свободных колебаний для их различимости на общем фоне. Однако это требование резко ослабляется при приме-нении современных методов обработки сигна-лов. Например, на рис. 7 приведена осцилло-грамма UN, снятая при работе автоматическим регулятором ДГР «Бреслер-0107.060». Осцилло-

грамма разбита на три участка: 1 – до момента инжекции тока; 2 – в момент инжекции тока; 3 – после прекращения действия накладываемого импульса тока. Визуально трудно найти разли-чия кривой UN на этих участках, т. е. инжектиру-емый ток не велик и не приводит к заметному изменению напряжения на нейтрали сети. Тем не менее, микропроцессорный терминал поз-воляет совместить осциллограммы 1-го и 3-го участков и найти разностный сигнал (рис. 8), ко-торый и является напряжением свободных ко-лебаний – UN, св.

Рис. 7. Рабочая осциллограмма автоматического

регулятора «Бреслер-0107.060».

Рис. 8. Выделенная свободная составляющая.

Теперь, имея кривую свободных колебаний, можно перейти к основной задаче автоматическо-го регулятора ДГР – определения и поддержания заданной расстройки КНП. Выражение (1) можно преобразовать к виду, характеризующему влия-ние частоты на величину расстройки:

.Из решения дифференциального уравнения

для схемы рис. 6 можно получить выражение для свободной составляющей напряжения на нейтра-ли сети в виде

(2)

Козлов владимир

николаевич –

родился 15.08.1952 г.

Окончил Чувашский

государственный

университет

им. И.Н. Ульянова

в 1975 г., кафедра

«Электрические аппараты».

В 1985 г. защитил

кандидатскую диссертацию

в Ленинградском

политехническом

институте на тему

«Комплексная защита

судовых генераторов».

Доцент каф.

«ТОЭРЗА» Чувашского

госуниверситета,

главный конструктор

ООО «НПП Бреслер».


НАУКА


петров Михаил

Иванович – родился

07.10.1956 г.

Окончил Чувашский



им. И.Н. Ульянова

в 1979 г., кафедра

«Электроснабжение

промышленных

предприятий». В 1994 г.

защитил кандидатскую

диссертацию в Московском

энергетическом

институте на тему

«Совершенствование

средств компенсации

емкостных токов

замыкания на землю».

Доцент кафедры «ЭСПП

им А.А. Федорова»

Чувашского

госуниверситета,

главный специалист

по режимам нейтрали

ООО «НПП Бреслер».


,

где величины U0 и θ определяются состо-янием схемы в момент прекращения инжекции тока (начало участка 3 на рис. 7), а частота и коэффициент затухания свободных колеба-ний определяются корнями характеристическо-го уравнения

.

Следовательно

,

где

резонансная частота идеального (без потерь) резонансного контура.

Можно выразить через добротность кон-тура Q или коэффициент успокоения сети d

.Соответственно выражение для примет вид

,из которого видно, что, например, при доброт-ности Q=10

,

т.е. отличие составляет 0,25%.

Таким образом, несмотря на то, что < и только при отсутствии потерь в контуре ( =0)

= , даже в контурах средней добротности, можно, без значительных ошибок, использовать для вычисления расстройки по выражению (2) зна-чение вместо .

Однако в последнее время все большее распространение получает комбинированный способ заземления нейтрали – с установкой заземляющего резистора параллельно ДГР. Доб ротность таких сетей составляет порядка 2…10. Кроме того, современные микропро-цессоры имеют достаточный вычислительный ресурс. Поэтому нет необходимости прибе-гать к упрощенным способам вычисления рас-

стройки КНП сети, тем более что величина за-тухания контура легко определяется [3] как

,где напряжения U1 и U2 берутся из кривой рис. 8 через интервал времени, равный Tсв.

Зная величины и сети, микропроцес-сорное устройство способно решать разноо-бразные задачи:•   управления ДГР с целью поддержания 

заданного уровня расстройки;•   определения емкостного тока (или емкости) сети;•   контроля изоляции секции шин под 

рабочим напряжением и др.

Выводы1. Экстремальный и фазовый способ управления

ДГР сети имеют много недостатков и не соот-ветствуют современным требованиям.

2. Наиболее перспективным является способ нас тройки ДГР с использованием частоты сво-бодных колебаний сети.

3. Современная микропроцессорная техника не требует прибегать к значительному смеще-нию напряжения на нейтрали сети и упрощен-ным формулам расчета ее состояния.

4. Микропроцессорная реализация способа кон-троля свободных колебаний сети позволяет ре-шать разнообразные задачи постоянного мони-торинга состояния сети.

Литература:1. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 2. Электротехни-

ческие изделия и устройства/Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. (гл. ред. И. Н. Орлов) – 9-е изд., стер. – М.: Издательство МЭИ, 2003. – 518 с.

2.   Petersen W., Neutralizing of ground fault current and suppression of ground fault arcs through the ground fault reactor, E. T.Z., 1919.

3. Атабеков Г. И. Теоретические основы электротехники: В 3-х ч. Ч. 1. Линейные электрические цепи. Учебник для вузов. – 5-е изд., испр. и доп. – М.: Энергия, 1978. – 592 с. ил.

4. Лихачев Ф. А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. – М.: Энер-гия, 1971, – 152 с. с ил.

5. Миронов И. Дугогасящие реакторы 6–35 кВ. Автоматическая компенсация емкостного тока//Новости ЭлектроТехники. – 2007. – № 3 (45). – С. 62–65.

6. Патент РФ № 2321132. Способ настройки компенсации емкостных токов замыкания на землю в электрических сетях/В. Ф. Ильин, М. И. Петров, И. В. Соловьев.- Опубл. в Б. И. № 9, 2008.

7. Козлов В. Н., Ильин В. Ф. Дугогасящие реакторы в сетях 6–35 кВ. Реализация метода автоматического управле-ния./Новости ЭлектроТехники. – 2008. – № 2 (50). – С. 92–94.

НАУКА

26 01 / Ноябрь 2010

оперативный ток

Авторы:

к.т.н. Галкин И.А.,

к.т.н. Шаварин Н.И.,

Иванов А.Б.

ООО НПП «ЭКРА»,

г.Чебоксары

Реле КОнтРОля уРОвня СОпРОтИвленИя ИзОляцИИ пОлюСОв Сетей пОСтОяннОгО тОКА типа РКИ-ЭСодержится анализ связи параметров сети оперативного постоянного тока и ложным срабатыванием устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА). Приведена структурная схема реле контроля изоляции сетей постоянного тока ООО НПП «ЭКРА» типа РКИ-Э, позволяющего совместную работу со стандартной схемой контроля изоляции. Приведены основные технические данные реле РКИ-Э.

Для контроля уровней сопротивлений изо-ляции полюсов сети оперативного постоянного то-ка (СОПТ) в случаях, когда не требуется определять соп ротивления изоляции отдельных присоедине-ний, часто применяется стандартная схема контро-ля изоляции на основе Т-образного моста, два плеча которого составляют резисторы с сопротивлением 1 кОм и потенциометр П2ДС, а третье плечо – элек-тромеханическое реле постоянного напряжения типа РН-51/32. Однако данная схема обладает малой чувствительностью и не позволяет определить в ав-томатическом режиме сопротивление при симме-тричном ухудшении изоляции [1]. Также нашли при-менения полупроводниковые устройства контроля изоляции УКИ-2, УКИ-3 и УКИ-М, а в последнее время микропроцессорные реле контроля изоляции IR125, IR145, IR425 (фирма Bender), РКИ-2–300 (группа ком-паний «Полигон»), РК-30 («Электросбыт») и т. д. Эти устройства позволяют определить в автоматиче-ском режиме как несимметричное, так и симме-тричное ухудшения сопротивлений изоляции. Они отличаются по характеристикам и принципам изме-рения и обладают высокой чувствительностью. Ди-апазон уставок определений сопротивлений изоля-ций полюсов сети оперативного постоянного тока относительно «земли» составляет 10…200 кОм, что удовлетворяет современным требованиям. Вну-треннее сопротивление полюсов этих реле относи-тельно «земли» составляет 100…200 кОм.

Наличие схемы контроля изоляции может явиться источником ложной работы устройств релейной защиты [2], особенно в тех случаях, ког-да устройство контроля изоляции инжектирует в контролируемую сеть ток более 2 мА.

При использовании реле контроля изоля-ции, например Bender, приходится исключать при-менение стандартной схемы контроля изоляции или других элементов, включенных между каждым полюсом СОПТ и «землей», например, выравниваю-щих резисторов или вольтметров, так как они для этого реле являются элементами с «поврежден-ной изоляцией». Исключение из СОПТ стандартной схемы контроля изоляции на основе Т-образного моста или низкоомных выравнивающих резисто-ров повышает вероятность ложного срабатывания устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА). Данное утверждение основыва-ется на проведённом анализе схемы замещения СОПТ (рис. 1), где RД+ и RД- – сопротивление вырав-нивающих резисторов, Rизол+ и Rизол- – сопротив-ление изоляции соответственно положительного и отрицательного полюсов СОПТ относительно «земли», С+ и С- – емкости полюсов соответственно положительного и отрицательного полюсов СОПТ, Rвх – сопротивление обмотки реле повторителя, например, газовой защиты или входа платы дис-кретных сигналов 2, 3 – сухие контакты.

До замыкания на «землю» входа платы дис-кретных сигналов напряжение на положительном полюсе сети относительно «земли»U+ = UАБ · (Rизол+ // RД+) / (Rизол+ // RД+ + Rизол– // RД–),напряжение на отрицательном полюсе сети отно-сительно «земли»U– = UАБ · (Rизол– // RД–) / (Rизол+ // RД+ + Rизол– // RД–),где UАБ – напряжение на аккумуляторной батарее. При этом напряжение на входе платы дискретных сигналов Uвх=0. При сопротивлении изоляции, на-

Ключевые слова: сеть оперативного постоянного тока, устройства релейной защиты и противоава-рийной автоматики, реле контроля сопро-тивлений изоляции.

галкин Игорь

Александрович – родил-

ся 23 июня 1952 года;

в 1974 году окончил

Чувашский государ-

ственный университет

им. И.Н.Ульянова, ка-

федра «Техника высоких

напряжений». В 1988 году


диссертацию на тему

«Индукторные системы

для магнитно-импульсной

обработки металлов»

в Омском политехниче-

ском институте, кандидат

технических наук;

инженер-конструктор

ООО НПП «ЭКРА».

НАУКА



пример, Rизол+=100 кОм, Rизол–≥10 МОм и сопротивлении выравнивающих ре-зисторов RД+=RД–=200 кОм напряжения U+=55 В, U–=165 В при напряжении на ак-кумуляторной батарее UАБ=220 В.

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

При замыкании на «землю» пла-ты дискретных сигналов напряжение на входе платы в момент замыкания скачком увеличивается до значения 165 В, а затем с постоянной времениt = 2 · C · (Rизол+ // RД+ // Rизол– // RД– // Rвх)уменьшается до величиныUвх = UАБ · (Rизол– // RД– //Rвх) / (Rизол+ // RД+ //Rизол– // RД– //Rвх).

Например, при сопротивлении Rвх =50 кОм напряжение на входе платы после завершения переходного процес-са составит Uвх=82 В. При емкости сети С=10 мкФ постоянная времени составит t=0,5 секунды, что достаточно для лож-ного срабатывания РЗА. Очевидно, что чем меньше величина выравнивающего сопротивления, тем меньше величина напряжения на дискретном входе при замыкании его на «землю».

Рис. 2. Осциллограмма напряжений на отрицательном полюсе сети (1) и выходе (2) платы дискретных сигналов при замыкании на «землю» при Rизол+=100 кОм , Rизол–≥10 МОм, Rд+ =Rд– =200 кОм, С=10 мкФ, UАБ=220 В.

На рис. 2 приведены осциллограм-мы напряжений на отрицательном по-люсе сети (1) и выходе (2) платы дискрет-ных сигналов при замыкании на землю входа платы для одного из случаев.

При сопротивлении выравни-вающих резисторов Rд+=Rд– =10 кОм и тех же величин соп ротивлений изо-ляции и напряжении аккумуляторной батареи напряжение на входе платы в момент замыкания составит 115 В, что недостаточно для ложного сраба-тывания платы дискретных сигналов.

Необходимо отметить, что стан-дартная схема контроля изоляции об-ладает малым (примерно 9 кОм) вну-тренним сопротивлением каждого полюса относительно «земли», поэтому ее применение снижает вероятность ложного срабатывания устройств ре-лейной защиты и противоаварийной автоматики РЗА в СОПТ.

В ООО НПП «ЭКРА» разработан способ определения сопротивлений изоляций сети постоянного тока с изо-лированной нейтралью и устройство для определения присоединений с по-врежденной изоляцией [3], на основе которого разработано реле контроля изоляции РКИ-Э. Реле предназначено для контроля уровня сопротивлений изоляции полюсов сети оперативного постоянного тока относительно «зем-ли», определения полярности повреж-денного полюса и выдачи выходного сигнала при снижении сопротивле-ния изоляции ниже допустимого зна-чения и позволяет совместную работу со стандартной схемой контроля со-противлений изоляции СОПТ.

Структурная схема реле контро-ля изоляций сетей постоянного то-ка РКИ-Э, включенного в сеть опера-тивного тока со стандартной схемой контроля изоляции, пред ставлена на рис. 3. На рисунке: 1, 2 – делители напряжения; 3 – усилители; 4 – микро-контроллер; 5 – датчик тока; 6 – пре-образователь напряжения; 7 – элек-тромагнитное выходное реле; 8, 9, 10 – управляемые ключи; 11 – пере-ключатель; 12, 13 – светодиоды; R1, R2, R3  и  K  –  стандартная  схема  контроля изоляции.

Рис. 3. Структурная схема реле контроля изо-

ляций сетей постоянного тока РКИ-Э,

включенного в сеть оперативного тока со

стандартной схемой контроля изоляции.

Работа реле РКИ-Э основана на измерении напряжений на поло-жительном U+ и отрицательном U– по-люсах сети постоянного тока отно-сительно «земли» при поочередном подключении к полюсам сети делите-ля напряжения 2 с помощью управляе-мых ключей 8 и 9. Одновременно с по-мощью датчика тока 5 производится измерение  токов  I+  и  I– через прово-дник, соединяющий реле и шину «РЕ» при замыкании ключей 8 и 9 соответ-ственно, а также измерение с помо-щью делителя 1 напряжения U0 между полюсами сети постоянного тока.

Микроконтроллер произво-дит определение знака поврежден-ного полюса сети постоянного тока, а также вычисление на основе изме-ренных значений U+, U–,  I+,  I– и U0 пол-ного сопротивления изоляции Rэкв по формулеRэкв = (U0 – U+ – U–) / |I+ – I–|.

При снижении сопротивления изоляции менее величины уставки, задаваемой переключателем 11, ми-кроконтроллер подает сигнал на за-мыкание контактов выходного элек-тромагнитного реле (замыкание клемм 11–14 и 21–24). Одновременно зажига-ется светодиод на лицевой панели ре-ле, указывающий полярность повреж-денного полюса сети. Питание реле осуществляется от клемм А1 и А2.

Отличительной особенностью реле РКИ-Э является то, что элементы, подключенные к клемме «КЕ», не яв-ляются для реле элементами с «по-врежденной» изоляцией.

НАУКА

28 01 / Ноябрь 2010

В тех случаях, когда существующая схема контроля изоляции отсутствует, между каждым полюсом сети оперативного тока и клеммой «КЕ» необходимо включить резисторы сопротивлени-ем 10 кОм С 5–35 В–50 Вт. Схема подключения реле в этом случае приведена на рис. 4.

Рис. 4. Схема подключения реле РКИ-Э в случае отсутствия

стандартной схемы контроля изоляции.

Диаграмма работы реле РКИ-Э представле-на на рис. 5. Временная задержка на включение сигнализации при ухудшении изоляции состав-ляет 5 секунд.

Рис. 5. Диаграмма работы реле РКИ-Э.

Основные технические данные реле типа РКИ-Э

Напряжение питания . . . . . . . . . 170…250 В пост. токаНапряжение контролируемой сети постоянного тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .170…250 ВДиапазон уставок сопротивлений изоляции полюсов сети относительно «земли» . . . . . . . . . . . . . . . . . .10…200 кОмПогрешность уставки срабатывания, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 %Потребляемая мощность по цепи питания . . . . . .1 Вт

Максимальное время цикла измерений . . . . . .10 сек.Внутреннее сопротивление реле между зажимами каждого полюса и «землей» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .не более 30 кОмМаксимальная емкость полюсов относительно «земли» . . . . . . . . . . . . не более 100 мкФОпределение знака полюса с пониженной изоляцией . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . естьКоличество и тип контактов выходного реле . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 переключающихМаксимально коммутируемое напряжение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .250 В АСМаксимальный коммутируемый ток при активной нагрузке . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5 АСтепень защиты реле:•   по корпусу . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . IP40•  по клеммам . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . IP20Диапазон рабочих температур . . . . . . . . . . . .0° ÷ +55° СТемпература хранения. . . . . . . . . . . . . . . . . .–40° ÷ +60° СОтносительная влажность, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 % при 25° СМаксимальное напряжение между цепями питания и контактами реле при частоте напряжения 50 Гц в течение 1 мин. . . . . . . . . . . . . . . .2 кВРежим работы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . круглосуточныйГабаритные размеры . . . . . . . . . . . . . . . . . 100×115×45 ммМасса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,5 кг

Реле выпус-кается в унифици-рованном пласт-массовом корпусе с передним присо-единением прово-дников. Крепление о с у щ е с т в л я е т с я на монтажную рейку

DIN EN 50022. Конструкция клемм обеспечивает надежный зажим проводов сечением до 2,5 мм2. На лицевой панели реле расположены переклю-чатель для задания уставки сопротивления изо-ляции полюсов, индикаторы работы реле и по-лярности поврежденного полюса сети.

Литература:1. Беркович М.А., Семенов В.А. Основы техники и эксплуатации

релейной защиты. 3-е изд., доп. – М.: Госэнергоизд.,1960.-480 с.: ил.

2. Гельфанд Я.С. Релейная защита распределительных сетей.-2-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат,1987.-368 с.: ил.

3. Патент РФ № 2381516. МПК G01 R27/18. Способ определе-ния сопротивлений изоляции присоединений в сети по-стоянного тока с изолированной нейтралью, устройство для его осуществления и дифференциальный датчик для его устройства/Алимов Ю. Н., Галкин И. А., Шаварин Н. И. опубл. 10.02.2010 (приоритет от 16.07.2008).

шаварин николай

Иванович – родил-


в 1977 году окончил Чу-

вашский государственный

университет им. И.Н. Улья-

нова, кафедра «Электро-

привод и автоматизация

промышленных устано-

вок и технологических

комплексов». В 1987 году


диссертацию на тему

«Разработка цифровой

системы управления

тиристорным преобразо-

вателем» в Московском

энергетическом институте,

кандидат технических

наук; заведующий отделом

НКУ ООО НПП «ЭКРА».

Иванов Алексей

борисович – родил-


в 2007 году окончил



им. И.Н. Ульянова,

кафедра «Вычислитель-

ные машины, комплек-

сы, системы и сети»,

инженер-программист



НАУКА



Автор:

к. т. н. Силаев Ю.М.,

член НП «СРЗАУ»,

г. Москва

СпецИфИчеСКИе пРОблеМы ЭлеКтРОМАгнИтнОй СОвМеСтИМОСтИ в СИСтеМе ОпеРАтИвнОгО пОСтОяннОгО тОКАСистема оперативного постоянного тока (СОПТ) представляется состоящей из двух распределенных и сильно связанных подсистем – энергетической и информационной. На основе этого представления анализируются специфические проблемы электромагнитной совместимости и рассматриваются возможные пути их решения.

Принципы выполнения и схемотехни-ческие решения современных СОПТ сложи-лись применительно к задачам электроснабже-ния приводов высоковольтных выключателей и электромеханических устройств релейной за-щиты и автоматики.

Своеобразие СОПТ состоит в том, что в от-личие от других систем электроснабжения функ-ция ее потребителей – преобразование ин-формации, а не энергии, причем информации, жизненно важной для управляемого объекта. И это отражено в названии системы прилага-тельным «оперативный».

Состав потребителей СОПТ строго регла-ментирован. Это – цепи управления высоко-вольтными выключателями, устройства релей-ной защиты, противоаварийной автоматики, а также сигнализации. Из энергетических потре-бителей допускается подключать к СОПТ только устройства аварийного освещения и механизмы, необходимые в аварийных ситуациях.

На рис. 1 показана упрощенная схема си-стемы оперативного постоянного тока. Эту си-стему можно представить в виде двух подси-стем – энергетической и информационной.

В первую из них входят источник энергии – сеть собственных нужд объекта, преобразова-тели напряжения AC/DC, аккумуляторная бата-рея АБ, щит постоянного тока ЩПТ с секциями (ШУ1, ШУ2 и другие), распределительная сеть постоянного тока – кабельные линии и шкафы распределения оперативного тока (ШРОТ). Ин-формационную подсистему представляют логи-ческие и исполнительные части релейных защит и автоматики.

Обе подсистемы являются распределен-ными и сильно (гальванически) связаны между собой. Действительно, энергия должна дойти непосредственно до каждого реле и контакта, а в информационной подсистеме все без исклю-

чения сигналы проходят через распределитель-ную сеть, ЩПТ и аккумуляторную батарею. С этой точки зрения интересно сравнить элемент ин-формационной подсистемы СОПТ с классиче-ской системой передачи информации (рис. 2).

Элемент информационной подсисте-мы СОПТ (рис. 2 а) предельно прост. Контакты S1 и S2 одновременно выполняют логическую функцию и являются передатчиком информа-ции, коммутируя энергию постоянного тока в контуре «АБ – провод – контакты – провод – об-мотка реле – провод – АБ». Этот контур является каналом связи, роль приемника информации вы-полняет реле К.

В классической системе передачи инфор-мации (рис. 2 б) функции разделены. Это услож-няет систему, но позволяет оптимизировать каж-дую из функций по своему критерию.

На рис. 1 показаны варианты схем соеди-нений (каналов связи) в информационной под-системе СОПТ. Часть из этих каналов начинается и заканчивается в пределах одного шкафа (S1 – К1, S5 – К2), передатчики и приемники других ка-налов установлены в разных шкафах (S2 – К3, S3 – К4), получают питание от одного из шкафов. Возможен и такой вариант соединения, когда пе-редатчик (логическая схема) и полюсы питания разнесены по разным шкафам (S4 – S6 – К5).

Рассмотрим электромагнитную совмести-мость элементов информационной подсистемы с энергетической подсистемой СОПТ, управляе-мым объектом и между собой.

По всем каналам связи в информацион-ной подсистеме передаются только два вида сигналов – логические нуль (контакт разом-кнут) или единица (контакт замкнут). В нор-мальном режиме работы управляемого объек-та подавляющее большинство сигналов – это логический нуль. Искажение этого сигнала по-мехой (замена на единицу) может привести

НАУКА

30 01 / Ноябрь 2010

к ложному срабатыванию релейной защиты или автоматики. В аварийных режимах сравнительно редко и крат-ковременно появляются логические единицы, но искажение этого сигнала помехой (замена на нуль) чревато от-казом релейной защиты или противо-аварийной автоматики, ущерб от кото-рого может быть существенно больше, чем от ложного срабатывания.

Все помехи, которые могут при-вести к искажениям сигналов в инфор-мационной подсистеме, можно разде-лить по источнику их возникновения на два класса – внешние (от энергети-ческой подсистемы СОПТ или от управ-ляемого объекта) и внутренние – воз-никающие в самой информационной подсистеме СОПТ.

Искажение логического нуля по-мехой со стороны энергетической под-системы СОПТ возможно (например, при повышении напряжения на шинах ЩПТ и повреждении изоляции разом-кнутого контакта), но маловероятно.

Искажение логической единицы возможно при провалах или исчезнове-нии напряжения на элементе информа-ционной подсистемы. Устранить такую помеху можно, если перейти к класси-ческой системе передачи информации (рис. 2 б), в которой возможно автома-тическое резервирование источников энергии. В существующей в настоящее время информационной подсистеме СОПТ резервировать источник энер-гии в каждом ее элементе практически невозможно. Проблема решается ду-блированием функциональной сово-купности элементов информационной подсистемы, например, дублировани-ем каналов релейной защиты с выхо-дом на разные соленоиды отключения.

Со стороны управляемого объ-екта возможны воздействия на ин-формационную подсистему СОПТ в виде магнитных и электрических по-лей как промышленной частоты, так и импульсных.

В результате воздействия маг-нитного поля (рис. 3 а) в контуре эле-мента информационной подсистемы возникает напряжение, которое может привести к искажению как логической

единицы (например, появление вибра-ции реле), так и логического нуля (ток в обмотке реле через емкость контак-тов или при пробое их изоляции). Заме-тим, что весьма уязвимым от влияния магнитных полей является элемент ин-формационной подсистемы, в котором передатчик (логическая схема) и полю-сы питания разнесены по разным шка-фам (см. S4 – S6 – К5 на рис. 1).

Аналогичные искажения могут возникнуть при воздействии электри-ческого поля на провода контура через его емкостные связи (рис. 3 б, 3 в).

Существенно ослабить влияние магнитных полей можно применени-ем во всех соединениях информаци-онной подсистемы СОПТ витых пар проводов, а влияние электрических полей – экранированием.

Рассмотрим теперь помехи, воз-никающие в самой информационной подсистеме СОПТ.

Во-первых, это взаимное влия-ние разных элементов подсистемы, контуры которых проходят параллель-но в одном кабеле или жгуте (рис. 4 а). В этом случае при изменении состоя-ния одного из контуров (замыкании или размыкании контакта) за счет ем-костной связи может сработать реле в другом контуре (искажение логиче-ской единицы при этом маловероятно). Витые пары проводов исключают такое взаимное влияние.

Во-вторых, при переходе от ло-гической единицы к логическому нулю (размыкание контакта) в контуре с боль-шой индуктивностью возникают волны перенапряжений, которые распростра-няются как между каждым из полюсов и землей, так и между ними.

Наиболее ярко это явление на-блюдается в контурах соленоидов включения и отключения высоко-вольтных выключателей (рис. 4 б, со-ответственно цепь SC – Q –YAC и цепь ST  –  Q  –  YAT).  Возникающие  при  опе-рациях с выключателями волны, по-падая в другие контуры информаци-онной подсистемы (например, S1 – К), могут не только исказить информацию в подсистеме, но и вызвать поврежде-ния в ней.

Энергия магнитного поля солено-идов включения обычно значительно больше, чем у соленоидов отключения, и, соответственно, больше уровень соз-даваемых ими помех. Поэтому контуры включения выключателей выделяют на отдельные секции ЩПТ. Однако это решение не устраняет полностью воз-можность проникновения помех в ин-формационную подсистему, так как входные сопротивления Z для волн, па-дающих на шины питания ШП, отлича-ются от нуля.

Отметим, что эмиссия помех в СОПТ со стороны соленоидов высоко-вольтных выключателей никак не нор-мируется стандартами на электромаг-нитную совместимость.

Проблема может быть решена, если нормативными документами обя-зать изготовителей приводов выключа-телей предусматривать в них гашение полей соленоидов, например, путем рекуперации запасенной в них энер-гии. Это не только устранит помехи от выключателей, но и улучшит энерге-тические параметры привода.

Рассмотренные выше пробле-мы электромагнитной совместимости СОПТ не возникали в системах релей-ной защиты и автоматики, построен-ных на электромеханических реле, так как мощности и времена срабаты-вания этих реле (6 ÷ 20 Вт, 30 ÷ 60 мс) существенно больше энергии по-мех. Появление полупроводниковых (статических) реле, а затем и микро-процессорных устройств релейной защиты и автоматики привело к су-щественному снижению потребле-ния и времени срабатывания «элек-тронных реле». Микропроцессорные устройства были включены в инфор-мационную подсистему СОПТ по тра-диционным схемам и приняли на се-бя воздействие всех описанных выше помех (рис. 5).

Наиболее целесообразным и ра-дикальным решением проблем элек-тромагнитной совместимости СОПТ представляется передача всех дискрет-ных сигналов релейной защиты и авто-матики по волоконно-оптическим ка-налам связи (рис. 6).


НАУКА



Рис. 1. Система оперативного постоянного тока. Рис. 4. Внутренние помехи информационной

подсистемы СОПТ.

Рис. 2. Сравнение элемента информационной

подсистемы СОПТ (а)

с классической системой передачи информации (б).

Рис. 5. Воздействие помех на микропроцессорный элемент

информационной подсистемы СОПТ.

Рис. 3. Воздействия на элемент информационной

подсистемы СОПТ со стороны управляемого объекта.

Рис. 6. Радикальное решение проблем электромагнитной

совместимости СОПТ.

ПРАКтиКА

32 01 / Ноябрь 2010

Автор:

А.П. Удрис,

НП «СРЗАУ»

еще РАз О КАдРАх И пОлОженИИ в ЭнеРгетИКе

Сегодняшнее положение в электроэнерге-тике внушает тревогу. С одной стороны, значи-тельное количество устаревшего оборудования. С другой стороны, непрофессионализм части се-годняшних кадров, обслуживающих как старое, так и вновь поступающее, зачастую сложное, оте чественное и импортное оборудование.

Если говорить о РЗА, то здесь положе-ние ещё более острое, чем, скажем, с пер-вичным оборудованием. Если возьмем по-мещённый в Интернет отчёт об аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, то, к примеру, гидро-турбины СШГЭС отслужили свой обозначенный заводом тридцатилетний срок, но при тщатель-ном наблюдении и качественных профилакти-ческих ремонтах могли бы ещё послужить. А вот аппаратура автоматики, например, упоминав-шаяся в отчете ТА-100, к моменту аварии ещё использовалась, а ведь заводом-изготовителем рассчитывалась примерно на 10-летний срок службы, но прошло тридцать. Новая же аппара-тура дорога и малознакома.

Но главная проблема – это положение с кад рами, причем на всех уровнях.

Непосредственные исполнители – инже-неры и рабочие – не только должны знать экс-плуатацию оборудования советского времени, но и одновременно осваивать новое. И здесь ру-ководством РАО ЕЭС, на мой взгляд, были допу-щены серьезные ошибки.

Во-первых, ремонтные подразделения станций и сетей спешно выделялись в самостоя-тельные предприятия, которые стали выполнять ремонт и техническое обслуживание (ТО) на до-говорных началах. Но без должной экономиче-ской и юридической проработки, без должной ответственности сторон. Ремонты и ТО зачастую проводились формально, чтобы получить день-ги. Как сказал мне один уважаемый профессио-нал: «Нас заставляют писать протоколы на то, что мы не делали, и это крайне противно и стыд-

Ключевые слова: кадры, подготовка и переподготовка, профес-сионализм, релейная защита и автоматика.

Кадры

но». Такой подход начал сортировать персонал. Непрофессионалы и люди с податливой сове-стью смирились и халтурили с легким сердцем, а действительно ценные профессионалы стара-лись найти другое место работы. Правда, в те-кущем году для персонала, обслуживающего устройства РЗА, положение, слава Богу, измени-лось, и релейщики снова живут одной семьёй.

Во-вторых, из состава энергосистем бы-ли выделены учебные подразделения, учебно-курсовые комбинаты, центры подготовки пер-сонала и т. п. как непрофильные. Поскольку к самостоятельному плаванию эти подразде-ления оказались не готовы по экономическим соображениям, в подавляющей части они при-казали долго жить. Этим прервалась передача опыта эксплуатации действующего оборудова-ния от старшего поколения к вновь приходящей молодежи. Тем более на местах не оказывалось ни технической, ни кадровой базы для освоения новой аппаратуры. Что мы имеем в итоге? Всего несколько учебных центров по России, которые не могут охватить профессиональной подготов-кой и переподготовкой весь состав исполните-лей в электроэнергетике.

В-третьих, с целью омоложения кадров в центре и на местах стали изгонять из произ-водства опытных пенсионеров. Так что прихо-дящую молодежь стало некому учить основам эксплуатации.

В-четвертых, квалифицированным спе-циалистам на местах надо платить столько, что-бы у них не было оснований искать более опла-чиваемое место работы. Таких расчетов никто не делал. В результате часть действительно ква-лифицированного персонала уходит в частные фирмы, где могут за хорошую зарплату зани-маться профессионально своим делом. Другая часть, скажем, патриоты своего предприятия, вынуждены подрабатывать, например, на отдел-ке квартир. Это – живые факты, известные мне из общения с людьми.

В-пятых, приток инвестиций в электро-энергетику, стимулированный реформой, ока-зался избыточным с точки зрения кадров, гото-вых эти инвестиции реализовать. Кроме мощных проектных организаций появились новые, со-

ПРАКтиКА


Кадры

вершенно неподготовленные, а в части известных организаций кое-где при шли неподготовленные кадры. Встречаю недавно в проектном решении одной уважаемой организации ошибки, свиде-тельствующие о полной безграмотности проектировщика. Объем работ оказал-ся избыточным также для строительно-монтажных и наладочных организаций. Разумеется, не в части земляных работ, а в части, требующей высокой квалифи-кации персонала.

Наконец, разделение ответствен-ности за принятие проектных и опера-тивных решений между раздробленными энергетическими организациями, при от-сутствии хорошо проработанной норма-тивной базы и системы взаимодействия, приводит к серьезным происшествиям. Здесь нелишне вспомнить «погашение» части Москвы в мае 2005 года, когда до-статочно мелкое событие явилось «спус-ковым крючком» для обесточения целых районов. Тогда, к сожалению, не состоя-лось такого публичного разбора события, как по СШГЭС. Что-то подобное москов-ским событиям имело место, когда недав-но была погашена часть Петербурга. Кста-ти говоря, сегодняшняя нормативная база сильно хромает, поскольку мощные головные организации, такие, например, как ОРГРЭС, ВНИИЭ, Энергосетьпроект, из-за отсутствия какого-либо централи-зованного финансирования на разработ-ку НТД, потеряли значительную часть сво-их кадров и свое влияние.

В итоге уровень профессиона-лизма и, говоря высоким стилем, уро-вень профессионального патриотиз-ма персонала резко упал за последние годы. Так что виновность «стрелочни-ков» в аварии на СШГЭС не вызывает со-мнения (см. «Известия», 11.12.09). Но эти «стрелочники» оказались поставлен-ными в соответствующие условия руко-водством электроэнергетики.

Возникает вопрос: почему бы-ли совершены такие ошибки? На мой взгляд, это недостаток профессиона-лизма руководителей РАО ЕЭС, на этот раз профессионализма в части, как сей-час модно говорить, менеджмента. Бы-ла сделана попытка слепо перенести опыт европейских стран на нашу поч-

ву без должной подготовки. Действи-тельно, очень правильно, чтобы экс-плуатацию объекта квалифицированно вела одна фирма, для ремонтов и про-филактического обслуживания при-глашала другую весьма квалифициро-ванную фирму, чтобы новый объект строился «под ключ» квалифицирован-ной строительной организацией, чтобы проект выполнялся квалифицирован-ными проектировщиками и налажи-вался опытной наладочной организа-цией. При должном профессионализме всех вышеперечисленных составляю-щих это минимизация затрат и высокая надежность объекта на всё время его существования.

Что получилось на деле, я наблю-дал на примере одной маленькой га-зотурбинной электростанции. Сейчас такие станции стали модными: обслужи-вают теплом микрорайон города и за-одно вырабатывают электроэнергию. Получается очень экономично. Так вот, хозяин построил станцию «под ключ». Полуграмотные проектировщики вы-полнили проект, такие же наладчики ввели объект в эксплуатацию, не оста-вив даже протоколов наладки, а экс-плуатационный персонал, на этот раз весьма квалифицированный, мучается с этой станцией, потому что её трясет почти каждую неделю.

Было достаточное количество публикаций с критикой принимаемых скороспелых решений. Но они, по-видимому, истолковывались как на-падки ретроградов, не приемлющих ничего нового. Экономисты, стоящие у руля электроэнергетики, как и преж-ние секретари обкомов, не желали под-бирать себе в помощники энергетиков-профессионалов, потому что последние предлагали более затратные решения, да и платить профессионалам надо бы-ло хорошо. Проще принять полугра-мотную молодежь, прекрасно знающую компьютер, всегда готовую произнести: «Чего изволите?».

Но возможна и параллельная вер-сия. Все уважающие себя капиталисты тщательно заботятся о репутации своих предприятий, понимая, что высокое ка-чество продукции обеспечит им более

низкую, но более долговременную при-быль. Временщик постарается получить максимум доходов в короткие сроки, не надеясь долго удержаться на плаву.

Просчёты руководства электро-энергетики наложились на объектив-ные обстоятельства последних деся-тилетий. Технические специальности стали менее привлекательны для зна-чительной части выпускников школ. В процессе обучения часть студентов заинтересована только в том, чтобы по-лучить «корочки» вместо знаний. А вы-пускник технического вуза не всегда может найти работу по специальности с приемлемой оплатой труда. Поэтому бывает, что дипломированные инже-неры работают продавцами или масте-рами по монтажу, скажем, сантехники. Низкая оплата труда преподавателям учебных заведений привела к оттоку наиболее подготовленной части препо-давателей и к тому, что способная мо-лодёжь не готова идти в преподавате-ли. Например, этим летом один весьма уважаемый учёный одного весьма ува-жаемого вуза в частной беседе пожало-вался, что не может найти молодых лю-дей для работы на его кафедре.

Конкретные результаты этих и иных проблем я наблюдаю сейчас, эпизодически занимаясь повышени-ем квалификации работников служб РЗА. Поскольку через мои занятия про-шло уже более ста человек, я могу де-лать кое-какие обобщения. В частности, подавляющая часть недавно пришед-шей на работу молодёжи прекрасно управляется с компьютером, но не вла-деет элементарными законами электро-техники. «Забавный» пример: в одной из групп оказались трое курсантов с ин-женерными должностями, только что окончившие, соответственно, Москов-ский, Ивановский энергетические ин-ституты и Новосибирский политехни-ческий институт (называю по старинке) по электротехнической специально-сти. Все трое испытывали значительные трудности в применении закона Ома. Поэтому перед рассмотрением работы реле сопротивления приходится разъ-яснять, что такое активное, реактивное и полное сопротивления.

ПРАКтиКА

34 01 / Ноябрь 2010

Замечаю, что многие слушате-ли при усвоении знаний пользуются зубрёжкой вместо понимания темы. Думаю, что это недостаток школьно-го образования – школьников просто не учили размышлять. Переломить этот способ восприятия не всегда удаётся.

Возвращаясь к исходному положе-нию о проблеме с кадрами, необходимо перейти от критики, что всегда полу-чается достаточно легко, к размышле-ниям на тему, что же делать. На мой взгляд, решение лежит в повышении профессионализма в каждой специаль-ности, на каждом уровне производства и управления. В своей энергетической практике неоднократно приходилось наблюдать, что профессионал, как пра-вило, является патриотом своей про-фессии и, более того, патриотом своего предприятия. А отсюда недалеко до то-го, чтобы быть патриотом своей страны. На моей памяти был случай, когда ря-довой инженер, грамотный специалист по релейной защите и автоматике, спа-сая генератор и станцию от пожара при неотключившемся КЗ, вручную отклю-чил генератор, нарушая существующие правила и понимая, что за это может быть наказан. Но в итоге его действия оказались единственно возможными в той ситуации. Просто человек был достаточно грамотен и патриот своего предприятия. Что любопытно, его соби-рались наказать, но потом передумали.

Повышение профессионализма может быть эффективным, если этим за-ниматься на всех уровнях образования. Естественно, следует начинать со шко-лы. Но на эту тему сейчас ведутся в СМИ подробные дискуссии, и пересказывать их нет смысла. Одно общее предложе-ние очевидно: учитель, как и электрик, должен быть профессионалом и патри-отом своего дела, а за свой профессио-нализм получать достойную зарплату.

Что касается высшего образо-вания, в котором я имею некоторый

опыт, полагаю, что здесь две основ-ные составляющие: кадровый состав преподавателей и материальная база. Но один из важнейших вопросов, кото-рые должен решать вуз – это подготовка специалистов-профессионалов средне-го уровня. Как бы мы ни хотели, но высо-коодаренных людей, на которых делает ставку Президент, всегда будет слишком мало. Основной костяк производствен-ников составляют начальники смен станций, дежурные диспетчеры, руко-водители и рядовые работники служб и отделов, мастера и прорабы. Именно этот состав работников, не обязательно высокоодарённых, должен быть высо-копрофессионален, увлечён своим де-лом. Для них и нужны материальная ба-за и профессиональные преподаватели.

На самом деле проблема и с пре-подавателями, и с материальной базой. Невозможно оснастить любой, самый богатый, учебный центр всеми вида-ми аппаратуры и найти преподавате-лей, владеющих всеми этими видами. Да и не нужно. Вуз должен дать основы специальности, в нашем случае основы релейной защиты. А качественное обу-чение аппаратной части должна дать фирма-изготовитель аппаратуры.

Основы специальности усваива-ются студентом лучше, если он, хотя бы примерно, знает, где он будет работать. Здесь интересно отметить, что уважаю-щие себя электротехнические органи-зации поддерживают контакты с вуза-ми в поисках способных и увлеченных учащихся для будущего приглашения к себе на работу. Студент, знающий, где и по какой специальности будет рабо-тать, естественно, будет заниматься се-рьезно. Это – будущий профессионал. И ему можно и нужно дать достойную зарплату, чтобы он не ушёл в сантехни-ки. С другой стороны, вуз, выпускаю-щий более качественных специалистов, чем другой такой же, должен бы иметь какие-то преференции.

Продолжая тему освоения раз-нообразной аппаратуры, возьмём один пример. Город Чебоксары с послевоен-ных лет является центром технической мысли в части аппаратуры релейной защиты и автоматики. После трудных

постсоветских лет в городе удержались талантливые кадры, сохранились и раз-вились мощные производственные фирмы-изготовители. Здесь могло бы вестись профессиональное обучение, прохождение производственной прак-тики учащимися различных вузов, по-вышение квалификации работающих.

Но ведь задача фирмы – получение прибыли. Значит, фирмы-изготовители должны быть заинтересованы средства-ми бюджета и эксплуатирующих органи-заций в расширении функций обучения. Конечно, сами фирмы заинтересованы в расширении продаж своей продукции и вкладывают какие-то средства на обу-чение. Но для создания действительно профессионального сообщества релей-щиков нужно вкладывать значительно больше, чем вкладывают сегодня.

Развивая дальше эту тему, хо-чу обратить внимание на требование премьер-министра В. В. Путина обес-печивать техническое сопровожде-ние (проектирование, наладку, техоб-служивание, статистику) аппаратуры фирмами-изготовителями на протя-жении всего периода эксплуатации. Это крайне важное требование мож-но каким-то образом выполнить, если фирмы-изготовители готовят кадры для себя, для проектных, наладочных и экс-плуатационных организаций, используя вслед за тем эти кадры для техническо-го сопровождения своей продукции.

Наконец, о переподготовке кадров в процессе эксплуатации. Хорошие на-чинания конца 80-х – начала 90-х годов, в плане поощрения работников за повы-шение квалификации, были похоронены. Между тем этот метод был очень эффек-тивен для уменьшения текучести кадров и общего повышения квалификации. Речь идёт о системе допусков (экзаменов) к са-мостоятельному обслуживанию того или иного типа аппаратуры с надбавкой к зар-плате. Более подробно система описана в журнале «Релейщик» № 1 2008 г. В конце концов, можно разработать любую систе-му повышения квалификации, лишь бы она отвечала простому принципу: повышение квалификации неминуемо влечёт за собой повышение зарплаты. Иначе работник уй-дёт, и труды на обучение пропадут даром.

Повышение профессионализ-ма может быть эффективным, если этим заниматься на всех уровнях образования.

Кадры

ПРАКтиКА


Сегодня повышение квалификации ведет-ся в России всего в нескольких учебных центрах. Это очевидно неполноценное решение. Один такой типовой центр, даже располагая прилич-ной материальной базой и комплектом препо-давателей, может проводить занятия по одному типу аппаратуры 15 слушателям в течение двух недель. Вычитая летнее время массовых работ, за 9 месяцев центр может познакомить (только познакомить!) 270 человек с одним типом аппа-ратуры. Теперь надо посчитать количество ра-ботающих по конкретной специальности, умно-жить на количество типов аппаратуры по этой специальности, разделить результат на 270 и по-лучить потребное количество учебных центров. При этом этапы повышения квалификации каж-дого работника должны быть в руках профессио-налов, а не отдела кадров, которому надо просто кого-то куда-то послать. Проведя расчет потреб-ности в постоянном повышении квалификации, по типам аппаратуры, можно скоординировать финансовые и материальные усилия эксплуа-тирующих организаций, фирм-изготовителей и других заинтересованных сторон и обеспе-чить выход электроэнергетики из того тяжелого положения, в котором она оказалась.

Вы спросите, собственно, почему электро-энергетики? У всех на устах претензии к медици-не, к юридическим службам и т. д. Но дело в том, что электроэнергетика – это кровеносная систе-ма всего хозяйственного механизма. Серьезные аварии, происходящие, как правило, вследствие некомпетентности персонала, будут приносить убытки в нарастающем объеме, вплоть до оста-новки всей экономики.

И ещё вы спросите, кто должен что-то ко-ординировать? Кто должен взяться за решение кадровых вопросов, за расчеты потребностей в учителях и учениках? Государство в лице Ми-нистерства энергетики, в советское время – Главтех управление Минэнерго, более или менее компетентно координировало усилия организа-ций, выстраивало законодательную (норматив-ную) базу. И это при одной форме собственности. Сейчас, при многообразных формах собствен-ности, – это более трудная, но и намного более важная задача.

На этом пути есть подводные камни, кото-рые надо иметь в виду:

1. Уровень квалификации эксплуатацион-ного персонала должен быть в основах специ-альности выше, чем у фирм-изготовителей. Ина-че низкая квалификация ставит эксплуатацию в зависимость от этих фирм и может приводить к неоправданному удорожанию технических решений.

2. Точно так же могут быть ошибочными ре-шения проектных организаций, и нужно решить вопрос о профессиональной экспертизе про-ектов. Причём обязательной, поскольку ошиб-ки в проекте одного объекта могут сказаться на других объектах. Должен ли это быть технад-зор или нечто другое, не в этом суть. Важно, что-бы экспертиза была высокопрофессиональной.

3. Далее, очень важно создать норматив по минимизации номенклатуры изделий на объ-екте. Лучше всего, если эксплуатационный пер-сонал имеет дело с устройствами одной фирмы, ну пусть двух-трёх. Но совершенно недопустимо иметь, скажем, десять защит трансформаторов, и все от разных фирм.

4. Очень опасно следовать тенденции авто-матизации наладки и техобслуживания устройств РЗА. А такие предложения уже прозвучали в жур-нале «Релейщик». Более того, в одном из докла-дов на конференции по РЗА в этом году прозву-чала фраза, что теперь наладку и ТО могут вести работники невысокой квалификации. По этому поводу вспоминаю афоризм своего шефа: «Ком-пьютер умножает как ум, так и дурость».

5. И последнее небольшое, но существен-ное предложение. В учебные планы релейщи-ков, да и не только релейщиков, целесообразно включить ознакомление с АСУ: что может и чего не может предоставить АСУ эксплуатации, до-стоинства и недостатки тех или иных проектных решений по АСУ.

В заключение следовало бы сказать о про-фессионализме хозяйственных руководителей, но это – отдельная тема. Здесь же, мне кажется, можно сказать только одно: настоящий хозяин, за-интересованный в хороших и долгосрочных при-былях, должен окружить себя помощниками-профессионалами в технических специальностях, не жалеть средств на повышение уровня професси-онализма и патриотизма своих работников. А вре-менщиков, «маницефалов», как выразился ува-жаемый В.Т. Третьяков («Известия» 10.12.09), нужно изгонять жесткими экономическими мерами.

Литература:1. Удрис А.П. Кадровая и научно-техническая политика –

основа обеспечения надежности функционирования РЗА. – Релейщик, 2008, №1, с. 56-58.

удрис Андрей

петрович, г. Рязань.

Инженер-электрик,

специалист в области

релейной защиты

и автоматики

энергосистем с 1962 года.

В настоящее время –

на пенсии, преподает

на курсах повышения

квалификации

и консультирует

заинтересованные

организации по своей

специальности.

Сегодня повышение квалификации ведется в России всего в нескольких учеб-ных центрах.

Кадры

36 01 / Ноябрь 2010

ПРАКтиКА разработка и изготовление

Группа предприятий ТМ PREMKO создана в рамках конструкторско-технологической, про-изводственной и коммерческой кооперации трех предприятий: «Технокластер «ПРЭМКО Электри-ка» (Украина), «ПРЭМКО Менеджмент» (Украина) и «ПРЭМКО Электрик» (Россия). С начала 2010 года ТМ PREMKO реализует электротехнический проект по разработке, производству и сервису микропро-цессорных устройств релейной защиты, управле-ния и противоаварийной автоматики (РЗА), а также систем гарантированного оперативного электро-питания и низковольтных комплектных устройств (НКУ). Все устройства и изделия разработаны инже-нерами и конструкторами объединенного специа-лизированного конструкторского и технологиче-ского бюро группы предприятий «PREMKO Elektrik» (СКТБ) в творческом сотрудничестве с научно-техническими консультантами ряда специализиро-ванных инженерных центров, а также отраслевых и академических НИИ и вузов Украины, России, Гер-мании. В них применяются как оригинальные, так и уже хорошо зарекомендовавшие себя на практи-ке схемотехнические, программные, технологиче-ские и конструктивные решения.

Изделия разработаны и производятся в соответствии с техническими условиями ТУ У31.2-36630858-001:2010 и ТУ У31.2-36630858-002:2010, соответствуют нормам ГОСТ Р 50030.5.1-2005, ГОСТ Р 50030.6.2-2000, ГОСТ Р 51321.1-2007,

ДСТУ IEC 60947-6-2:2004, ГОСТ 3698-82, ГОСТ 22789-94 и сертифицированы в уполномоченных органах стандартизации и сертификации государственных систем «ЭНЕРГОСЕРТ», «Система Сертификации ГОСТ Р» и «УкрСЕПРО».

Устройства РЗА ТМ PREMKO серий ZX, LX, RT, REST, RELIKS выполнены на элемент-ной базе ведущих мировых производителей электронных компонентов и микропроцессо-ров. Производство изделий РЗА осуществляет-ся при технологической поддержке известных производителей печатных плат и электрон-ных модулей  –  компаний  «VD MAIS»,  «Квазар-Микро», «ЗЮВС». Серийный выпуск устройств PREMKO производится на собственном совре-менном оборудовании на трех производствен-ных площадках в гг. Киев и Львов (Украина) и в Московской обл. (Россия).

Система управления качеством ТМ PREMKO аттестована и сертифицирована в соответствии со стандартом DIN EN ISO 9001:2008.

Все предприятия Группы выполняют пол-ное сервисное гарантийное и послегарантий-ное обслуживание и сопровождение всех вы-пускаемых устройств и изделий, включая их ремонт, замену целых изделий или отдельных комплектующих модулей, технические кон-сультации, шеф-монтаж и наладку, обучение персонала и пр.

нОвые РАзРАбОтКИ от тМ PREMKO

СКТБ ТМ PREMKO завершило разработку и рабочие испытания но-вых микропроцессорных устройств РЗА для линий и подстанций клас-сов напряжения 6 (10)/35 кВ. Начиная с 1 квартала 2011 года потребите-ли могут разместить заказы на поставку новых терминалов РЗА серий RELIKS-101 и PREMKO LX-140/141, функционально и конструктивно допол-няющих традиционную линейку терминалов РЗА от ТМ PREMKO.

Терминалы серии RELIKS построены по модульному принципу на основе модернизированной высокопроизводительной микропроцес-сорной базы. Это позволило оптимизировать аппаратную часть устройств, добиться лучшей технологичности и компактности конструкции изделий, а также существенно повысить точность измерений электрических вели-чин и временных интервалов.

По сравнению с самой массовой серией – PREMKO ZX, терминалы RELIKS имеют значительно расширенный набор функций и возможностей. При этом в базовых исполнениях сохранены такие функции, как дешунтиро-вание и питание устройств от токов короткого замыкания.



Технические параметры RELIKS-101

Защиты •   трехступенчатая максимальная токовая защита; •   двухступенчатая защита минимального напряжения (ЗМН): <U, «U; •   двухступенчатая защита максимального напряжения (ЗПН): U>, U»;•   блокировка по напряжению собственной максимальной токовой защиты;•   защита от замыканий на землю по току (ЗНЗ) – направленная и ненаправленная. При направленной защите от замыканий на землю (НЗЗ) угол между током ЗIo и напряжением 3Uo (ток отстает от напряжения), соответствующий середине зоны срабатывания, равен 90 град.; область срабатывания защиты по углу от 0±5 град. до 180±5 град.;

•   ускорение МТЗ при включении выключателя; •   логическая защита шин (блокировка ТО на вводе и СВ);•   возможность подключения оригинальных   локальных и распределенных модулей дуговой защиты

Автоматика •   однократное АПВ;•   устройство резервирования отключения выключателя присоединений (УРОВ);•   дистанционное включение и отключение выключателя по локальной сети

Дополнительные функции, аппаратура и интерфейсы

•   контроль и индикация положения выключателя, а также контроль исправности его цепей управления; •   измерение токов фаз и тока ЗНЗ;•   запоминание тока КЗ (8 событий с фиксацией тока и времени КЗ); •   цифровой осциллограф; •   регистратор событий; •   встроенные часы - календарь

Измерительные входы 8, в том числе: •   для измерения токов фаз la, lb, lc; •   для вычисления тока обратной последовательности I2; •   для вычисления тока 3lo с функцией направленности;•   для вычисления напряжений Ua, Ub, Uc, 3Uo

Дискретные входы 8 – для подключения управляющих и информационных сигналов

Свободно назначаемые реле

8

Светодиодные индикаторы

11

Кнопки управления выключателем

2 (на передней панели)

Порты связи USB – для считывания данных об аварийных отключениях, просмотра и изменения уставок, контроля текущего состояния устройства, а также дистанционного управления выключателем;RS 485 – для подключения к локальной сети

Линейка новых терминалов серии PREMKO LX-140/141 разрабатывалась как логическое про-должение серии PREMKO LX-122/123/124. Но-вые устройства также построены по модульному принципу, что позволило внедрить расширенные функции самодиагностики и повысить показатели надежности в целом. На передней панели с ЖКИ установлены кнопки управления выключателем.

Устройства серии PREMKO LX-140/141 обес-печивают надежную быстродействующую се-лективную защиту при коротких замыканиях и перегрузках присоединений 6 (10)/35 кВ элек-

трических подстанций, а также поддерживают функции управления и телемеханики присоеди-нений, работающих с изолированной или ком-пенсированной нейтралью.

Терминалы могут применяться не только в распределительных сетях среднего напряже-ния, но и в сетях высокого напряжения и исполь-зоваться в сетях с заземлением нейтрали через сопротивление, в системах с резонансной нас-тройкой, например, катушка Петерсена, а также и в системах с изолированной нейтралью и сис-темах с глухозаземленной нейтралью.

38 01 / Ноябрь 2010


Технические параметры PREMKO LX-140/141

Защиты •   трехступенчатая максимальная токовая защита с независимой или обратнозависимой выдержкой времени (направленная и ненаправленная);

•   трехступенчатая максимальная токовая защита обратной последовательности с независимой или обратнозависимой выдержкой времени;

•   трехступенчатая защита от замыканий на землю с независимой или обратнозависимой выдержкой времени (направленной или ненаправленной, может работать по основной гармонике тока или по высшим гармоникам);

•   двухступенчатая защита от повышения напряжения нулевой последовательности с независимой выдержкой времени;

•   двухступенчатая защита от понижения напряжения с независимой выдержкой времени; •   двухступенчатая защита от повышения напряжения с независимой выдержкой времени; •   защита от обрыва проводника;•   тепловая защита;•   ускорение МТЗ при включении на повреждение. Защиты от однофазных и междуфазных замыканий имеют как мгновенные ступени, так и ступени с выдержками времени

Автоматика •   однократное АПВ и ЧАПВ; •   устройство резервирования отказа выключателя

Дополнительные функции, аппаратура и интерфейсы

•   выбор подгруппы параметров (2 группы уставок);•   измерение и индикация величин токов, напряжений, частоты входных сигналов;•   переназначение дискретных входов, выходов, светодиодов индикации;•   расширенные функции самодиагностики;•   выбор подгруппы параметров (2 группы уставок);•   регистрация данных о событиях и авариях (протоколирование 

сообщений с присваиванием абсолютного времени);•   расширенная регистрация (осциллографирование) повреждений;•   измерение и индикация величин токов, напряжений, частоты входных сигналов;•   переназначение дискретных входов, выходов, светодиодов индикации.За счет использования распределенных вычислений реализована цифровая обработка входных сигналов и достигнуты высокая точность измерений и быстродействие. Применение специальных дополнительных мер способствовало повышению помехоустойчивости устройств для применения в условиях сложной обстановки электромагнитных помех. Для работы с устройством, его настройки, тестирования, считывания событий и осциллограмм разработано специализированное программное обеспечение

Светодиодные индикаторы

16, в том числе 12 – для определения функций по желанию пользователя

Порты связи •   USB (на передней панели); •   RS-485 – для подключения к системе сбора данных и управления;•   любой из доступных интерфейсов

Для получения подробной информации по конкретному изделию, модели либо серии устройств на-ши профильные специалисты и сервисная служба предоставят Вам полную информацию и документацию (технические описания, инструкции по монтажу и эксплуатации, схемы подключения и пр.), а также окажут необходимую консультационную поддержку.

Мы готовы, на основе наших базовых решений с учетом потребностей, пожеланий и в соответствии с техническими заданиями потенциальных заказчиков, сконструировать и изготовить устройства в нестан-дартной комплектации с дополнительными функциями и опциями.

Сотрудники ТМ PREMKO всегда открыты к диалогу, дискуссии, сотрудничеству, но вместе с тем гото-вы к честной конкуренции, технологическому и интеллектуальному соперничеству. Будем рады видеть Вас в наших офисах, лабораториях и на производственных участках.

Надеемся, что наши устройства РЗА будут полезны специалистам служб релейной защиты и проти-воаварийной автоматики распределительных электрических и кабельных сетей, а также производителям КРУ – КСО, КТП и ЗРУ, службам эксплуатации электрических сетей промышленных и сельхозпредприятий, железнодорожного транспорта, ЖКХ, строительства, специализированным проектным организациям.

Мы приложим максимальные усилия для того, чтобы партнерство и совместная работа с нами Вас не разочаровали.

ООО «ПРЭМКО Электрик»

Адрес:

109202, Россия, г. Москва,

1-я Фрезерная ул., д. 2/1,

стр. 10, БЦ «Олимпия»,

оф. 404,

тел. +7 (499) 781-68-18,

факс +7 (499) 781-68-17

ПРАКтиКА



Авторы:

к.т.н. А.П. Малый,

к.т.н. А.А. Шурупов,

С.А. Иванов,

Ю.Н. Павлов,

И.А. Кошельков,

ООО НПП «ЭКРА»,


РеАлИзАцИя АвтОМАтИКИ лИКвИдАцИИ АСИнхРОннОгО РежИМА в шКАфАх СеРИИ шЭ2607 Дано описание реализации функции АЛАР блока генератор-трансформатор и АЛАР линии в шкафах типа ШЭ2607. Приведены результаты заводских ис-пытаний с использованием модели энергосистемы, подтверждающие пра-вильную работу алгоритма в основных аварийных и рабочих режимах.

Автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) предназначена для выявления асинхронного режима (АР) в пределах объекта сети (линии, блока) и выработки соответствую-щих управляющих воздействий с учётом знака скольжения для местной (локальной) и систем-ной противоаварийной автоматики.

В серии ШЭ2607 АЛАР реализована в шкафах типов ШЭ2607 103 (шкаф автоматики управления выключателем блока генератор-трансформатор) и ШЭ2607 104 (шкаф противо аварийной автомати-ки линии).

Алгоритм АЛАР в шкафах ШЭ2607 основан на многолетнем опыте эксплуатации устройств АЛАР (в основном, релейно-контактных), общие требования к которым следующие [1, 4, 5]:

1. Селективность. АЛАР должна выявлять АР и отличать его от режимов нагрузки, синхрон-ных качаний (СК), КЗ. АЛАР должна срабатывать при нахождении электрического центра качаний (ЭЦК) в пределах заданного объекта и не сраба-тывать при АР в других сечениях.

2. Чувствительность к АР в пределах за-данного объекта.

3. Быстродействие. При действии АЛАР на деление энергосистемы на синхронно рабо-тающие части АЛАР должна срабатывать раньше времени возможного перехода двухчастотного АР в многочастотный. При этом время срабаты-вания АЛАР  (tCP) должно быть больше допусти-мого времени существования режима синхрон-ных качаний и времени отключения КЗ с АПВ:

(TСК TОТКЛ+АПВ)<tCP<tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP.,где TСК – допустимое время существования

режима синхронных качаний;TОТКЛ+АПВ – время отключения КЗ с АПВ;

Ключевые слова: автоматика, асинхронный режим, линия, блок, испытания

tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP – время возможного пе-рехода двухчастотного АР в многочастотный. Время tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP изменяется в пределах от 15 до 30 с, большее значение – для энергоси-стем с преобладанием ГЭС.

4. Фиксация  знака  скольжения. Положи-тельному скольжению s, когда активная мощ-ность перетекает по контролируемому объекту «от шин в линию», соответствует положитель-ный знак скольжения: sign(s)>0; отрицательному скольжению при обратном направлении пере-тока активной мощности соответствует отрица-тельный знак скольжения: sign(s)<0.

При  sign(s)>0  АЛАР  должна  действовать на уменьшение или отключение избыточной генераторной активной мощности РГ и/или на повышение (или форсировку) возбуждения генераторов.

При  sign(s)<0  АЛАР  должна  действовать на отключение избыточной активной мощности нагрузки РН.

5. Требования  к  ступеням АЛАР. При вы-полнении устройства АЛАР многоступенчатым первая ступень должна выявлять АР на первом цикле качаний.

Резервные  ступени  АЛАР  (II  и  III  ступени) должны:•   иметь счётчики АР с уставкой N=(2–4) цикла;•   контролировать длительность цикла: при пре-

вышении допустимой длительности цикла ТЦ счётчики циклов должны сбрасываться, а сту-пени не срабатывать для того, чтобы не пре-пятствовать возможной ресинхронизации энергосистемы;

•   контролировать общую длительность АР:  при превышении допустимой длительности ТАР сту-пени АЛАР должны срабатывать.

Третья ступень АЛАР должна пускаться че-рез некоторое время (до 20 с) после срабатыва-ния II ступени, ожидая окончания реакции энер-госистемы на управляющие воздействия (УВ) II ступени.

ПРАКтиКА

40 01 / Ноябрь 2010

разработка и изготовление

Ступени АЛАР могут действовать:•   на ресинхронизацию (восстановление 

синхронного режима) без деления путём отключения, уменьшения или увеличения активной мощности РГ ге-нераторов РН или нагрузки РГ – в зави-симости от знака скольжения;

•   на  деление  энергосистемы  по  сечению с ЭЦК на синхронно (с разной частотой) работающие части;

•   на  деление  по  части  сечения  с  ЭЦК с последующей ресинхронизацией от-делившихся частей энергосистемы.

Выбор направления УВ, формиру-емого АЛАР, является сложной пробле-мой, требующей для каждого конкрет-ного места установки устройства АЛАР тщательного исследования (с помощью цифровых программных комплексов) эффективности выбранного направле-ния действия АЛАР на восстановления устойчивой работы энергосистемы.

Реализация АЛАР блока гене-ратор-трансформатор. В соответствии с [1] во избежание выделения районов со значительным избытком генерирую-щей мощности рекомендуется установ-

ка на энергоблоках АЛАР, имеющих опе-режающую настройку по отношению к другим устройствам, действующим на деление энергосистемы.

АЛАР блока входит в состав шка-фа типа ШЭ2607 103, вариант схемы при-

вязки которого к оборудованию блока приведен на рисунке 1.

Ниже алгоритм работы АЛАР бло-ка рассматривается применительно к схеме энергосистемы с двумя источни-ками э.д.с. (рисунок 2).

Рис. 1. Схема привязки

защит и АЛАР блока.

Рис. 2. Расчётная схема

энергосистемы (а), её схема

замещения (б) и векторная

диаграмма токов

и напряжений при АР (в).

На рисунке 2 Е1 – э.д.с. генера-тора Г блока, Е2 – эквивалентная э.д.с. энергосистемы С и I – ток по линии Л в рабочем режиме, X’d – индуктивное переходное сопротивление генерато-ра, XT – индуктивное сопротивление трансформатора Т блока, XС – эквива-лентное сопротивление энергосисте-мы (включая сопротивление линии), Е1АР, IАР – изменяющиеся э.д.с. генерато-ра и ток линии при АР, ωS – угловая час-тота скольжения (s – скольжение, раз-ность частот векторов Е1 и Е2).

Структурная схема АЛАР в шкафе ШЭ2607 103 показана на рисунке 3.

ПРАКтиКА


АЛАР блока содержит сигнальную и три рабочие ступени.

Измерительными органами (ИО) АЛАР являются три реле сопротивле-ния (РС) Z1, Z2 и ZС, реле направления ак-тивной мощности М и реле тока прямой последовательности РТI1.

С помощью реле сопротивления ZС выполняется сигнальная ступень АЛАР. С помощью реле сопротивления Z1, Z2 и реле направления активной мощ-ности М выделяются три зоны, в каждой из которых предусмотрена одна рабо-чая ступень действия АЛАР. В дальней-шем тексте эти зоны называются рабочи-ми ступенями АЛАР.

Схема АЛАР содержит ряд про-граммных блоков:•   блок логики I ступени (В1);•   блок логики II ступени (В2);•   блок логики III ступени (В3);

•   блок  разрешения  и  запрета  избыточ-ных (при положительном скольжении) и дефицитных (при отрицательном скольжении) каналов при превышении допустимого времени АР и допустимо-го времени цикла соответственно (В4);

•   блок блокировки действия АЛАР при КЗ и при неисправностях в цепях на-пряжения (В5);

•   блок определения знака  скольжения (В6);

•   блок логики пуска и сброса счётчиков циклов АР (В7).

Знак скольжения s устанавлива-ется по начальному (в режиме нагруз-ки) состоянию реле нап равления ак-тивной мощности М. Если в режиме нагрузки блок выдаёт мощность в систе-му (реле М не сработало), знак скольже-ния s положителен (s>0), блок генератор-трансформатор является избыточным

по отношению к системе по активной мощности. При обратном направлении мощности знак скольжения s отрицате-лен (s<0), блок генератор-трансформатор является дефицитным.

На блокировку АЛАР действуют сигнал от защит линии, сигнал реле по-ложения «отключено» (РПО) выключате-ля высокой стороны блока (ВВН), сигнал блокировки при неисправностях в цепях переменного напряжения (БНН) и сигна-лы, которые формируются при КЗ от сле-дующих измерительных органов:•   РТ  БКЗ  –  реле  тока,  реагирующего 

на скачкообразные изменения тока прямой и обратной последователь-ности, для блокировки АЛАР при КЗ и сбросах/набросах нагрузки;

•   РТ  I2 – реле тока обратной последо-вательности для блокировки АЛАР при несимметричных КЗ;

•   РНМИН – реле минимального напряжения, состоящего из трёх фазных реле напря-жения, включённых на выходе по схеме И, для блокировки АЛАР при исчезнове-нии трёх фаз напряжения.

Для отстройки от срабатывания при однофазных КЗ реле сопротивления Z1, Z2 и ZС выполнены как междуфазные (АВ, ВС, СА), а для отстройки от несим-метричных режимов работы они дей-ствуют по схеме «И». Реле направления активной мощности М состоит из трёх фазных реле активной мощности, вклю-чённых по схеме «ИЛИ».

Характеристики ИО АЛАР в ком-плексной плоскости сопротивлений представлены на рисунке 4:


Рис. 3. Структурная

схема АЛАР блока.

Рис. 4. Характеристики

измерительных органов

АЛАР блока.

ПРАКтиКА

42 01 / Ноябрь 2010


Здесь:•   ZС – реле сопротивления сигнальной

ступени;•   Z1 – реле сопротивления первой

и второй ступеней;•   Z2 – реле сопротивления второй

и третьей ступеней;•   М – реле направления активной 

мощности;•   1, 2, 3 – траектории сопротивления 

на зажимах РС при АР с ЭЦК в гене-раторе, трансформаторе и системе соответственно при положительном скольжении s.

Траектория (годограф) 2 воспроиз-водит  в  плоскости  Z  движение  вектора сопротивления на зажимах РС, установ-ленного в начале координат (на линии Л у шин подстанции ПС) при равенстве мо-дулей э.д.с. Е1 и Е2 во время АР, годограф 1 – при Е1<Е2, а годограф 3 – при Е1>Е2. Перед началом АР при положитель-ном направлении активной мощности (от блока к шинам) вектор нагрузки ZН расположен  в  правой  полуплоскости  Z и с началом АР движется влево. При этом уменьшается сопротивление, измеряе-мое РС, что соответствует увеличению передаваемой по линии активной мощ-ности и угла δ между векторами э.д.с. Е1 и Е2. Показанные на рисунке 4 траек-тории соответствуют положительному скольжению (s>0). При АР с отрицатель-ным скольжением (s<0) годограф сопро-тивления на зажимах РС перемещается из левой полуплоскости вправо.

Форма характеристик ИО АЛАР представлена для чисто реактивной схемы замещения энергосистемы для упрощения выбора уставок АЛАР. (Учёт активного сопротивления энергосисте-мы оказывает меньшее влияние на ра-боту АЛАР, чем изменения состава и па-раметров элементов энергосистемы.)

Характеристика реле Z1 имеет фор-му прямоугольника, симметричного отно-сительно оси jX, верхняя сторона которо-го проходит по оси R, нижняя – через точку (0, X1 УСТ), а боковые стороны – через точки (R1 УСТ, 0) и (-R1 УСТ, 0). Угол максимальной чувствительности φ1 МЧ реле Z1 равен 270°.

Сопротивление уставки X1 УСТ реле Z1 с запасом (с коэффициентом k) превы-шает сумму переходного сопротивления

генератора Х’d и трансформатора ХT:Х1 УСТ = –k (Х’d+ХT).Характеристика  реле  Z2 имеет

форму прямоугольника, также симме-тричного относительно оси X, верхняя сторона которого проходит через точку (0, X2 УСТ), нижняя – через точку (0, X2 СМ), а боковые стороны – через точки (R2 УСТ, 0) и (-R2 УСТ, 0). Угол максимальной чувстви-тельности φ2 МЧ реле Z2 равен 90°.

Сопротивление уставки Х2 УСТ с запа-сом (с коэффициентом k) больше сопротив-ления сис темы ХC:

Х2 УСТ = kХС.Сопротивление смещения Х2 СМ

характерис тики  реле  Z2 в нижнюю по-луплоскость равно сопротивлению трансформатора:

Х2 СМ = –ХТ.Таким образом, часть характеристи-

ки реле Z1, не пересекающаяся с характе-ристикой реле Z2, при АР охватывает со-противление генератора (зону I ступени), общая часть характеристик реле Z1 и Z2 – сопротивление  трансформатора  (зону  II ступени), а непересекающаяся часть ха-рактеристики  реле  Z2 – сопротивление линии вместе с сопротивлением системы со стороны, противоположной подстан-ции (зону III ступени).

Характеристика  реле  ZС сигналь-ной ступени выполнена в форме лин-зы (с вертикальной осью, направленной по оси X), которая составлена из дуг двух окружностей. Каждая дуга опирается на сумму сопротивлений (X1 УСТ+X2 УСТ), причём любая точка дуги соответствует углу δУСТ между векторами э.д.с. генера-тора и системы.

Угол δИ УСТ для избыточных ступе-ней регулируется в диапазоне от 90° до 180°, а угол δД УСТ для дефицитных ступеней – от 270° до 360°. Значение угла δУСТ выбирается равным критиче-скому углу δКР (по условиям динамиче-ской устойчивости).

Реле направления активной мощ-ности М используется для отстройки от режима нагрузки, фиксации знака скольжения, а также для счёта циклов АР. Угол максимальной чувствительно-сти реле М равен 180° (реле срабатыва-ет при направлении мощности от шин к трансформатору блока). Штриховкой

на рисунке 4 показана область несраба-тывания реле М.

Реле тока прямой последователь-ности  РТI1 предназначено для вывода АЛАР из работы при токах нагрузочного режима (меньших номинального тока). Так как в каждом цикле АР значение то-ка блока может снижаться ниже значения номинального тока, в блоке логики АЛАР предусмотрено продление сигнала от ре-ле РТI1 на время, большее, чем допусти-мая длительность цикла АР.

По появлению сигналов срабаты-вания  реле  ZС,  Z1  и  Z2 АЛАР фиксирует начало АР, местонахождение ЭЦК в ге-нераторе  (I  ступень),  трансформаторе (II ступень) или в системе (III ступень).

Сигнальная ступень срабатывает при пересечении годографом Z грани-цы  характеристики  реле  ZС и вызыва-ет свечение светодиода «Асинхронный режим» на дисплее комплекта, лампы «Срабатывание» шкафа с действием на подстанционную сигнализацию.

Первая ступень АЛАР фиксирует расположение ЭЦК в генераторе, что соответствует прохождению годогра-фа входного сопротивления Z через об-ласть срабатывания реле Z1 и несраба-тывания реле Z2.

Вторая ступень АЛАР срабатывает при расположении ЭЦК в трансформа-торе, что соответствует прохождению годографа Z через общую область сра-батывания реле Z1 и Z2.

Третья ступень АЛАР срабатывает при расположении ЭЦК вне блока, в си-стеме, что соответствует прохождению годографа Z через область срабатывания реле Z2 и несрабатывания реле Z1.

Для отстройки АЛАР от режимов нагрузки и синхронных качаний дей-ствие её рабочих ступеней на внешние устройства предусмотрено при превы-шении заданного для каждой ступени числа циклов АР.

Для счёта числа циклов АР ис-пользуется факт пересечения годогра-фом Z границы характеристики реле на-правления мощности М.

При положении ЭЦК в зоне I  или  II  ступеней  (в  блоке  генератор-трансформатор) АЛАР по заданию за-казчика действует на отключение

ПРАКтиКА



блока, как избыточная ступень, незави-симо от знака скольжения.

При  положении  ЭЦК  в  зоне  III ступени (в энергосистеме, вне блока генератор-трансформатор)  III  ступень АЛАР в зависимости от знака скольже-ния s выдаёт сигналы на сброс гене-раторной мощности станции или от-ключение прилегающей нагрузки. Для этого третья ступень имеет два выхо-да: «III ступень АЛАР изб.» и «III ступень АЛАР  деф.».  Сигнал  на  выходе  «III  сту-пень АЛАР изб.» появляется, если блок является избыточной частью по отно-шению к системе (s>0), а сигнал на вы-ходе «III ступень АЛАР деф.» появляется, если блок является дефицитной частью по отношению к системе (s<0).

При превышении длительностью всего АР заданного значения времени ТАР («затянувшийся» АР) I, II и III ступени АЛАР срабатывают независимо от чис-ла завершённых циклов АР.

Действия  I,  II  и  III  ступеней  АЛАР блокируются при превышении длитель-ностью цикла АР максимально возмож-ного значения длительности цикла (ТЦ) АР – для предотвращения срыва ре-синхронизации, которая может проис-ходить под действием синхронизирую-щих моментов самой энергосистемы.

Для избыточного (s>0) и дефицит-ного (s<0) каналов действия АЛАР значе-ния уставок ТЦ и ТАР задаются отдельно.

Предусмотрена выдержка вре-мени  срабатывания  III  ступени  АЛАР ТIII, предназначенная для согласова-

ния с действием устройства АЛАР, установленного на противоположном конце линии, отходящей от шин ВН блока. При наличии на линии ответ-вления с нагрузкой меньшее время срабатывания  III ступени должно уста-навливаться со стороны дефицитной энергосистемы.

Предусмотрены выходы рабочих ступеней АЛАР на отключение выклю-чателя ВВН, а также на отдельные вы-ходные реле для действия на другие устройства ПА.

Испытания АЛАР. Проверка АЛАР может производиться двумя способами:•   испытание  устройства  АЛАР 

на модели энергосистемы со-вместно с другими устройствами противоаварийной автоматики, та-кими как АЧР, АПНУ, АОПЧ, АОСЧ, АОПН. Управляющие воздействия от этих устройств, действуя на вы-ключатели и устройства регули-рования частоты, напряжения, ак-тивной и реактивной мощности элементов энергосистемы, долж-ны сохранять или восстанавливать устойчивую работу энергосисте-мы. Для проверки эффективности противоаварийной автоматики при этом необходимы подробные све-дения о динамических свойствах системы. В настоящее время для таких испытаний используются ги-бридные электродинамические мо-дели, на смену им приходят циф-ровые модели, например, RTDS

(фирма  RTDS,  Technologies  Inc.,  Ка-нада). Такие модели, отражающие актуальный состав первичного и вторичного оборудования, пред-полагается в дальнейшем иметь в каждой крупной энергосистеме, и они будут использоваться для ис-пытаний АЛАР;

•   испытание  устройства  АЛАР,  пред-назначенного для выявления АР, на упрощенной модели энергоси-стемы, путём имитации АР, когда АЛАР должна срабатывать, и режи-мов, при которых АЛАР не должна срабатывать (нагрузочный режим, качания, КЗ), с использованием ав-томатизированных испытательных комплексов, например, типа СМС (фирма  OMICRON,  Австрия)  или РЕТОМ (НПП «Динамика», РФ). Этот способ не требует подробных све-дений о динамических свойствах системы, в которой используется АЛАР, он предназначен и использу-ется в настоящее время при выпуске и наладке АЛАР.

Ниже приводятся результаты приёмо-сдаточных испытаний АЛАР по второму способу с помощью програм-мы NetSim программно-испытательного комплекса СМС (OMICRON) и программы RL-модель  (РЕТОМ,  «Динамика»).  Досто-инством  NetSim  является  возможность видеть на плоскости Z заданные характе-ристики РС, а достоинством RL-модели – наличие в ней динамической векторной диаграммы (рисунки 5 а и 5 б).

Рис. 5 а. Окна программы

NetSim СМС

при испытаниях


ПРАКтиКА

44 01 / Ноябрь 2010


Испытания АЛАР блока генератор-трансформатор.Соответствие параметров сети, модели и уставок АЛАР блока показано на рисунке 6.

Рис. 5 б. Окна программы

RL-модель РЕТОМ

при испытаниях


Рис. 6. Соответствие

параметров сети,

уставок РС терминала

и модели (СМС, РЕТОМ).

ПРАКтиКА



Рис. 7. Уставки ИО

и уставки по времени


Сеть Уставки реле сопротивления NetSim RL-модель

XC2 X2 Z1LINE + Z1source2 XL + Xq

XT + X’d X1 Z1source1 XS

XT XCM

Испытания проводились применительно к схеме энергосистемы рисунка 2. Моделиро-вание АР производилось изменением частоты энергосистемы Е1 до заданного скольжения. Мо-дули э.д.с. Е1 и Е2 принимались равными.

Начальный угол между векторами Е1 и Е2 принимался равным 45° для избыточно-го режима работы энергосистемы Е1, когда ЭДС Е1 опережает ЭДС Е2, или 315° для дефицитного режима энергосистемы Е1. Длительность пред-варительного нагрузочного режима выбиралась равной 5 с, асинхронного режима – 10 с.

Для того, чтобы при равенстве Е1 и Е2 го-дограф Z, проходящий посередине между Х1 УСТ и Х2 УСТ (прямая 2 на рисунке 4), попадал в зо-

ну действия проверяемой ступени, параме-тры энергосистемы и уставки ступеней АЛАР варьировались.

Анализ действия АЛАР при испытаниях от СМС и РЕТОМ производился с использовани-ем комплекса программы анализа аварийных осциллограмм  WNDR  для  терминалов  БЭ2704. При этом записывались и воспроизводились осциллограммы токов и напряжений, подавае-мых от испытательной установки, а также вы-ходные сигналы ИО и ступеней АЛАР.

Уставки АЛАР выбирались с учётом мини-мизации времени, требуемого для проведения испытаний (рисунок 7).

Моделировался переток активной мощ-ности от блока к шинам (избыточный режим) и от системы к шинам ВН блока (дефицитный режим). Выбраны: число циклов АР n=5, период одного цикла  –  tЦ=2 с, длительность асинхрон-ного режима – tАР=10 с.

На рисунках 8–11 приведены с пояснения-ми осциллограммы некоторых проверок.

Осциллограмма на рисунке 8 иллю-стрирует  срабатывание  I  ступени  (сигнал  98) на  первом  цикле  и  несрабатывание  II,  IIIИЗБ и  IIIдеф ступеней АЛАР (сигналы 125, 121, 122) при нахождении ЭЦК в зоне I ступени (в гене-раторе), когда срабатывает реле сопротивле-

ния Z1 (сигналы 7, 8, 9) и не срабатывает реле сопротивления Z2 (сигналы 10, 11, 12). Сраба-тывание ступени фиксируется при выходе го-дографа Z  из  области  срабатывания  реле  Z1 («с выходом по Z») при токе, меньшем макси-мального тока АР.

Осциллограмма на рисунке 9 иллюстриру-ет блокировку I, II, IIIИЗБ и IIIДЕФ ступеней АЛАР при нахождении  ЭЦК  в  зоне  I  ступени,  если  реаль-ное время цикла АР  (tЦ=2 с) превышает уставку по максимально допустимому времени цикла АР (ТЦ=1,9 с). Этим предотвращается излишнее дей-ствие АЛАР на втором цикле, что могло бы пре-пятствовать ресинхронизации.

ПРАКтиКА

46 01 / Ноябрь 2010


Рис. 8.

Осциллограмма

срабатывания I ступени

АЛАР по Z.

∆f=0,5 Гц; s>0;

NI= NII= NIII=1 цикл;

II и III ступени АЛАР

не срабатывают.

Рис. 9.


блокировки АЛАР в зоне

I ступени (по Z) при tЦ=2

с больше допустимого

ТЦ=1,9 с; ∆f=0,5 Гц; s>0;

NI=NII=NIII=2 цикла.

II и III ступени также

не срабатывают.

Осциллограмма на рисунке 10 иллюстриру-ет срабатывание IIIДЕФ ступени АЛАР при нахожде-нии ЭЦК в зоне III ступени через время 6,24 с после фиксации АР (после истечения времени ТАР=5 с) и раньше, чем IIIДЕФ ступень сработала бы по счёт-

чику  циклов  (t=NIIIД/∆f=5/0,5=10  c).  Срабатывание происходит «с выходом по М», сразу же после воз-врата реле направления активной мощности М (сигналы 13, 14, 15), быстрее, чем «c выходом по Z» (сигналы 10, 11, 12), но при максимальном токе АР.

ПРАКтиКА



Рис. 10.


срабатывания IIIДЕФ

ступени «с выходом по М»

до наступления 5-го цикла.

∆f=0,5 Гц; s<0; NIIIД=5.

Рис. 11.


несрабатывания АЛАР

при качаниях ∆f=0,5 Гц, s>0,

NI=NII=NIII=1, δСИГН=140 (70°),

ТЦ=2,1 с, ТАР=10 с.

БНН и БКЗ не введены.

Осциллограмма на рисунке 11 иллюстри-рует несрабатывание ступеней АЛАР при качани-ях (из-за несрабатывания реле направления ак-

тивной мощности М – сигналы 13, 14, 15) с тем же скольжением, что и при АР на рисунке 10. Размах качаний – от 5° до 90° (Е1 опережает Е2).

ПРАКтиКА

48 01 / Ноябрь 2010


Реализация  АЛАР  линии.  Алго-ритм работы АЛАР линии разработан применительно к схеме замещения энер-госистемы на рисунке 12, которая состо-

ит из предвключённой части (система 1) с э.д.с. Е1 и внутренним сопротивлением ХС1 и системы 2 с э.д.с. Е2 и внут ренним со-противлением ХС2 (система 2), между кото-

рыми включена линия с сопротивлением ХЛ (рассматривается схема замещения без учёта активных соп ротивлений). Устрой-ство АЛАР установлено на подстанции 1.

На рисунке 12 б сопротивления ХС1, ХЛ и ХС2 показаны на комплексной пло-скости Z. Место установки АЛАР соответ-ствует началу координат. Точки, соответ-ствующие начальному (нагрузочному) режиму (1 или 2) и асинхронному режи-му (точки (3–6)) показаны в предположе-нии, что э.д.с. Е1 и Е2 равны по модулю. При этом точки (1–6) лежат на горизон-тальной прямой 1 (годографе Z), прохо-дящей через середину суммарного со-противления участков моделируемой энергосистемы (ХС1+ХЛ +ХС2).

Точка 1 (ZНАЧ1) комплексной пло-скости сопротивлений соответству-ет режиму, при котором ток протекает от шин подстанции 1 в линию и э.д.с. Е1 опережает Е2, то есть система 1 яв-ляется избыточной. Угол δ между э.д.с. Е1 и Е2 равен углу между прямыми, проведёнными из точки годографа Z к концам суммарного сопротивления системы. При условии, что угол δ отсчи-тывается от Е2 против часовой стрелки, начальный угол δНАЧ1 в режиме 1 мень-ше 90° (по условиям устойчивости на-грузочного режима). В точке 2 (ZНАЧ2), напротив, ток протекает от линии к ши-нам, Е2 опережает Е1, угол δНАЧ2 больше 270°. Переход угла δ через 180° при АР эквивалентен изменению направления активной мощности.

Структурная схема АЛАР линии, со-держащей три рабочие ступени, приве-дена на рисунке 13.

АЛАР линии имеет одну зону ра-боты, охватывающую линию, и реагиру-ет на прохождение ЭЦК через сопротив-ление линии ХЛ (точка 5 на рисунке 12 б). АЛАР линии содержит три ступени.

Измерительными органами АЛАР линии являются реле сопротивления Z1  и  ZС, реле направления активной мощности М и реле тока прямой после-довательности РТI1 (рисунок 13).

Реле сопротивления АЛАР Z1 и ZС состоят из трёх междуфазных реле (АВ, ВС и СА), включённых по логиче-ской схеме «И» для отстройки от КЗ

Рис. 12. Схема системы (а) и ха-

рактеристики измерительных

органов АЛАР линии (б).

Рис. 13.

Структурная схема

АЛАР линии.

ПРАКтиКА



на землю и несимметричных режимов работы энергосистемы.

Характеристика реле  сопротивления ZС со-стоит из двух дуг. Каждая дуга является геометри-ческим местом точек, в которых угол δ одинаков (вписанный угол δ опирается на дугу окружности 2δ) и равен критическому углу δКР, при котором из данного нагрузочного режима может наступить потеря устойчивости при перегрузке линии актив-ной мощностью. Реле сопротивления ZС использу-ется в первой ступени АЛАР для выявления АР.

Реле сопротивления Z1 имеют характерис-тику в форме прямоугольника, которая с за-данным запасом охватывает реактивное со-противление линии. Реле сопротивления Z1 используется во второй и третьей ступенях АЛАР с двойной целью: для ограничения зоны срабатывания АЛАР защищаемой линией и для определения момента действия ступени при выходе годографа входного сопротивления Z из области срабатывания реле Z1.

Реле М и РТI1 имеют то же назначение, что и в АЛАР блока.

Первая ступень АЛАР может использовать-ся как сигнальная или как быстродействующая (на первом цикле) рабочая ступень и не имеет счётчика циклов.

Все ступени АЛАР линии имеют по два вы-хода – «избыточный» и «дефицитный», – действу-ющие на выходные реле и на сигнализацию. Из-быточный выход соответствует положительному скольжению, когда система 1 ускоряется по от-ношению к системе 2, а дефицитный выход соот-ветствует отрицательному скольжению.

Структурная схема АЛАР линии содержит программные блоки ступеней В1-В3 и вспомо-гательные программные блоки В4-В7, аналогич-ные тем, что используются в АЛАР блока.

Испытания  АЛАР  линии. Данные о то-ках и напряжениях в асинхронном режиме при испытании АЛАР линии были получены в ви-де  COMTRADE-файла  на  программной  модели энергосистемы, примыкающей к линии Кинде-ри – Букаш энергосистемы Татарстана. Расчёт-ная схема энергосистемы при испытаниях при-ведена на рисунке 14.

Рис. 14. Эквивалентная

расчётная схема

энергосистемы.

В качестве исходного режима принят макси-мальный нагрузочный режим энергосистемы. Мо-делирование АР с помощью СМС или РЕТОМ про-изводилось плавным, с постоянной скоростью, изменением частоты энергосистемы 1 до заданно-го скольжения. В результате время цикла в начале процесса больше заданного, и в некоторых случа-ях действие АЛАР могло вначале блокироваться.

Начальный угол между векторами Е1 и Е2 принимался равным 45° для избыточного режима энергосистемы 1, когда Е1 опережает Е2, или 315° – для дефицитного режима энергосисте-мы 1. Длительность предварительного нагрузоч-ного режима 10 с, асинхронного режима – 5 с.

На рисунке 15 приведены уставки измери-тельных органов АЛАР.

Рис. 15. Уставки ИО АЛАР линии.

ПРАКтиКА

50 01 / Ноябрь 2010

При испытаниях уставки были выбраны та-кими, чтобы уменьшить время, требуемое для проведения испытаний, и оставались неизмен-ными во время проверки, за исключением вре-мени задержки пуска третьей ступени после срабатывания второй ступени, которое было уменьшено при последнем опыте с целью про-верки действия третьей ступени АЛАР.

На рисунках 16–18 приведены некоторые

осциллограммы, полученные при проверке ал-горитма АЛАР линии.

Осциллограмма на рисунке 16 иллюстри-рует  срабатывание  ступеней  IИЗБ  и  IIИЗБ (сигна-лы 106, 108) и несрабатывание ступени IIIИЗБ (сиг-нал 109) АЛАР, так как заданное время (ТIII=10 с) задержки  срабатывания  III  ступени  после  сра-батывания II ступени ТIII превышает время суще-ствования асинхронного режима tАР, равное 5 с.

Рис. 17. Осциллограмма

срабатывания IДЕФ

и IIДЕФ ступеней.

∆f=0,5 Гц; s<0;

NI=NII=NIII=1 цикл;

IIIДЕФ ступень

не срабатывает:

ТIII=10 с>tАР=5 с.


Рис. 16. Осциллограмма

срабатывания

IИЗБ и IIИЗБ ступеней.

∆f=2 Гц; s>0; NI= NII=

NIII=1 цикл;

IIIИЗБ ступень

не срабатывает:

ТIII=10 с > tАР=5 с.

шурупов Алексей

Александрович

Дата рождения:

25.03.1951 г.

Год окончания

вуза – 1973, НПИ.

Год и место защиты

диссертации к.т.н. –

1981, НПИ.

Учёное звание – кандидат

технических наук.

Учёная степень – старший

научный сотрудник.

Заведующий отделом

защит подстанционного

оборудования


ПРАКтиКА


Малый Альберт

петрович


01.06.1935 г.

Год окончания вуза –

1958, МЭИ.

Год и место защиты

диссертации к. т.н. –

1988, НПИ.

Учёное звание – кандидат


Учёная степень – старший

научный сотрудник.

Должность –

ведущий инженер


На осциллограмме рисунка 17 приведе-ны результаты проверки АЛАР при отрицатель-ном скольжении (s<0) и при частоте скольжения ∆f=0,5 Гц (остальные условия проверки – те же, что и на рисунке 16). При этом срабатывают сту-пени IДЕФ и IIДЕФ (сигналы 110, 111) и так же не сраба-

тывает ступень IIIДЕФ (сигнал 112) АЛАР.Осциллограмма рисунка 18 снята при

∆f=2 Гц и ТIII=0,1 с, причём ТIII не превышает вре-мени существования асинхронного режима tАР, равного 5 с; при этом срабатывают  IДЕФ,  IIДЕФ и IIIДЕФ АЛАР (сигналы 110, 111 и 112).


Иванов Сергей

Анатольевич


06.09.1980 г.



им. Ульянова, 2002 г.

Факультет – Электротех-

нический.

Кафедра – Электрических

и Электронных Аппаратов

Диплом инженера-

электромеханика.

Инженер-программист,

Отдел перспективных

разработок


Рис. 18. Осциллограмма срабатывания IДЕФ, IIДЕФ и IIIДЕФ ступеней.

∆f=2 Гц; s<0; NI= NII=NIII=1 цикл; IIIДЕФ ступень срабатывает, так как изменено ТIII: ТIII=0,1 с < tАР=5 с.

Проведенные испытания АЛАР блока генератор-трансформатор и АЛАР линии пока-зали правильное функционирование алгорит-мов АЛАР в части:•   определения знака скольжения в начале АР;•   блокировки каналов с противоположным зна-

ком скольжения;•   срабатывание  I,  II и  III  ступеней в избыточном 

и дефицитном режимах;•   блокировки  АЛАР  при  увеличении  времени 

цикла АР;•   срабатывания АЛАР при длительном АР.

Образцы шкафов ШЭ2607 103 и ШЭ2607 104 в 2008–2009 годах установлены в опытную экс-

плуатацию в Татэнерго. За время, прошедшее с момента ввода шкафов, АР не наблюдался. Во время имевших место КЗ излишнего срабаты-вания АЛАР не происходило. На рисунке 19 пред-ставлена осциллограмма шкафа ШЭ2607 103 при близком однофазном КЗ на ВЛ-220 кВ, отходящей от шин Заинской ГРЭС.

При выбранных уставках во время КЗ не срабатывали реле сопротивления АЛАР. Кро-ме того, на всё время КЗ действие АЛАР было за-блокировано сигналом «16 РТ I2 БКЗ».

Осциллограмма (рисунок 20) снята осцил-лографом шкафа ШЭ2607 103 при трёхфазном КЗ на генераторе Нижнекамской ТЭЦ-1.

ПРАКтиКА

52 01 / Ноябрь 2010


Во время КЗ на генераторе («за спиной») зафиксировано срабатывание реле направле-ния активной мощности, но при выбранных уставках во время КЗ не срабатывали реле со-п ротивления АЛАР.

Функция АЛАР реализована в шкафах серии ШЭ2607, выполненных в соответствии с техническими условиями, согласованными с ФСК ЕЭС. Шкафы серии ШЭ2607 отвечают всем требованиям, предъявляемым к устройствам релейной защиты и автоматики в отношении надёжности, электромагнитной совместимости и устойчивости функционирования.

Рис. 19. Осциллограмма шкафа ШЭ2607 103 при близком однофазном КЗ на ВЛ-220 кВ, отходящей от шин Заинской ГРЭС.

Рис. 20. Осциллограмма шкафа ШЭ2607 103 при трёхфазном КЗ на генераторе Нижнекамской ТЭЦ-1.

Литература:1. Руководящие указания по противоаварийной автоматике

УДК 621.311.004.65:621.316.925/М.: «СОЮЗТЕХЭНЕРГО», 1987.2. Методические указания по устойчивости энерго-

систем. Утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, 2003.

4. Общие требования к системам противоаварийной и режим-ной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметри-ческой информации, технологической связи в ЕЭС России. Приложение № 1 к приказу РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 № 57. – М.: 2008.

5. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Окин А. А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 390 с.

Кошельков Иван



09.03.1987 г.

Высшее образование:

ФГОУ ВПО «Чувашский



им. И.Н. Ульянова»,

кафедра электрических

и электронных аппаратов,

степень магистра

техники и технологии

по направлению

«Электротехника,

электромеханика

и электротехнологии»

в 2010 году.

Инженер


павлов юрий

николаевич


06.07.1983 г.

Окончил в 2006 году

кафедру электрических

и электронных аппаратов

электротехнического

факультета Чувашского

госуниверситета.

Руководитель

группы отдела защит

подстанционного

оборудования



��

��

��

��

��

��

��

��

��

ПРАКтиКА

54 01 / Ноябрь 2010

испытание и ввод в эксплуатацию

Автор:

А. А. Николаев,

ООО «НПП «Динамика»,


пРОвеРКА И нАСтРОйКА вч зАгРАдИтелей С пОМОщью ИСпытАтельнОгО КОМплеКСА РетОМ-вчмВ статье рассматриваются особенности проверки высокочастотного заградителя с ис-пользованием программно-технического комплекса РЕТОМ-ВЧм. Для проверок ис-пользован метод трех вольтметров и мостовая схема. Приведен анализ результатов, полученных в реальных условиях эксплуатации. Показаны преимущества автоматизи-рованной программы проверки. Отмечается, что использование системы РЕТОМ-ВЧм позволяет существенно сэкономить трудозатраты и сократить общее время проверок.

Программно-технический комплекс РЕТОМ–ВЧм [1] производства ООО «НПП «Ди-намика» (г. Чебоксары) выпускается с 2002 года и предназначен для проверок ВЧ аппаратуры каналов передачи и приёма телекоманд релей-ной защиты и противоаварийной автоматики и связи, фильтров присоединения, разделитель-ных фильтров, ВЧ заградителей с элементами на-стройки и других составных частей ВЧ тракта. Комплекс заменяет от 10 до 15 обычных прибо-ров и вспомогательных блоков, применяемых при проверке ВЧ оборудования РЗА, и, соответ-ственно, облегчает транспортировку. Комплекс позволяет проводить автоматический или руч-ной контроль параметров ВЧ аппаратуры ка-налов РЗА, автоматически обрабатывать ре-зультаты испытаний, выдать готовый протокол на печать.

Ключевые слова: испытательная система, высокочастотный за-градитель, автоматизация выполнения прове-рок и обработки результатов измерения.

Комплекс состоит из следующих составных частей (рисунок 1):1) устройство РЕТОМ-ВЧ/25;2) ВЧ тестер ВЧТ-25;3)   магазин RLC ВЧР-50м;4) магазин затуханий ВЧА-75.

Применение в комплексе самых совре-менных электронных компонентов и методов их сборки позволило создать простой, удобный и малогабаритный прибор, реализующий те же функции, что и комплект обычных приборов, но имеющий высокую степень автоматизации, как выполнения работ, так и обработки резуль-татов испытаний. Применение новых методик в проведении проверок дает существенную эко-номию трудозатрат.

С помощью комплекса РЕТОМ-ВЧм можно проверить практически любое ВЧ оборудование на энергопредприятии, и в настоящей статье представлена методика проверки и настройки высокочастотных параметров ВЧ заградителей.

Для выполнения этих испытательных ра-бот НПП «Динамика» разработало специальный балансировочный блок, который входит в состав модернизированного магазина ВЧР-50м.

Рис. 1.

Состав комплекса

РЕТОМ-ВЧм.

ПРАКтиКА


3.     Измерение  активного  сопротивления ВЧ заградителя.

Особенность проверки активной состав-ляющей полного сопротивления ВЧ загради-теля [2] состоит в том, что сопротивление за-градителя может быть частично скомпоновано реактивным сопротивлением шин подстанции. На практике существует две основные мето-дики определения активной составляющей: метод трех вольтметров и «мостовая схема». На объектах измерения проводятся также раз-личными способами, а зачастую не проводятся вообще, т. к. еще недавно считалось, что загра-дитель – устройство надежное и с ним ничего произойти не может.


Применение балансировочного блока позволит значительно снизить трудозатраты и уменьшить весогабаритные показатели прове-рочной аппаратуры при проведении следующих работ на ВЧ заградителе:•   проверка и настройка параллельных и после-

довательных контуров элемента настройки;•   определение модуля полного сопротивления;•   определение активной составляющей полного 

сопротивления;•   построение частотных характеристик 

сопротивлений.Также для облегчения работы по снятию

характеристик заградителей была написана ав-томатизированная проверка снятия полного со-противления заградителя и активной составля-ющей сопротивления заградителя.1.     Проверка  частоты  настройки  параллель-

ных и последовательных контуров элемен-та настройки ВЧ заградителя.

1.1. Собирается схема проверки контуров, пред-ставленная на рисунке 2;

1.2. Проверка выполняется с использованием стандартного пакета программ испытатель-ного комплекса РЕТОМ-ВЧм «Виртуальная ВЧ лаборатория». Результаты представляются в виде графиков и таблиц, представленных на рисунке 3.

2.     Измерение модуля полного сопротивления ВЧ заградителя по мостовой схеме.

2.1. Собирается мостовая схема измерения (рисунок 4). Для этого используется диф-ференциальный трансформатор Т и набор резисторов. Все перечисленные элемен-ты включены в состав магазина ВЧР-50м. В качестве генератора G в данной схеме используется ВЧ генератор РЕТОМ-ВЧ/25, в  качестве  вольтметра  V  –  высокочастот-ный тестер ВЧТ-25;

2.2. Устанавливается напряжение 100 мВ на ре-зисторе R1 (100 Ом);

2.3. Тестер ВЧТ-25, подключенный параллельно заградителю, отображает на дисплее вели-чину модуля его полного сопротивления.

Рис. 4. Мостовая схема проверки полного

сопротивления ВЧ заградителя.

Рис. 2.

Схема для проверки

и настройки контуров,

входящих в схему

заградителя.

Рис. 3.

Графики АЧХ контуров:

а) параллельного

б) последовательного.

ПРАКтиКА

56 01 / Ноябрь 2010


Рис. 5. Мостовая схема определения активного

сопротивления ВЧ заградителя.

Рис. 6. Частотные характеристики модуля полного Z и активного R сопротивлений

ВЧ заградителя типа ВЗ-600.

Однако существует множество факторов, влияющих на работу ВЧ заградителя: наличие КЗ витков, пробой элемента настройки, разруше-ние металлических винтов под действием боль-ших электромагнитных полей и т. д. То есть про-верять параметры ВЧ заградителя необходимо, и такого же мнения придерживается большин-ство специалистов по ВЧ связи.

сопротивления заградителя – положение 1, при индуктивном – положение 2;

3.3. Производится балансировка: подбо-ром сопротивления R3 и емкости С2 вы-ставляется  минимальное  напряжение  V на тестере ВЧТ-25;

3.4. Активное сопротивление ВЧ заградителя бу-дет равно выставленному R3.

4.      Частотные  характеристики  полного  и  ак-тивного сопротивления ВЧ заградителя.

4.1. Для построения частотных характеристик сопротивления заградителя собираются схе-мы, изображенные на рисунках 4 и 5;

4.2. Генератором подаются сигналы на разных частотах в диапазоне полосы заграждения. Определяются модуль полного сопротивле-ния и его активная составляющая;

4.3. По результатам строится график.В качестве примера на рисунке 6 приведены результаты измерения частотных характери-стик ВЧ заградителя типа ВЗ-600, построенного по схеме фильтра верхних частот.5.      Автоматизированная процедура проверки 

ВЧ заградителей.Проверка предназначена для того, чтобы в пла-новых мероприятиях энергообъектов достовер-но измерять различные параметры ВЧ загради-телей, например;•    активную составляющую полного сопротив-

ления ВЧ заградителя;•    модуль полного сопротивления ВЧ заградителя; 

3.1. Собирается мостовая схема (рисунок 5). Для этого используются элементы магазина ВЧР-50м – дифференциальный трансформа-тор, набор резисторов, набор конденсато-ров. В качестве генератора G – ВЧ генератор РЕТОМ-ВЧ/25, в качестве вольтметра V – тес-тер ВЧТ-25;

3.2. Выбирается способ подключения емкости вольтметра  V:  при  емкостном  характере

ПРАКтиКА



Для того, чтобы начать проверку, собираем схему соединения, приведенную на рисунке 7.

Далее нажимаем клавишу Старт. Програм-ма строит соответствующие характеристики (ри-сунок 8).

Рис. 8. Графики полного сопротивления (слева) и активной составляющей сопротивления

ВЧ заградителя (справа), снятые по упрощенной эквивалентной схеме.

Характеристики построены по упрощен-ной схеме замещения ВЧ заградителя, подобной схеме, изображенной на рисунке 7.

6.     Заключение.Диагностика ВЧ заградителя – трудоемкая рабо-та, требующая применения специального обо-рудования, которое не выпускается серийно. Использование автоматизированной програм-мы проверки ВЧ заградителей или ручной про-верки с помощью блока балансировочного в со-ставе РЕТОМ-ВЧм – это огромное преимущество и удобство эксплуатации, т. к. позволяет полно-стью отказаться от использования «самодель-ных» приборов и кратно сократить продолжи-тельность работ.

Результаты испытаний на объектах дока-зали успешность и предпочтительность приме-нения комплекса РЕТОМ-ВЧм и при проверке ВЧ заградителей.

Список литературы:1. Руководство по эксплуатации на комплекс программно-технический измерительный параметров высокочастот-ного оборудования в электроэнергетике РЕТОМ-ВЧм БРГА.441322.022 РЭ.2. Лубман Э. У., Рыжавский Г. Я., Цитвер И. И., Шагам И. Л. Спра-вочник по наладке каналов ВЧ связи по линиям электропере-дачи. Москва: Энергоатомиздат, 1984, 336 с.

николаев Александр

Анатольевич.

Год рождения: 1986;

в 2008 г. окончил

электротехнический

факультет Чувашского

государственного

университета

им. И.Н. Ульянова,

кафедра «Электрические

и электронные аппараты.

ООО «НПП «Динамика»,

г. Чебоксары, специалист

по эксплуатации

оборудования.

Рис. 7. Схема проверки

ВЧ заградителя.

ПРАКтиКА

58 01 / Ноябрь 2010

Эксплуатация

Авторы:

к.т.н. А.К. Белотелов,

НП «СРЗАУ»,

г. Москва

к.т.н. М.А. Шамис,

ЗАО «ЧЭАЗ»,


ОбеСпеченИе нАдежнОгО фунКцИОнИРОвАнИя СИСтеМ РелейнОй зАщИты И АвтОМАтИКИ в еЭС РОССИИ

Надежность функционирования систем ре-лейной защиты и автоматики (РЗА) играет зна-чительную роль в обеспечении надежности функционирования ЕЭС России. Надежность функ-ционирования, т. е. способность устройств и си-стем РЗА выполнять заданные функции в заданных режимах, характеризуется их эксплуатационной надежностью, которая, наряду с аппаратной на-дежностью устройств, обеспечивается комплек-сом запроектированных технических решений, а также системой эксплуатации и технического об-служивания. Можно назвать три фактора, обеспе-чивающих надлежащую надежность и эффектив-ность функционирования систем РЗА:1. Оптимальная структура построения и методоло-

гия применения устройств РЗА.2. Наличие квалифицированного персонала.3. Четкая система эксплуатации и технического

обслуживания устройств РЗА.Принятая еще в энергосистемах СССР сис-

тема эксплуатации и технического обслужива-ния базировалась фактически на двух организа-ционных регламентирующих документах:1. Типовое положение о службах релейной защи-

ты и автоматики.2. Правила технического обслуживания

устройств релейной защиты и электроавто-матики, дистанционного управления и сиг-нализации электростанций и подстанций 110–750 кВ.

Высокая эффективность принятой систе-мы эксплуатации и технического обслуживания подтверждалась стабильным показателем пра-вильной работы РЗА около 99,5–99,6 %. Переход на микропроцессорную базу и цифровые техно-логии привел к значительному техническому со-

Ключевые слова: релейная защита и автоматика, микропро-цессорные устройства, электромеханические устройства, надежность функционирования, эксплуатация и техническое обслуживание.

вершенству устройств и систем РЗА и в то же вре-мя, как показывают приведенные ниже данные, к снижению надежности функционирования.

Последние полные статистические данные по устройствам РЗА, находящимся в эксплуатации в ЕЭС России, были приведены в 2002 году «Фир-мой ОРГРЭС». Согласно этим данным, базирующим-ся на обработке форм статистической отчетности (формы 17, 18-энерго) от 89 энергетических пред-приятий, общее количество учитываемых устройств РЗА на 2002 год составляло 1 621 387 штук, из них:•   1 313 454 устройства релейной защиты;•   291 402 устройства электроавтоматики;•   16 531 устройство противоаварийной 

автоматики.Количество микропроцессорных (МП) ус-

тройств РЗА составляло 4 957, т. е. 0,4 % всех нахо-дящихся в эксплуатации в ЕЭС России устройств РЗА. Показатель правильной работы еще сохра-нялся на должном уровне и сос тавлял 99,58 %.

Из-за отсутствия финансирования в 2003 го-ду фирма ОРГРЭС прекратила обработку стати-стических данных о работе устройств РЗА в ЕЭС России. С 2004 года обработка статистики была возобновлена благодаря инициативе релейщиков ОАО «ФСК ЕЭС». К сожалению, указанная статисти-ка распространялась только на объекты Единой национальной электрической сети (ЕНЭС), но и эти данные, в сочетании с ориентировочной инфор-мацией от предприятий распределительных сетей и генерации, позволяют сделать ряд обобщений, касающихся нынешнего состояния РЗА:1. Учитывая низкие темпы нового строительства

и реконструкции действующих объектов элек-троэнергетики, общее количество устройств РЗА выросло, по сравнению с 2002 г., пример-но на 2–4 % и достигло 1,65–1,7 млн штук.

2. Доля МП устройств в общем количестве устройств РЗА, находящихся в эксплуатации, ориентировочно составляет:

•   ОАО «ФСК ЕЭС» – 9–10 %;•   предприятия распределительных 

сетей – 4–5 %;•   предприятия генерации – 3–4 %.

ПРАКтиКА



В соответствии с программами техниче-ского перевооружения, принятыми или прини-маемыми рядом энергопредприятий, например, ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК», намече-но завершить полный переход на МП устройства РЗА в течение 20–25 лет. Однако, учитывая реаль-ное финансирование этих программ, даже буду-чи оптимистами, можно ожидать, что длитель-ность упомянутого перехода составит не менее 30–40 лет.

Таким образом, можно констатировать, что большинство находящихся в эксплуата-ции устройств РЗА являются «традиционными» устройствами, выполненными на электроме-ханической и статической (микроэлектрон-ной) элементной базе. Указанные «традици-онные» устройства будут продолжать широко эксплуатироваться в течение весьма длитель-ного времени.3. Недостаточное финансирование, в сочета-

нии с ослаблением требований к качеству профилактического обслуживания, приве-ли к заметному росту реле и устройств РЗА, прежде всего электромеханических, выра-ботавших ресурс (срок службы), установ-ленный для них производителями. В боль-шинстве энергопредприятий отсутствуют полноценные комплекты «аварийных» ЗИП, необходимых для проведения ремонтов устройств РЗА. Даже там, где указанные ком-плекты имеются, численность запасных реле и близко не соответствует убедительно под-твердившим свою эффективность на практи-ке нормам, утвержденным ранее Минэнерго СССР, например, «Нормам расхода запасных реле и запасных частей для устройств ре-лейной защиты и автоматики в электриче-ских сетях напряжением 35 кВ и выше».

Наметилась явная тенденция старения (увеличения срока службы) находящихся в экс-плуатации устройств РЗА. Доля устройств, срок службы которых превышает 25 лет, устойчиво растет и составляет сейчас 65–70 %. Естествен-но, это приводит к увеличению доли непра-вильных действий устройств РЗА, обусловлен-ных старением. Так, если в 2004 г. указанная доля в общем количестве неправильных дей-ствий составляла 15,7 %, то в 2008 г. – почти в 2 раза больше: 31 %.4. Имеет место ухудшение показателя правиль-

ной работы устройств РЗА, который с упомя-нутых 99,5–99,6 % снизился до 98,7–98,9 % для всех эксплуатируемых в ЕНЭС устройств РЗА и до 92,2–95,1 для МП устройств.

На основании вышеизложенного мож-но однозначно утверждать, что для поддержа-ния на требуемом высоком уровне надежно-сти функционирования систем РЗА в масштабах страны необходимо обеспечить качественную эксплуатацию как МП, так и «традиционных» устройств РЗА. Нельзя отрицать те многочис-ленные преимущества, которыми обладают МП устройства РЗА, но нельзя скидывать со сче-тов преобладающие количество находящихся в эксплуатации «традиционных» устройств РЗА и накопленный десятилетиями положительный опыт их эксплуатации и эффективного функцио-нирования. При этом следует иметь в виду, что современные технологии позволяют улучшить технические характеристики «традиционных» устройств РЗА, расширить их функциональность, повысить надежность. На Чебоксарском элек-троаппаратном заводе (ЗАО «ЧЭАЗ»), основном на постсоветском пространстве производителе электромеханической и микроэлектронной ре-лейной аппаратуры, реализуется обширная про-грамма модернизации указанных устройств.

МП релейная защита, наряду с преимуще-ствами, имеет и недостатки. Прежде всего это небольшой срок службы – 12 лет и постоянно ме-няющееся программное обеспечение. Для срав-нения, срок службы электромеханических защит составляет от 15 до 25 лет. На практике встреча-ются электромеханические устройства РЗА, ра-ботающие гораздо более 25 лет, но последнее со-пряжено с повышенными трудозатратами на их техническое обслуживание.

Возвращаясь к нынешнему состоянию сис-тем РЗА в ЕЭС России, можно отметить, что по-прежнему сохраняется и действует на практи-ке следующий тезис: положительный эффект от внедрения микропроцессорных устройств и систем РЗА может быть получен при соблюде-нии трех основных условий:•   готовность объекта внедрения, 

в основном, по обеспечению электромагнитной совместимости;

•   внедрение не отдельных устройств, а системы РЗА, включающей в себя функции контроля и управления, интегрированной в АСУ ТП энергетического объекта;

•   наличие нормативных и методических материалов.

Если первые два условия строго соблю-даются, то с выполнением третьего условия дела обстоят из рук вон плохо. Вот уже 15 лет как мы внедряем микропроцессорные защиты, а стройной системы нормативно-технической

белотелов Алексей

Константинович

Кандидат


Президент

Некоммерческого

партнерства

«Содействие развитию

релейной защиты,

автоматики и управления

в электроэнергетике»,

Заместитель

генерального директора

ЗАО «ОРЗАУМ».

ПРАКтиКА

60 01 / Ноябрь 2010

документации, на основании которой должны проходить процессы проектирования, ввода в эксплуатацию и сама эксплуатация, так и нет.

В настоящее время все субъекты элек-троэнергетики руководствуются нормативно-технической документацией, входящей в пере-чень действующих нормативно-технических документов, имеющих рекомендательный ха-рактер в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании».

Имеется необходимый по номенклатуре объем разработанных нормативно-технических документов по техническому и оперативному обслуживанию устройств первого и второго по-коления – устройств РЗА, выполненных на элек-тромеханической и микроэлектронной базе. Соз-дан комплект НТД, которые определяют общие положения, требования и правила, касающиеся организации эксплуатации, технического и опе-ративного обслуживания. Наряду с этим ком-плектом НТД и заводской документацией имеют-ся типовые инструкции и методические указания по техническому обслуживанию большинства типов эксплуатирующихся устройств РЗА. Основ-ной объем указанных документов в свое время был разработан по заданиям Главного техниче-ского управления Минэнерго СССР и РАО «ЕЭС России», «Фирмой ОРГРЭС» с участием разработ-чиков из других организаций.

В лучшем положении оказались разработ-чики, которые опираются на созданные много лет назад «Общие технические требования к ми-кропроцессорным устройствам защиты и ав-томатики энергосистем» и ряд разработанных в последние годы стандартов ОАО «ФСК ЕЭС». Проектировщики пользуются недавно пере-смотренными и введенными в 2009 г. «Норма-ми технологического проектирования подстан-ций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ» и технической документацией про-изводителей МП устройств РЗА. В самом худшем положении оказалась эксплуатация, которая вынуждена обеспечивать правильное функци-онирование МП устройств РЗА, руководству-ясь действующими НТД с учетом рекомендаций каждого производителя МП устройств РЗА, а та-ковых у нас можно насчитать более десятка.

Как проектировщики, так и эксплуатация остро нуждаются в методических указаниях по рас-чету и выбору уставок обширной номенклатуры МП устройств РЗА, а с учетом того, что еще долгое вре-мя электромеханические и микропроцессорные защиты обречены на взаимодействие, необходима также разработка принципов их согласования.

Отрицательную роль сыграл также про-цесс реструктуризации служб релейной защиты. Представляется, что ошибочными решениями были разделение служб РЗА между диспетчер-ским управлением и эксплуатацией и выделе-ние из служб РЗА ремонтного персонала. Все это привело к дефициту и снижению квалификации специалистов служб РЗА всех уровней.

Выводы1. Первоочередной задачей при внедрении

микропроцессорных устройств РЗА считать разработку и формирование нормативно-технической базы, включающей в себя орга-низационные и технические документы.

2. Вернуться к прежней структуре и системе экс-плуатации РЗА, показавшей свою эффектив-ность на протяжении нескольких десятилетий.

3. Организовать сбор и обработку статистиче-ских данных и на их базе проводить анализ функционирования систем РЗА по всем субъ-ектам ЕЭС России.

4. Восстановить систему обучения, подготовки и переподготовки специалистов, занимающихся эксплуатацией и техническим обслуживанием систем РЗА.

5. Наряду с безусловным выполнением работ по внедрению современных микропроцессорных устройств РЗА в рамках нового строительства и комплексной реконструкции энергетических объектов, проводить работы по замещению выработавших свой ресурс электромеханиче-ских и статистических устройств РЗА на ана-логичные электромеханические и статистиче-ские устройства. Не допускать эксплуатацию устройств РЗА, срок службы которых превыша-ет предельный показатель 25 лет.

6. Обеспечить формирование ЗИП, необходимых для проведения ремонтов РЗА, в соответствии с ранее утвержденными нормами расхода запас-ных реле и запасных частей для устройств РЗА электростанций и электрических сетей.

7. Для замещения и ремонта электромеханических и статистических устройств РЗА организовать производство аппаратуры РЗА с улучшенными характеристиками на базе новых технологий.


шамис Михаил


Кандидат


Заместитель

генерального директора

ЗАО «Чебоксарский

электроаппаратный

завод».

ПРАКтиКА



Автор:

Б.Д. Шедриков,

Вологдаэнерго

ЭлеКтРОМехАнИчеСКИе уСтРОйСтвА РелейнОй зАщИты И АвтОМАтИКИ в ЭнеРгетИКе: нАСтОящее И будущее

1. ВведениеВ 2000 году в Великоустюгских электри-

ческих сетях (ВУЭС) Вологдаэнерго было начато строительство (модернизация) подстанций но-вого поколения без постоянного обслуживаю-щего персонала с микропроцессорной системой РЗА, выполненной для встраивания в АСУ ТП.

Попытки встроить микропроцессорные устройства РЗА (МП УРЗА) в существующие схе-мы РЗА подстанций показали неэффективность такого метода, поэтому для модернизируемой (строящейся) подстанции все схемы РЗА раз-рабатывались вновь. При разработке за основу брались типовые схемы «Энергосетьпроекта», и в них выполнялись изменения только там, где это было необходимо.

Модернизация подстанций выполнялась не по присоединениям, а целиком по всей под-станции. Только в этом случае удавалось соз-дать новую систему РЗА подстанции.

Учитывая, что МП УРЗА являются «нежны-ми» устройствами, которые боятся перенапря-жений, чувствительны к максимальным и ми-нимальным температурам, еще до применения МП УРЗА была выполнена попытка выработать стратегию применения МП УРЗА на подстанциях. При этом главный вопрос состоял в том, резер-вировать ли МП УРЗА присоединений 6–10–35 кВ простейшими МТЗ на электромеханике.

В 2000 году на техническом совете инжене-ров службы МСРЗА с небольшим перевесом по-бедила точка зрения, что можно обойтись и без МТЗ на электромеханике. Были выполнены четы-ре проекта модернизации четырех подстанций 35/10 кВ, на которых подсистема РЗА включала только МП УРЗА и не включала электромехани-ческие УРЗА.

Ключевые слова: модернизация, проектирование, релейная защита и автоматика, микропроцессорные устройства, электромеханические устройства.

2. Модернизация подстанций: началоВ 2001 году в ВУЭС модернизированы

4 подстанции 35/10 кВ, причем МП УРЗА присо-единений 10 кВ были размещены в ячейках КРН Мытищинского электромеханического завода. На четырех подстанциях было 32 присоедине-ния 10 кВ.

Зимой 2001–2002 годов температура на-ружного воздуха опустилась до минус 37°. МП УРЗА присоединений 10 кВ на этих четы-рех модернизированных подстанциях ока-зались в экстремальных условиях низких температур. Почти все 32 МП УРЗА стали по те-лемеханике периодически выдавать сигналы «Отказ» – «Работа».

Мы со страхом ждали дальнейшего пони-жения температуры, понимая, что при дальней-шем понижении температуры все 32 МП УРЗА «уйдут в полный отказ».

При температурах минус 40° и ниже высо-ковольтные провода натянуты как струны, и ве-роятность их обрыва с последующим КЗ велика. Вся сеть 10 кВ четырех подстанций останется без защит – значит, линии 10 кВ будут выгорать пролетами до тех пор, пока КЗ не приблизится к подстанции и не войдет в зону МТЗ 35 кВ вво-дов трансформаторов.

Но и отключать потребителей при такой температуре тоже нельзя. С волнением гото-вились к худшему и под впечатлением этой си-туации собрали технический совет службы РЗА, на котором повторно обсуждался один един-ственный вопрос: «Нужно ли применять на всех присоединениях 6–10–35–110 кВ резервную МТЗ на электромеханике?».

Мнение было единодушным: «Да, нужно, и причем всегда!!!».

К счастью, температура стала поднимать-ся и МП УРЗА вошли в свой нормальный режим работы.

Таким образом, природа нам дала чет-ко понять, что окончательную оценку нашей деятельности в области модернизации под-станций выдаст сама жизнь в процессе функ-

ПРАКтиКА

62 01 / Ноябрь 2010

ционирования нашей системы РЗА в дей-ствующих электроустановках. И только это мнение будет объективным и решающим.

После этого мы обратились к производи-телям МП УРЗА, чьи устройства мы применяли, с просьбой о том, чтобы опустить рабочий диа-пазон температур МП УРЗА ниже минус 40°, что и было выполнено.

3. Модернизация подстанций: продолжение 2002–2004 гг.

С 2002 года по 2004 год мы ежегодно про-ектировали и модернизировали по 2–3 под-станции в год. Причем была выработана новая стратегия построения системы РЗА на модер-низируемых (вновь строящихся) подстанциях.

Система РЗА необслуживаемой подстан-ции нового поколения должна быть надежной, и поэтому выполняется в двух уровнях:

•   первый  уровень  (основной)  выполня-ется на МП УРЗА. Основное назначение данного уровня – качественное выпол-нение функций РЗА. Вторым, не менее важным, назначением данного уровня является выполнение данным уровнем функций нижнего уровня АСУ ТП;

•   второй  уровень  (дополнительный)  вы-полняется на электромеханических УРЗА. Основное назначение данного уровня – обеспечение надежности всей системы РЗА подстанции в различных экстремаль-ных режимах (в режимах низких темпера-тур, отказе МП терминалов и. т.д.).

Количество элементов РЗА (реле, ключей, накладок и …) во втором уровне минимально, но данный уровень выполняется полноценным, способным обеспечить РЗА всей подстанции при выходе из строя всех МП УРЗА подстанции. Таким образом, подстанция, на которой повреждены сразу все электронные устройства, будет нести нагрузку с нормальными защитами.

Самую высокую надежность (живучесть) подстанции обеспечивает РЗА на электромеха-нике. Именно она нечувствительна к критиче-ским температурам и помехам различного рода. Поэтому 2-й уровень системы РЗА должен вы-полняться только на электромеханических ре-ле. Отсюда, для модернизируемой подстанции с постоянным оперативным током, применяется МТЗ на двух (трех) реле типа РТ-40 и одном реле времени типа РВ-100. Но эта МТЗ все же зависит от наличия оперативного тока.

Была поставлена новая задача – выполнить сверхнадежную МТЗ на электромеханике, работа которой не зависит от наличия оперативного тока.

Задача была выполнена. Независимо от то-го, что подстанция модернизируется на постоян-ном оперативном токе, выбирается резервная МТЗ, взятая с подстанций с переменным опера-тивным током. МТЗ выполняется на двух (трех) РТ-40 и одном реле времени типа РВМ-12.

К сожалению, в настоящее время электро-механическое реле РВМ-12 снято с производ-ства. Вместо него завод предлагает электронное статическое реле РСВ-13, но при такой замене резервную МТЗ уже нельзя назвать электроме-ханической защитой.

В ВУЭС имеется запас реле РВМ-12, но его недостаточно, и мы готовы закупать данные ре-ле по двойной рыночной цене.

Стоимость защиты 2-го уровня (резерв-ной МТЗ) минимальна. Например, для ВЛ 10 кВ ее стоимость составляет ~ 5 000–10 000 руб. При стоимости новой ячейки 10 кВ ~ 500 000 руб. сто-имость резервной МТЗ составляет всего 1–2 % от стоимости ячейки.

Первоначально, в нормальном режиме, все резервные МТЗ присоединений 6–10–35 кВ были выведены из работы. Поэтому специали-стам приходилось отслеживать создание экс-тремального режима работы для МП УРЗА и по-сле этого выезжать на подстанции и вводить в работу резервные МТЗ. Что, соответственно, создавало неудобства. Поэтому с 2004 года бы-ло принято решение держать резервные МТЗ присоединений, так же, как и МП УРЗА, постоян-но введенными в работу.

На резервных МТЗ выдержка времени выполняется на 0,1 с. больше, чем на МТЗ МП УРЗА. Это позволяет при КЗ в первую очередь срабатывать МП защитам в штатном режиме.

При таком подходе резервная МТЗ полно-стью исправляет ситуацию, которая возникает при отказе МП УРЗА при КЗ.

Кроме этого при отказе МП УРЗА может по-требоваться до нескольких суток на его замену, а при наличии резервной МТЗ отключать присо-единение, где отказал МП терминал, не требует-ся (п. 5.9.5 ПТЭ).

4. Модернизация подстанций: продолжение 2004–2010 гг.

В течение 10 лет ежегодно анализировался опыт эксплуатации систем РЗА модернизирован-ных (вновь построенных) подстанций и постоян-но корректировался типовой проект (несколь-ко вариантов) системы РЗА новой современной подстанции нового поколения.

В настоящее время можно констатировать, что типовой проект системы РЗА подстанций


ПРАКтиКА


нового поколения 35–110 кВ, выполненный для ВУЭС, полностью закончен и отвечает требова-ниям ее надежного функционирования.

5. Роль электромеханических УРЗА в энергетике: настоящее время и ближайшее будущее

Десятилетний опыт совместного приме-нения МП УРЗА и электромеханических УРЗА на модернизированных (новых) подстанциях ВУЭС показал, что только в этом случае получа-ется современная подстанция с современной и сверхнадежной системой РЗА, причем стои-мость обеспечения сверхвысокой надежности и живучести практически не увеличивает стои-мость подстанции.

Будущее должно быть именно за таким гармоничным сочетанием электромеханичес-ких и микропроцессорных устройств РЗА.

Сочетание супервозможностей МП УРЗА (новая релейная защита с абсолютно новыми элементами, реализующими всю математику комплексных чисел, математику преобразования Лапласа и т.д.) и сверхнадеж-ности электромеханических УРЗА позволит создать сверхнадежную современную систему РЗА подстанций, функционирующую в экс-тремальных условиях.

Конечно, проектировать систему РЗА необ-служиваемой подстанции в двух уровнях, да еще

выполняемую как нижний уровень АСУ ТП, дос-таточно непросто, но такая система, несомнен-но, стоит того, чтобы вложить в нее свои знания, опыт и время.

В настоящее время наиболее важным является вопрос: что же делать с объектами, оснащенными электромеханической систе-мой РЗА, которые не попадают под рекон-струкцию (модернизацию) сегодня и в бли-жайшие 10–20 лет. А это 90 % эксплуатируемых систем РЗА, и многие из них подходят к мо-менту полной амортизации.

Существует только один путь поддержания системы РЗА этих объектов в рабочем сос тоянии. Он заключается в том, чтобы при полных профи-лактических восстановлениях систем РЗА на объ-ектах проводить замену электромеханических реле, блоков, комплектов и целых панелей.

Выводы:Потребность в электромеханических УРЗА

очень остро существует сейчас и будет существо-вать ближайшие десятки лет, поэтому ни в коем случае нельзя снимать с производства электро-механические реле, комплекты и панели.

Очень важно сохранить всю номенкла-туру электромеханических реле, на базе кото-рой пос троены 90% существующих подстанций с сис темой РЗА на электромеханике.


шедриков б.д.

зам. начальника МСРЗА

Великоустюгские

электрические сети,

Филиал Вологдаэнерго

ОАО «МРСК Северо-

Запада».

ПРАКтиКА

64 01 / Ноябрь 2010


Автор:

В.И. Пуляев,

заместитель начальника

Департамента РЗАиПА

ОАО «ФСК ЕЭС»,

г. Москва

пОлОженИе О технИчеСКОй пОлИтИКе ОАО «фСК еЭС» в ОблАСтИ РзАВ настоящее время в ОАО «ФСК ЕЭС» подготовлен и направлен для рассмотре-ния и замечаний в профильные организации проект «Положения о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС»». Положение определяет основные направления тех-нической политики компании, обеспечивающие повышение эффективности функционирования ЕНЭС в краткосрочной и долгосрочной перспективе при условии обеспечения промышленной и экологической безопасности.

Важным направлением для обеспечения сохранения устойчивой работы ЕНЭС является релейная защита и электроавтоматика, вклю-чая противоаварийную автоматику (далее РЗА). В данной статье рассматриваются основные на-правления технической политики в области РЗА.

Надежная работа РЗА в значительной степени определяет снижение ущербов при повреждении сетевого электрооборудова-ния и от недоотпуска электроэнергии потре-бителям при возникновении технологических нарушений.

Надежность работы системы РЗА определяется:1. Техническими средствами РЗА;2. Идеологией построения систем РЗА;3. Системой эксплуатации устройств РЗА.

Техническая политика по обеспечению на-дежной работы технических средств РЗА направ-лена на решение следующих задач:•   поддержание  в  работоспособном  состоянии 

существующих систем РЗА;•   обеспечение  своевременной  замены  фи-

зически устаревших систем или отдельных устройств РЗА, дальнейшая эксплуатация кото-рых невозможна;

•   внедрение систем РЗА, отвечающих современ-ным требованиям.

Решение первой задачи определено дей-ствующими Правилами и нормами обслужива-ния устройств РЗА, в которых также отражены и условия продления срока службы эксплуати-руемых устройств.

Решение второй задачи направлено на вы-явление реального состояния устройств РЗА на основе выявленных дефектов при проведе-нии профилактических проверок и неправиль-ной работе устройств, замену устаревших или дефектных устройств на новые, в основном, ми-кропроцессорные устройства.

Решение третьей задачи определе-но, в первую очередь, программами нового строительства и комплексного технического перевооружения и реконструкции и обеспе-чивается выполнением следующих основных требований:•   снижение  времени  отключения  коротких  за-

мыканий за счет повышения быстродействия устройств РЗА;

•   выявление  повреждений  элементов  сети на ранних стадиях их возникновения за счет повышения чувствительности;

•   сокращение времени принятия решений опе-ративным персоналом в аварийных ситуациях за счет полноты информации и оперативности ее предоставления, в том числе за счет автома-тически получаемых сообщений;

•   повышение  надежности  функционирования за счет встроенной в устройства непрерывной диагностики;

•   возможность  получения  практически  любых форм характеристик РЗА;

•   снижение  эксплуатационных  трудозатрат за счет повышения производительности труда путем применения программно-аппаратных инструментальных средств и применения дис-танционного управления режимами РЗА;

•   выполнение  расчетов  и  выбор  параметров срабатывания устройств РЗА, характеристик для настройки устройств РЗА, составление схем замещения (моделей) для расчета то-ков и напряжений при КЗ и других аварий-ных режимах в соответствии с оперативно-диспетчерским управлением оборудования объектов ЕНЭС.

Выполнение перечисленных основных тре-бований может быть обеспечено только путем внедрения современных устройств, выполнен-ных на микропроцессорной элементной базе и, как правило, интегрированных в АСУ ТП ПС.

ПРАКтиКА



Техническая политика в области идеоло-гии построения систем РЗА направлена на реше-ние следующих задач:•   обеспечение резервирования РЗА. Резервиро-

вание отказа РЗА обеспечивается дальним дей-ствием защит смежных элементов и со сторо-ны противоположных объектов. Развитие ЭЭС, ввод в работу мощных электростанций ухуд-шает условия для дальнего резервирования. В ЭЭС имеются узлы, где дальнее резервирова-ние не обеспечивается. В этих условиях необ-ходимо развитие «ближнего» резервирования (дублирования РЗА). Ближнее резервирова-ние предполагает наличие нескольких РЗА для каждого элемента ЭЭС, каждая из которых пол-ностью автономна;

•   создание  адаптивных  систем  РЗА,  способ-ных менять схемы своих выходных воздей-ствий в зависимости от схемно-режимной ситуации в ЭЭС и метеорологических усло-вий. В идеале все РЗА должны быть адаптив-ными и уметь различать, находится ли ЭЭС в нормальном состоянии, или она находит-ся в пред аварийном или аварийном режиме. Когда ЭЭС находится в нормальном состоя-нии и может справиться с отключением по-врежденного оборудования, главной угрозой для ее безопасности являются отказы в от-ключении повреждений. Здесь главная зада-ча – обеспечить резервирование РЗА, а цена этого – рост вероятности излишней рабо-ты РЗА. Однако, при нормальном состоянии ЭЭС, излишнее отключение оборудования не приводит к технологическим нарушени-ям, так как отключение одного элемента для ЭЭС – это нормальная ситуация. Когда ЭЭС находится в предаварийном или аварийном режиме, излишнее отключение оборудова-ния приводит к развитию аварии, поскольку оно еще больше увеличивает напряженность ЭЭС. Здесь можно предпочесть снизить риск ложных отключений и принять меры для уменьшения такой зависимости, поскольку это увеличит надежность работы ЭЭС. Необ-ходимо провести исследования и разрабо-тать рекомендации по повышению надеж-ности РЗА на несрабатывание/срабатывание для различных схемно-режимных ситуаций ЭЭС и различных метеоусловий (грозе, ве-тре, гололеде и др.). Необходимо построение системы РЗА, в которой неисправность или неправильная работа отдельного элемента или устройства не приводит к отключению первичного оборудования.

Техническая политика в области эксплуата-ции устройств РЗА направлена на решение сле-дующих задач:•   внедрение систем РЗА, позволяющих снижать 

эксплуатационные затраты;•   переход  от  периодического  технического  об-

служивания к техническому обслуживанию по состоянию;

•   создание автоматизированных систем провер-ки и оценки состояния устройств РЗА;

•   разработка  стандартов,  позволяющих  приме-нять технически эффективные подходы к про-верке работоспособности устройств РЗА.

Внедрение микропроцессорных устройств РЗА требует комплексного решения следующих вопросов:•   разработка  концепции  развития  систем  РЗА, 

учитывающей все преимущества микропро-цессорной техники;

•   разработка  типовых  проектных  реше-ний по применению микропроцессорных устройств РЗА различных производителей;

•   разработка методических указаний по расчету и выбору параметров срабатывания и специ-ального программного обеспечения для си-стем РЗА различных производителей;

•   разработка требований к поставщикам обору-дования РЗА, отвечающего требованиям МЭК, эксплуатирующих организаций и накопленно-му ими опыту эксплуатации;

•   разработка  мероприятий,  обеспечивающих создание электромагнитной обстановки, га-рантирующей нормальное функционирование систем РЗА;

•   разработка  и  создание  системы  оператив-ного постоянного тока, обеспечивающая устойчивую работу устройств РЗА при любых нарушениях;

•   разработка инструкций и циркуляров, обеспе-чивающих эффективную эксплуатацию новой техники.

Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» является основным руководя-щим документом, определяющим процессы управления, эксплуатации и развития ЕНЭС. Дан-ное Положение подлежит периодической кор-ректировке в установленном порядке.

66 01 / Ноябрь 2010

оао «ивЭлеКтроналадКа» – «вместе с энергией!»

ОАО «Ивэлектроналадка» – динамично раз-вивающаяся инжиниринговая компания, оказы-вающая комплекс высококвалифицированных услуг по проектированию, комплектации, мон-тажу и наладке объектов энергетики.

Являясь головной компанией группы «Интерэлектроинжиниринг», ОАО «Ивэлектро-наладка» объединяет и координирует рабо-ту свыше двадцати профильных предприятий из разных регионов России и ближнего зару-бежья, в активе которых участие в реализации крупнейших проектов отрасли.

Приоритетная специализация компа-нии – внедрение под ключ систем РЗА, АСУ ТП, АИИС КУЭ, АСДУ на электрических станци-ях и подстанциях, а также на предприятиях нефтегазового комплекса. Основу портфеля заказов формируют крупные корпоративные заказчики: ФСК и МРСК – в сегменте сетевой инфраструктуры, ТГК, ОГК и РусГидро – в сег-менте генерации.

За более чем 35 лет своей деятельнос-ти ОАО «Ивэлектроналадка» приняло участие

в строительстве и реконструкции множества наиболее значимых объектов энергетического комплекса, расположенных по всей территории России – от Калининграда до Камчатки, – а также за пределами Российской Федерации.

Специалистами фирмы выполнен комп-лекс работ на подстанциях «Белозерская» 750 кВ, «Радуга» 500 кВ, «Звезда» 500 кВ, «Запад-ная» 500 кВ, «Вешкайма» 500 кВ, а также на Ка-лининградской ТЭЦ-2, Костромской, Среднеу-ральской и Рязанской ГРЭС, Жигулевской ГЭС, Калининской и Кольской АЭС и многих других значимых объектах отрасли. Нельзя не отметить существенный опыт в части разработки и вне-дрения автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии на объектах АК «Транснефть»: Балтийские и Верхневолжские магистральные нефтепроводы, трубопроводная система «Вос-точная Сибирь – Тихий океан».

Главным активом компании являются уни-кальный опыт и знания команды высоко ква-лифицированных инженеров (численность – более 650 человек), а также профессионализм руководства предприятия. Система менеджмен-та качества оказываемых компанией услуг серти-фицирована по стандарту ГОСТ Р ИСО 9001-2008 и основана на широком применении инфор-мационных технологий. В соответствии с тре-бованиями передовых моделей управления в ОАО «Ивэлектроналадка» с 2002 года разра-ботана и используется Корпоративная Инфор-мационная Система (КИС), а с 2008 года нача-то внедрение системы управления проектами Primavera Project Management.

Постоянное стремление к совершенству, сплоченный коллектив единомышленников-профессионалов, желание гордиться выпол-ненной работой позволяют компании успеш-но осуществлять самые крупные строительные проекты, руководствуясь девизом компании – «Вместе с энергией!».

ОАО «Ивэлектроналадка»

153032, г. Иваново,

ул. Ташкентская, 90

Тел.: (4932) 23–02–30, 23–05–91

Факс: (4932) 29–88–22

[email protected] www.ien.ru

ПРАКтиКА


Автор:

М.А. Пашура, инженер,

ОАО «Ивэлектроналадка»,

г. Иваново

ОСОбеннОСтИ И нАпРАвленИя РеАлИзАцИИ СтАндАРтА МЭК 61850 для ОбОРудОвАнИя РзА нА ОбъеКтАх ЭнеРгетИКИ

Релейная защита и автоматика (РЗА) энер-госистем, являющиеся автоматическим сред-ством общесистемного значения, имеют боль-шое значение для надежности энергосистем и энергоснабжения потребителей.

РЗА выполняет функции централизованно-го управления системами и устройствами ЛЭП различного назначения, шинами, трансформато-рами и автотрансформаторами связи и направ-лены на обеспечение:•   устойчивости параллельной 

работы ЕЭС России в целом;•   повышения надежности 

и живучести ЕЭС России;•   отключения поврежденных ЛЭП 

и электрооборудования и локализацию нарушений нормального режима в целях предотвращения их развития в общесистемные аварии в ЕЭС России.

В связи с этим совершенствование средств РЗА и методов их эксплуатации является акту-альной задачей.

К настоящему времени достаточно четко обозначилась ориентация на внедрение систе-мы устройств РЗА, выполненных на микропро-цессорной технике.

В настоящее время в энергосистемах России открыты возможности для широкого применения микропроцессорной техники, по-зволяющей комплексно решать как непосред-ственно выполнение функций РЗА, так и через интегрирование функций автоматизированно-го управления энергообъектом.

Следует отметить, что переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов выполнения РЗА, принятых в Рос-сии, а только расширяет ее функциональные

возможности, снижает стоимость эксплуатации и улучшает технические характеристики.

Различными отечественными и зару-бежными фирмами предлагается обширный ассортимент микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики (МП РЗА), противоаварийной автоматики, регистрато-ров аварийных процессов, измерительных устройств и др.

Ранее основное внимание производите-лей уделялось качеству выполнения основных функций микропроцессорных устройств. Ин-терфейс связи с оператором был предельно упрощен. Настройка таких устройств, а также просмотр зарегистрированных аварийных со-бытий осуществлялись, как правило, с помо-щью кнопочной клавиатуры, расположенной на лицевой панели устройства. Такой интер-фейс сильно усложнял работу с МП РЗА и при-водил к ошибкам персонала. Поэтому с увели-чением функций, усложнением их настройки и проверки в микропроцессорные устройства начали встраивать порт связи и прилагать про-граммное обеспечение фирмы-изготовителя, облегчающее настройку устройства через дан-ный порт с помощью переносного компьютера. Протоколы связи являлись собственной разра-боткой фирмы, и профили протоколов были за-крытыми. Поэтому в каждом конкретном случае проблема параметризации и проверки функци-онирования МП устройства решалась с помо-щью частных фирменных программ.

Проводимые в настоящее время работы по реконструкции и перевооружению подстан-ций, а также строительство новых, предполага-ют применение новейших технологий, в связи с чем в части автоматизации становится оче-видным переход к стандарту МЭК 61850.

После принятия протоколов МЭК 101, 103 и 104 (предшественников протокола МЭК 61850) происходит интенсивное внедрение их в си-стемы параметризации. В настоящее время эти

Ключевые слова: стандарт МЭК 61850, релейная защита и автоматика, микропроцессорные устройства, автоматизированные системы управления.

Стандарт МЭК 61850

ПРАКтиКА

68 01 / Ноябрь 2010

протоколы поддерживает значитель-ное число отечественных и зарубежных фирм-изготовителей микропроцессор-ных защит.

Одним из недостатков протокола МЭК 103 является относительно невысокая скорость передачи информации. Теорети-чески максимальная скорость передачи информации должна сос тавлять 115 кбит/с.

На практике скорость передачи ин-формации получается около 19 кбит/с.

При такой скорости для передачи одной осциллограммы длительностью 3 секунды (20 каналов с циклом опроса 1 мс) от одного блока защиты требуется около 2 мин.

Перекачка нескольких осцил-лограмм из разных блоков защиты в одном ОРУ в этих условиях превращает-ся в серьезную проблему, поскольку эф-фективность связи по протоколу МЭК 103 сильно зависит от числа МП устройств, объединенных в одну петлю.

В связи с резким ростом исполь-зования цифровой информации в ком-муникациях, мониторинге и управле-нии возникла необходимость новой информационной модели для управле-ния большим количеством устройств и связи их друг с другом. Такая мо-дель была разработана в стандар-те МЭК 61850. Этот стандарт отвечает на большинство вопросов, таких как стандартизация имен данных, реализа-ция стандартных протоколов, опреде-ление шины процесса и т. д. Стандарт обеспечивает функциональную совме-стимость оборудования от разных про-изводителей, прошедших сертифика-цию на соответствие.

Областью применения стандар-та МЭК 61850 являются системы свя-зи внут ри подстанции. Это – набор стандартов, в который входят стан-дарт по одноранговой связи и связи клиент-сервер, стандарт по структу-ре и конфигурации подстанции, стан-

дарт по методике испытаний, стандарт экологических требований, стандарт проекта.

Основным требованием к систе-ме сбора данных в стандарте являет-ся обеспечение способности микро-процессорных электронных устройств к обмену технологическими и други-ми данными. Стандарт предъявляет

к системе требования высокоскорост-ного обмена данными микропроцес-сорных электронных устройств между собой (одноранговая связь), привязки к подстанционной ЛВС, высокой на-дежности, гарантированного времени доставки, функциональной совмести-мости оборудования различных про-изводителей, наличия средств под-держки чтения осциллограмм, средств поддержки передачи файлов, средств конфигурирования/автоматического конфигурирования, поддержки функ-ций безопасности.

Основное отличие стандарта МЭК 61850 от предшествующих стан-дартов МЭК заключается в том, что в нем речь не идет о простом вне-дрении нового протокола переда-чи данных. Основным направлением стандарта является систематизация информационной модели подстанции.

В настоящее время стандарт МЭК 61850 широко используется на объектах энергетики за рубежом и активно внедряется в России. Многие фирмы-производители устройств РЗА активизировали процесс разработки терминалов, обладающих возможно-стью обмена данными на основе ново-го стандарта.

В настоящее время МП РЗА эво-люционировали в многофункциональ-ные высокоинтеллектуальные универ-сальные устройства. Так, например, в микропроцессорных устройствах релейной защиты функции измерения параметров нормального режима, ре-

гистрация аварийных режимов, собы-тий, срабатываний и т. п., занимают все большую долю в числе всех выполняе-мых функций.

Оптимизация интеграции всей разнородной информации о нор-мальных и аварийных режимах энер-гообъекта в единый информацион-ный комплекс АСУ ТП начала быстро развиваться после разработки МЭК специальных стандартов коммуника-ции на подстанциях. При разработ-ке стандартов МЭК ставилась зада-ча обеспечить высокую надежность системы, поскольку с самого начала предполагалось, что она использует-ся не только для выполнения инфор-мационных функций, но и функций управления. Поэтому в данных прото-колах хорошо проработаны вопросы представления различных типов дан-ных (около 20 типов), а также показа-тели качества работы системы пере-дачи (с помощью специальных флагов передаются сигналы переполнения, недостоверности, признаки источни-ка информации и т.п.). Протоколы МЭК предусматривают возможность гиб-кой организации передачи. Например, есть возможность одновременного выполнения нескольких функций, та-ких как мониторинг нормального ре-жима, регистрация событий, чтение файлов осциллограмм, параметриза-ция устройств.

МЭК 61850 не налагает никаких ограничений на распределение логи-ческих узлов по физическим устрой-ствам. Например, логический узел выключателя (XCBR) может быть реа-лизован в так называемом устройстве удаленного ввода/вывода (remote I/O), а узел блокировки заземляющего но-жа  (CILO)  в  контроллере  присоедине-ния или в терминале РЗА. Благодаря GOOSE-сообщениям  появляется  воз-можность организовать обмен данны-ми между физическими устройствами. Таким образом, информацию о по-ложении выключателя, получаемую от одного устройства, мы можем ис-пользовать в качестве входной для ло-гического узла блокировки разъеди-нителя в другом.


Основное отличие стандарта МЭК 61850 от предшествующих стандартов МЭК заключается в том, что в нем речь не идет о простом внедрении нового протокола передачи данных. Основным направлением стандарта является систематизация информационной модели подстанции.

ПРАКтиКА


Рис. 1. Схема потоков данных между устройствами.

Реализацию каждого блока (логического узла) можно выполнить с помощью языка МЭК 61131. По сформированной схеме взаимодействия между устройствами система автоматизированного про-ектирования должна сформировать необходимые наборы данных  (data  set) для каждого устройства, так же распланировать передачу GOOSE-сообщений между ними.

Сложность интеграции МП РЗА в отечествен-ной энергетике завуалирована тем, что внедрение микропроцессорных защит и устройств в основ-ном происходит не системно, без учета требований к защитам со стороны АСУ ТП подстанции. Вместо АСУ ТП и полноценных СКАДА-систем использу-ются программные продукты, поставляемые раз-работчиками МП РЗА, предназначенные для на-стройки уставок и конфигурации защит релейным персоналом. А на этапе внедрения полноценной АСУ ТП ПС выявляется необходимость многочис-ленных переделок программных продуктов и тех-нических средств, поскольку на первом этапе про-ектировалась система узкого назначения.

На практике применяются различные сис-темы поддержки действий релейного персонала. Во всех системах автоматизации предусматривает-ся установка непосредственно в помещениях служ-бы РЗА автоматизированных рабочих мест релейно-го персонала (АРМ РЗА). Известны два возможных, принципиально различных, варианта организации АРМ персонала РЗА. В одном случае АРМ органи-зовывается разработчиками микропроцессорных защит и автоматики (МП РЗА) на базе информации, поступающей от МП РЗА. В другом случае АРМ ор-ганизовывается как органическая часть АСУ ТП под-станции на базе всей совокупности информации, имеющейся в АСУ ТП ПС, с использованием всех возможностей сбора, контроля, достоверизации и отображения информации. Применение первого варианта оправдано на небольших обслуживаемых подстанциях с МП РЗА одного изготовителя. Второй вариант обладает явными преимуществами на боль-ших и необслуживаемых подстанциях, где имеется

оборудование различных фирм-изготовителей.В настоящее время (как уже было отмечено)

в качестве неполноценной СКАДА-системы широкое распространение могут получить так называемые ЛВС РЗА. Особенностью построения могут стать:•   использование  протокола  по  стандарту 

МЭК 61850 и, соответственно, связанное с этим аппаратное обеспечение (коммутаторы и т. д.);

•   использование  передачи  GOOSE-сообщений между терминалами РЗА (как непосредствен-но для функций РЗА, так и для выполнения, например, программной оперативной блоки-ровки управления разъединителем и зазем-ляющим ножом);

•   удалённое  архивирование  данных,  снятие осциллограмм, дистанционный мониторинг и параметрирование терминалов РЗА.

Проектирование систем РЗА и АСУ ТП на объектах энергетики является одним из основ-ных сегментов деятельности ОАО «Ивэлектро-наладка». Компания имеет 35-летний опыт ра-боты на отечественных и зарубежных объектах энергетики – электростанции (ТЭС, АЭС, ГЭС), подстанции до 750 кВ включительно, энерго-объекты нефтегазового комплекса, промыш-ленные предприятия.

В настоящее время ОАО «Ивэлектро-наладка» выполняет широкий спектр услуг в части реализации на объектах энергетики стандарта МЭК 61850. Примером применения данного стандарта являются выполненные компанией проекты:•   для целей РЗА и АСУ ТП:    •   проект  РЗА  и  АСУ  ТП  ПС  220  кВ  «Районная» 

в г. Владимир (объект МЭС Центра). Реали-зация предусматривается на оборудовании фирмы АББ.

•   для целей ЛВС РЗА:    •   проект РЗА ПС 110 кВ «Базовая» в  г. Великий 

Новгород (объект ОАО «Новгородэнерго»). Реализация предусматривается на оборудо-вании фирмы «Сименс»;

•   проект  РЗА  ОРУ  110  кВ  Киришской  ГРЭС в г. Кириши Ленинградской области (объект ОАО «ОГК-6»). Реализация предусматривается на оборудовании фирмы «Сименс».

Применение формата МЭК 61850 и исполь-зование  передачи  GOOSE-сообщений  между терминалами РЗА позволяет оптимизировать архитектуру построения АСУ ТП и (в отдельных случаях – на небольших обслуживаемых под-станциях с МП РЗА одного изготовителя) постро-ить ЛВС РЗА, реализующую в части РЗА все необ-ходимые функции.


ПРАКтиКА

70 01 / Ноябрь 2010


Авторы:

Т.Г. Горелик,

ОАО «НИИПТ»

О.В. Кириенко,

ООО «ЭнергопромАвтома-

тизация»,

г. Санкт-Петербург

СпОСОбы пРедСтАвленИя дАнных в СтАндАРте МЭК 61850Оптимизация интеграции всей разнородной информации о нормальных и аварийных режимах энергообъекта в единый информационный комплекс АСУ ТП начала быстро развиваться после разработки МЭК специальных стандартов коммуникации на подстанциях. В статье изложены требования к модели данных в устройствах согласно стандарту МЭК 61850, которые позволяют автоматизировать процесс подключения микропроцессорных устройств в системы АСУ ТП, сделать прозрачными принципы их функционирования, а также снизить затраты на наладку комплексных АСУ ТП на базе стандарта МЭК 61850.

Стандарт МЭК 61850 – сети и системы связи на подстанциях отвечает на большинство вопро-сов по использованию цифровой информации в коммуникациях, мониторинге и управлении энергообъектами, таких как стандартизация имен данных, реализация стандартных протоколов, определение шины процесса и т. д.. МЭК 61850 – это результат многолетней работы электроэнер-гетических компаний и поставщиков оборудова-ния по созданию унифицированных систем связи. Гибкость стандарта позволила ведущим произ-водителям в короткие сроки внедрить стандарт в микропроцессорные устройства релейной за-щиты и автоматики. Внедрение стандарта до-стигалось за счет минимальной модификации существующих устройств, для приведения их в соответствие требованиям стандарта.

Возможность импорта конфигурации из микропроцессорных устройств позволя-ет значительно сократить время, необходимое на интеграцию устройства и, соответственно, сократить время конфигурирования и наладки АСУ ТП. Недостатком МЭК 61850 является отсут-ствие жестких требований к реализации модели данных в устройствах различных производите-лей. Для упрощения автоматического импорта конфигурации устройств в АСУ ТП необходимо, чтобы устройства в полной мере использова-ли возможности стандарта в части модели дан-ных, которая на сегодняшний день реализована многими разработчиками микропроцессорных устройств весьма упрощенно.

Ниже приводятся предложения по органи-зации модели данных в соответствии со стандар-том МЭК 61850, которые позволят оптимизиро-вать процесс подключения устройств в АСУ ТП.

Для обеспечения функциональной совме-стимости микропроцессорных устройств тре-буется единое представление о модели данных

в устройствах. Под моделью данных в устрой-стве понимается:•   выбор  логических  устройств  (logical  devices), логических  узлов  (logical  nodes),  объектов данных  (data  objects),  атрибутов  данных  (data attributes);

•   разработка взаимосвязей между логическими узлами;

•   описание  информации  в  рамках  логических узлов.

Под логическими узлами понимаются ми-нимальные по объему группы сигналов, объе-диненные по физическому смыслу. Выбор ло-гических узлов требует разделения сигналов в рамках устройства на группы согласно час-ти 7.4 стандарта. В части 7.4 определено боль-шое количество стандартных логических узлов для  функций  защит  (группа  P  и  R),  управления (группа C), общего ввода/вывода (группа G), ин-терфейсов  (группа  I),  автоматики  (группа A),  из-мерений  (группа  M),  мониторинга  (группа  S), коммутационных аппаратов (группа X), силовых трансформаторов (группа Y) и прочего оборудо-вания  (группа Z). В одно устройство может вхо-дить несколько экземпляров одного и того же логического узла.

Для выбора логических узлов измерения необходимо разделить измерения по физиче-скому смыслу: параметры нормального режима (MMXU),  симметричные  составляющие  (MSQI), гармоники (MHAI) и т. д. Экземпляры логических узлов выделяются:•   для различных интервалов усреднения: напри-

мер, трехфазные измерения за период (one cycle  values)  ocvMMXU1,  трехфазные  измере-ния за секунду (one second values) osvMMXU2;

•   для различных входов токов и напряжений, если устройство позволяет подключаться к несколь-ким трансформаторам тока и напряжения.

ПРАКтиКА



Для выбора логических устройств защит необходимо разбить информацию по принципу работы защиты: МТЗ (PTOC), дифференциальные защиты  (PDIF),  дистанционные  защиты  (PDIS), функция УРОВ (RBRF) и т. д. Далее необходимо выделить экземпляры логических узлов для ступеней защиты: например, первая ступень ДЗ (PDSI1)  и  вторая  ступень ДЗ  (PDIS2). После  того, когда определены логические узлы для функций защит, необходимо предоставить информацию о действии на отключения. Для этого в стандар-те МЭК 61850 предусмотрен логический узел от-ключения PTRC.

Организация модели управления комму-тационными аппаратами требует корректного выбора логических узлов из группы X (комму-тационные аппараты) и группы C (управления). Для описания силовых выключателей исполь-зуется логический узел XCBR, для разъеди-нителей и заземляющих ножей – логический узел  XSWI. Логические  узлы  для  коммутацион-ных аппаратов позволяют осуществлять управ-ления, однако согласно стандарту управления с учетом функций синхронизма для выключате-лей и оперативных блокировок для заземляю-щих ножей и разъединителей должно осущест-вляться через специальный логический узел CSWI. Для передачи данных о состоянии опера-тивных блокировок согласно стандарту исполь-зуется логический узел CILO.

Согласно МЭК 61850 7–4 ч. 5.5.2 для органи-зации функции осциллографирования в устрой-ствах, соответствующих данному стандарту, создается отдельное логическое устройство (Logical  Device)  «Регистратор  аварийных  собы-тий» (Disturbance recorder), внутри которого вы-деляют три вида логических узлов:•   логический узел RDRE  (Disturbance recorder function);

•   логический узел RADR  (Disturbance recorder channel analogue);

•   логический узел RBDR  (Disturbance recorder channel binary).

Логический узел RDRE необходим для по-лучения общей информации по осциллогра-фированию в логическом устройстве, и, соот-ветственно, имеется только один экземпляр данного класса в устройстве. Узлы RADR выде-ляются отдельно на каждый аналоговый канал осциллографирования, а узлы RBDR – на каж-дый дискретный канал. Хранение данных осцил-лограмм  осуществляется  в  виде  COMTRADE файлов  (IEC  60255–24),  которые  должны  быть доступны для загрузки с помощью сервиса

передачи  файлов  (61850-7-2  ч.  20  File  transfer и 61850-8-1 ч.  23  File  transfer) или дополнитель-но  по  FTP  (RFC  542).  Сервер,  имеющий  логиче-ские устройства, должен содержать в корне файловой системы директорию LD («/LD»), а под-директории  LD  должны  называться  так  же,  как и соответствующие им логические устройства. Файлы осциллограмм (файлы, имеющие расши-рение *.hdr, *.cfg, *.dat или *.zip для упакованных «COMTRADE»  файлов)  должны  находиться  вну-три поддиректории «COMTRADE» соответствую-щего логического устройства.

Для передачи общей информации о со-стоянии блок-контактов, реле управления, сиг-налов 4–20 мА согласно стандарту используются логические  узлы GGIO.  В  один  логический  узел GGIO  целесообразно  сгруппировать  информа-цию от одного модуля на устройстве. Например, модуль дискретных сигналов 32 канала будет описываться  одним  логическим  узлом  diGGIO1, имеющим 32 объекта данных Ind1-Ind32. К сожа-лению, стандарт не запрещает использовать ло-гический узел GGIO для передачи любой другой информации. Зачастую при переходе от протоко-лов передачи данных с регистровой адресацией на стандарт МЭК 61850 номера регистров просто ретранслировались в объекты данных логиче-ского  узла  GGIO. Например,  если  по  протоколу МЭК 60870-5-104 передавался сигнал с адресом информационного объекта 145, то он ретран-слировался  в  объект  Ind145  логического  узла GGIO. Такой подход не позволяет задействовать преимущества стандарта в части модели дан-ных, самоописания устройства, что в конечном итоге не позволяет автоматизировать процесс подключения устройства в АСУ ТП. Для упроще-ния интеграции в АСУ ТП объекты данных узлов GGIO целесообразно дополнять  атрибутами dU и  d,  в  которых  помещается  описание  или  крат-кое наименование данного объекта (например, Ind1.dU – вход 1 модуля дискретных сигналов).

Выше были описаны наиболее часто встреча-ющиеся функции микропроцессорных устройств и соответствующие логические узлы согласно МЭК 61850. В общем случае при создании модели дан-ных устройств необходимо руководствоваться алгоритмом, приведенным в части 7–1 стандарта п. 14.5. Кратко алгоритм можно описать следую-щим образом: необходимо разбить все функции устройства на подфункции (произвести декомпо-зицию) и для каждой подфункции использовать логические узлы, определенные в части 7 стан-дарта МЭК 61850. Логические узлы можно расши-рять только в случае, если в стандарте нет данных

ПРАКтиКА

72 01 / Ноябрь 2010


необходимых объектов для представления ин-формации в устройстве. При расширении логиче-ских узлов необходимо руководствоваться пун-ктом 15 части 7–1 стандарта МЭК 61850 «Способы определения  новой  семантики»  («Approaches  for the definition of a new semantic»).

После выбора логических узлов необходи-мо описать взаимодействие (связи) между ними. К сожалению, в стандарте нет формального описа-ния логических взаимосвязей между узлами. Поэ-тому описание логических взаимосвязей должно быть представлено в документации на устрой-ство. Пример описания взаимодействия между логическими узлами представлен на рис. 1:1 – логические узлы управления;2 – логические узлы коммутационных аппаратов;

3 – логические узлы общего ввода/вывода;4 – логические узлы защит;5 – логические узлы измерения;6 – логические узлы осциллографирования.

Логический  узел  Q0CSWI1  осуществляет управление  силовым  выключателем  QOXCBR2. Данные о положении выключателя передаются от блок-контактов biGGIO1, управление осущест-вляется  через  выходные реле boGGIO2. Анало-гично  логический  узел  Q1CSWI2  осуществляет управление  разъединителем Q1XSWI1  с  учетом функции  оперативной  блокировки  Q1CILO1. Функции  защит  МТЗ1  (PTOC1),  МТЗ2  (PTOC2), МТЗ3  (PTOC3)  действуют  на  отключение  через логический узел PTRC1, который в свою очередь отключает выключатель Q0XCBR2.

Логические узлы группируются в логиче-ские устройства. Выбор логических устройств со-гласно стандарту носит произвольный характер. При этом для выделения логических устройств можно использовать следующие правила:•   логические  устройства  группируют  наиболее 

взаимосвязанные узлы по схеме взаимодей-ствия и необходимые для них сервисы, напри-мер, GOOSE;

•   логические  устройства  могут  использовать-ся для организации шлюзов. Например, если устройство выступает в качестве шлюза, то ло-гическое устройство будет отражать физиче-ское  устройство  за шлюзом  (узел  LPHD  несет информацию об устройстве за шлюзом);

•   логические  устройства  могут  представлять один модуль в рамках физического устрой-ства и включать все узлы, выполненные в этом модуле;

•   логические  устройства  объединяют  узлы РЗА, для которых используется единая группа уставок.

Представленные выше требования к мо-дели данных в устройствах согласно стандарту МЭК 61850 позволяют автоматизировать про-цесс подключения в системы АСУ ТП, сделать прозрачным принципы функционирования, а также снизить затраты на наладку комплекс-ных АСУ ТП на базе стандарта МЭК 61850.

Рис. 1. Описание

взаимосвязей между

логическими узлами.

НП «СРЗАУ»

74 01 / Ноябрь 2010

Практически вся трудовая деятельность Белотелова А.К. свя-зана с энергетикой. Его общий стаж работы в электроэнергетичес-кой отрасли составляет 49 лет.

После окончания в 1961 году Мос ковского энергетического техникума Алексей Константинович работал электромонтажни-ком на строительстве Воткинской ГЭС. Окончив службу в Совет-ской армии, которая также была связана с электроэнергетикой, с 1965 года по 1993 год он работал в известной фирме ОРГРЭС, пройдя трудовой путь от техника до старшего бригадного инже-нера – руководителя группы подстанций.

Работая в ОРГРЭС на протяжении 28 лет, Белотелов А.К. при-нимал участие в пусконаладочных работах на многочисленных объектах энергетики Советского Союза – Костромской и Молдав-ской ГРЭС, подстанциях 110–500 кВ энергосистем.

Используя свой богатый опыт внедрения на объектах элек-троэнергетики головных образцов устройств РЗА и ПА, он участво-вал в разработках нормативно-технических материалов по эксплу-атации и техническому обслуживанию устройств РЗА и ПА.

С 1993 года по 1995 год Белотелов А.К. работал главным специалистом-электриком в департаментах «Севзапэнерго» и «Центрэнерго» РАО «ЕЭС России».

С 1995 года, работая в центральном аппарате РАО «ЕЭС Рос-сии», а с 2003 года – в ОАО «ФСК ЕЭС», Белотелов А.К. принимал активное участие в формировании научно-технической политики электротехнической отрасли, осуществлял координацию НИОКР и разработок нормативно-технических документов, обеспечива-ющих бесперебойное и эффективное функционирование ЕЭС Рос-сии по всему спектру электротехнического оборудования.

Свою практическую деятельность Белотелов А.К. совмещал с учебой во Всесоюзном заочном политехническом институте, ко-торый успешно закончил в 1980 году. Будучи аспирантом ВНИИЭ, в 1999 году защитил диссертацию на соискание ученой степени кандидата технических наук. По результатам своей деятельности Алексей Константинович публикуется в технических журналах, имеет авторские свидетельства, награжден золотыми и серебря-ными медалями ВДНХ (ВВЦ).

В настоящее время Белотелов А.К. работает заместителем ге-нерального директора ЗАО «ОРЗАУМ» и возглавляет общественную организацию – Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике».

пРезИдент нп «СРзАу»

белотелов Алексей Константинович, кандидат технических наук, ветеран энергетики, заслуженный работник ЕЭС России.

Представляем партнеров


НП «СРЗАУ» Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью«Научно-производственное предприятие «Динамика» (ООО «НПП «Динамика»).

428015, Россия, Чувашская Республика,г. Чебоксары, ул. Анисимова, д. 6тел./факс: (8352) 45-81-26, 58-07-13, [email protected], www.dynamics.com.ru

Год создания: 1990 год

Численность персонала: около 300 человек

Производственные площади: 3 500 кв. м

Сертификаты:•  TUV CERT, •  все оборудование серии РЕТОМ сертифицировано и занесено в реестр

метрологических средств России и стран ближнего зарубежья.

Области и виды деятельности:НПП «Динамика» специализируется на разработке, изготовлении и продаже современных испытательных устройств серии РЕТОМ для диагностики различного электрооборудования для электроэнергетики, нефтегазовой отрасли, энергоемких промышленных предприятий и дистанций электроснабжения.

Производимая продукция:•  РЕТОМ-51 и РЕТОМ-61 – программно-технические испытательные 

комплексы для релейной защиты и автоматики,•  РЕТОМ-21 – универсальный комплекс проверки первичного и вторичного электрооборудования,•  РЕТОМ-ВЧм – комплекс для проверки высокочастотной аппаратуры, •  РЕТОМ-30КА – испытательный комплекс для прогрузки первичным синусоидальным током до 30 кА,•  РЕТОМ-6000 – прибор для проверки электрической прочности

изоляции повышенным напряжением до 6 кВ,•  РЕТ-МОМ – микроомметр,•  РЕТОМЕТР – цифровой вольтамперфазометр.

Оборудование:•  участок автоматизированной установки SMD-компонентов на базе AUTOTRONIK_SMT BS384V1-V, • камера климатическая TX-150,•  установка вибрационная BCB-202,•  аппарат испытания диэлектриков АИСТ 50/70,•  имитатор импульсных помех ИИП-4000, ИИП-2000.

Технологии:

•  трафаретная печать,•  объемный монтаж печатных плат,•  поверхностный монтаж печатных плат,•  порошковая окраска,•  термоприработка изделий.

Оборудование в эксплуатации:•  свыше 20 000 приборов в эксплуатации,•  более 3 500 предприятий, среди которых все филиалы ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «МРСК Холдинг», 

оптовые и территориальные генерирующие компании, региональные энергетические компании, крупнейшие нефтяные компании Роснефть, Лукойл, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз, Татнефть и Башнефть, предприятия Газпрома, филиалы ОАО «РЖД», промышленные и наладочные предприятия.

География клиентов:Охватывает как территорию РФ от Калининграда до Сахалина, от Чукотки до Сочи, так и территории более 20 государств ближнего и дальнего зарубежья.

Достижения и заслуги:Приборам с маркой РЕТОМ присвоен «Золотой знак качества ХХI века» по итогам Президентской программы «Берем в III тысячелетие» и «Золотой знак качества» Российская марка по итогам Национальной программы продвижения лучших российских товаров «Российская марка». Также оборудование неоднократно удостаивалось высоких оценок, многочисленных премий и наград как на крупных региональных, так и на общероссийских и международных выставках и конференциях.

НП «СРЗАУ»

76 01 / Ноябрь 2010

Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ЭКРА» (ООО НПП «ЭКРА»)

428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, проспект И. Яковлева, д. 3, тел./факс: (8352) 220-110, [email protected], www.ekra.ru  


Численность персонала: более 700 чел.


Лицензии:•  Федеральной службы по экологическому, технологическому

и атомному надзору (на конструирование и изготовление),•  Министерства образования и молодежной политики Чувашской Республики (на обучение).

Свидетельства:•  саморегулируемой организации «ЭНЕРГОПРОЕКТ»,•  саморегулируемой организации НП «ЭНЕРГОСТРОЙ».

Сертификаты:• ГОСТ Р; TUV CERT; ЭНЕРГОСЕРТ; ОАО «ФСК ЕЭС»; ОАО «Газпром»; ОАО «Транснефть»

Виды деятельности:•  проектные работы,•  НИР и разработка новой продукции,•  производство металлоконструкций и готовых 

шкафов,

•  приемо-сдаточные испытания,•  шеф-монтаж и наладка,•  гарантийное и сервисное обслуживание,•  обучение.

Продукция:•  микропроцессорные устройства РЗА 

для присоединений 6–750 кВ,•  микропроцессорные устройства РЗА 

для станционного оборудования, •  системы оперативного тока, щиты 

собственных нужд и другие нетиповые низковольтные комплектные устройства,

•  автоматизированные испытательные комплексы для первичного и вторичного оборудования, •  шкаф ВЧ связи для РЗА и ПА,•  АСУ ТП подстанций, •  системы плавного пуска и регулирования 

скорости электродвигателей 3–6–10 кВ.

Оборудование:•  автоматизированная линия лазерной 

резки металла (Швейцария),•  автоматизированные дыропробивной пресс 

и листогибочные комплексы (Япония),

•  полноконвекционная печь конвейерного типа (Италия),•  камеры термоциклирования 

и термопрогона (Россия),•  автоматизированная линия 

гальванопокрытий (Россия).

Технологии:•  лазерная обработка металлов, •  струйная отмывка печатных плат,

•  трафаретная печать,•  поверхностный и объемный монтаж,•  порошковая окраска.

Референс-лист:•  175 электростанций, •  72 ПС 330–750 кВ,•  780 ПС 35–110–220 кВ в России и 10 зарубежных странах.

Сервисные центры:Энергозащита (г. Казань), ЭКРА-СИБИРь (г. Красноярск), Тюменьэнергосетьсервис (г. Сургут), Энерготехсервис (г. Уфа), Техно-Формула (г. Екатеринбург), Волгоэнергосервис (г. Самара), Инженерный центр (г. Новосибирск), Универсал-Электрик (г. Санкт-Петербург).

Дилеры:Энергозащита (г. Казань), КомплектЭнерго, СоюзЭлектроАвтоматика, Электроаппарат (г. Чебоксары), ЭКРА-СИБИРь (г. Красноярск), Энтехкомплекс (г. Москва), Тюменьэнергосетьсервис (г. Сургут), Энерготехсервис (г. Уфа), КБ Технаб (г. Обнинск), ЭКРА-ЦЕНТР (г. Москва).


НП «СРЗАУ» Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью«НПП БРЕСЛЕР» (ООО «НПП БРЕСЛЕР»)

Россия, Чувашская Республика,г. Чебоксары, ул. Афанасьева, д. 13;тел./факс: (8352) 45-91-91, 45-95-96,[email protected], www.bresler.ru


Численность персонала: 86 чел.


Коллектив:Предприятие основано на базе научно-исследовательской лаборатории Чувашского государственного университета им. И.Н. Ульянова для внедрения в производство научных разработок. Основу коллектива предприятия составили специалисты, которые с 1980 г. одними из первых в СССР выполняли разработку опытной микропроцессорной защиты. Накопленный при этом опыт позволил предприятию в числе первых в России – с 1992 г. освоить выпуск и внедрение микропроцессорных устройств РЗА.

Свидетельства:•  Саморегулируемой организации «Межрегиональное обьединение строителей»,•  Саморегулируемой организации «Межрегиональное обьединение проектировщиков»,•  Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам .

Виды деятельности:•  проектные работы,•  НИР и разработка новой продукции,•  производство металлоконструкций и готовых шкафов,•  приемо-сдаточные испытания,•  шеф-монтаж и наладка,•  гарантийное и сервисное обслуживание,•  обучение,•  целевая подготовка специалистов для наших заказчиков. Предприятие «НПП Бреслер» является своеобразной учебно-производственной базой для студентов Чувашского госуниверситета электроэнергетических специальностей. Ведущие специалисты предприятия преподают специальные дисциплины, курируют выполнение студентами курсовых и дипломных проектов. В рамках сотрудничества с заказчиками мы подбираем будущих специалистов из числа студентов, организовываем им прохождение практики на предприятиях, куда они будут направлены после окончания обучения.

Продукция:•  регистраторы аварийных процессов,•  адаптивная защита дальнего резервирования,•  блоки и шкафы центральной сигнализации,•  шкафы оперативной блокировки,•  шкафы автоматики управления дугогасящими реакторами,•  устройства определения поврежденного фидера для сетей 6–35 кВ,•  устройства быстродействующего ввода резерва,•  устройства определения места повреждения для ВЛ 35–750 кВ,•  программный комплекс определения места повреждения для ВЛ 35–750 кВ,•  устройства автоматической частотной разгрузки,•  АСУ ТП подстанций.

Заказчики и география поставок:В эксплуатации находится более 4 000 терминалов серии «Бреслер», установленных на всей террито-рии РФ и 12 стран ближнего и дальнего зарубежья. Оборудование эксплуатируется практически на всех видах энергетических предприятий и предприятий, имеющих энергохозяйство.

Дилеры:ООО «КомплектЭнерго» (г. Чебоксары), ЗАО «СоюзЭлектроАвтоматика» (г. Чебоксары), ЗАО «НПО «Электроаппарат» (г. Чебоксары).

иСтоРия

78 01 / Ноябрь 2010

давайте вспомним

Эту фотографию редакции журна-ла любезно предоставил Кудрявцев Ва-дим Николаевич, долгое время возглав-лявший Центральную службу релейной защиты самой крупной энергосистемы Советского Союза – Мосэнерго.

В пояснении к фотографии бы-ло написано: «Релейщики ОДУ». Веро-ятно, эта фотография сделана в конце 50-х годов, предположительно в 1956–1957 гг. В те времена еще не было ЦДУ, а в ЕЭС европейской части СССР входи-ли 4-е объединенные энергетические системы: Центра, Средней Волги, Урала и Юга. В то же время получила свое раз-витие система диспетчерского управ-ления и, соответственно, были органи-зованы объединенные диспетчерские управления этих объединенных энер-гетических систем (ОДУ). Можно пред-положить, что фотография сделана во время работы годовой отчетной конференции релейщиков ОДУ. Про-ведение таких конференций широ-ко практиковалось в энергосистемах и объединениях СССР.

Судя по интерьеру, фотография была сделана в зале клуба Мосэнерго «Энергетик» на Раушской набережной.

Особый интерес представляют лю-ди, изображенные на этой фотографии. На ней – весь «цвет» релейщиков, внес-ших значительный вклад в развитие оте-чественной теории и практики релейной защиты и противоаварийной автомати-ки как области научно-технических зна-ний. По их книгам и публикациям училось и до сих пор учится сегодняшнее студен-чество «премудростям» релейной защи-ты и автоматики.

Старшее поколение релейщиков мо-жет узнать из сидящих в центре фотогра-фии (слева направо) Берковича Михаила Абрамовича, Чернобровова Николая Ва-сильевича и Соловьева Ивана Ивановича.

Стоят слева, еще совсем молодые, Коковин Вадим Евгеньевич и Семенов Владимир Александрович, впослед-ствии работавшие в ЦДУ ЕЭС.

Там же можно узнать науч-ных работников известных научно-исследовательских и проектных институ-

тов: ВНИИЭ, ЭНИН и Энергосетьпроект. Среди них – Сапир Евгений Давидович (слева – шестой), Попов Иосиф Николае-вич (справа – второй) и Фейст Петр Кон-стантинович (справа – шестой).

Что интересно, многие из находя-щихся на фотографии работали и в раз-ное время возглавляли Центральную службу РЗА Мосэнерго.

Вот неполный список книг, авторы которых изображены на фотографии:•   Чернобровов Н. В.  Релейная  защита. 

Учебник для техникумов. 5-е издание. Москва, Энергия, 1974.

•   Чернобровов Н. В.,  Семенов В. А.  Ре-лейная защита энергетических систем. Москва, Энергоатомиздат, 1998.

•   Беркович М. А.,  Молчанов В. В.,  Семе-нов В. А. Основы техники релейной за-щиты. Москва, Энергоатомиздат, 1984.

•   Беркович М. А.,  Гладышев В. А.,  Семе-нов В. А. Автоматика энергосистем. Москва, Энергоатомиздат, 1985.

Редакция журнала будет благодар-на, если кто-либо сможет прояснить нам историю появления этой фотографии.

РАССМАтРИвАя СтАРую фОтОгРАфИю

80 01 / Ноябрь 2010

ЗДЕСьМОГЛА БыТь

ВАША ФОТОГРАФИЯ :-)

ВНимАНие объявляем фотоконкурс

«я – не я, нО ЭтО – пРАвдА «ЭнеРгетИКА»!»

и посвящаем его ежегодному профессиональному празднику всех энергетиков страны – «22 декабря»

Во время работы порой происхо-дят интересные, очень смешные и даже самые неожиданные ситуации:•   нашли  на  своём  предприятии  ме-

сто, о существовании которого и не подозревали;

•   увидели или испытали новое оборудо-вание и инструменты;

•   побывали  в  командировке  или  неве-роятной ситуации, увидели чудесное место…

И запечатлели их с помощью фотоаппарата.

Конкурс проводится по следую-щим номинациям:•   «Если б не увидел сам – не поверил»,•   «Моя самая удивительная 

командировка»,•   «Я – фотограф».

Принимаются как индивидуальные, так и групповые фотографии.

Фотоработы направляйте на

электронную почту [email protected] с пометкой «Фотоконкурс» и указанием возможной номинации в теме письма. Если вы не знаете, к какой из номинаций отнести фотографию, все равно присылайте ее и предлагайте свою новую номинацию.

В письме просим указать ФИО, орга-низацию, должность и контактные данные отправителя (автора или его представите-ля), а также коротко написать: когда, где, кем и при каких обстоятельствах был сде-лан фотоснимок.

Сроки проведения конкур-са – с 1 декабря 2010 года по 1 ноября 2011 года.

Итоги конкурса будут подведены через год в последнем номере нашего журнала за 2011 год.

Победители и участники получат призы, а самые смелые и открытые при-обретут известность, рассказав о себе в интервью нашему журналу.

Самые захватывающие фотогра-фии будут помещены на страницы на-шего издания.

ПОДЕЛИТЕСь СО ВСЕМИ УВИДЕННыМ ЧУДОМ!

СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА:1. Бреслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 73, 772.  Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3-я стр. обложки, стр. 753. Ивэлектроналадка, ОАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 664. КомплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 535. ОРЗАУМ, ЗАО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

6. Премко Электрик, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 36-387. Прософт–Системы, ООО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 198. ПРОЭЛ, НПП, ООО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 639. Уралэнергосервис, ООО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-я стр. обложки10. ЭКРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки, стр.7611. Энергосоюз, НПФ, ЗАО. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 53

01

02 03

Редакция гарантирует конфиденци-альность информации.

ЖУРНАЛ НЕКОММЕРЧЕСКОГО ПАРТНЕРСТВА...

Documents