52 МЭК 61850 - Цифровая подстанцияdigitalsubstation.com › wp-content ›...

МЭК 61850 единство для достижения

эффективности?

52

Архитектура и система технологической шины МЭК 61850

Оптимизация техобслуживания устройств релейной защиты и автоматики

Особенности выполнения микропроцессорной ДФЗ ВЛ 110–750 кВ

Влияние нарушения заземления вала на работу защит цепей возбуждения и меры по повышению надежности их работы

Проблема обеспечения дальнего резервирования

34

74 48

32

26

Издательский дом «Вся электротехника»

Журнал для специалистов в области цифровой техники и технологий для энергетики 01 / декабрь 2008

рек

лам

а

рек

лам

а

Адрес: 127490, г. Москва, ул. Мусоргского, д. 3тел.: +7 (495) 984-29-08факс:+7(495) 403-66-11e-mail: [email protected]

2 №1 декабрь 2008

Журнал для специалистов в области релейной защиты и автоматики. Заду-мался ли кто-нибудь из вас о необходимости создания такого рода узко-

специализированного информационного издания? Может быть, в ходе своего обучения в высших учебных заведениях или в ходе своей профессиональной деятельности? Лично я задумывался. Полагаю, что и вы тоже. Такой вывод я де-лаю на основании откликов многих специалистов, связанных с процессом раз-работки, проектирования и обслуживания систем релейной защиты и автомати-ки, на инициативу создания нового журнала. Какую-то часть из них нам удалось заранее проинформировать о новом проекте, другая же их часть самостоятель-ным образом находила информацию о журнале, потому что искала, и обраща-лась к нам с интересом и даже с пожеланиями. Приятно, когда мысли большого числа неравнодушных к своему делу людей получают воплощение в жизнь.

Обращая свой взгляд в недалекое будущее, мы можем говорить о том, что устройства релейной защиты и автоматики, устройства АИИС КУЭ и АСУ ТП будут представлять собой единое целое – интеллектуальное и всеобъемлющее. К такому прогнозу нас подводит то, что уже на данный момент времени между указанными составляющими организуется тесное взаимодействие для более эффективного разрешения задачи контроля состояния энергосистемы и управ-ления ею. Поэтому мы предназначаем журнал не только специалистам в об-ласти релейной защиты и автоматики, но и специалистам в области АСУ ТП и АИИС КУЭ. И к названию «Релейщик» добавляем следующее: журнал для спе-циалистов в области цифровой техники и технологий для электроэнергетики.

Как всем хорошо известно, уже много лет идет работа над созданием откры-того стандарта обмена данными для систем связи внутри подстанции, который мог бы быть принят как единый всеми производителями. С выходом в свет пер-вого номера журнала «Релейщик» хотелось бы, чтобы была начата работа над новым «стандартом» – стандартом обмена знаниями, единым и открытым для всех без исключения специалистов.

Создание такого «стандарта» – ответственный шаг и сложная задача. Однако уже в первом номере мы старались охватить наиболее актуальные вопросы, ко-торые, смею надеяться, будут вам интересны и вызовут обсуждение.

Приятного знакомства с журналом «Релейщик»!

Уважаемые коллеги!

УчредительЗАО «ИД «Вся электротехника»

директорПосошков В. и.

редАкционнАя коллегия

Арцишевский я. л., МЭИ (ТУ)

Белотелов А. к., Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике»

динмухаметов М. н., ОАО «МРСК Центра»

любарский д. р., ОАО «Институт «Энергосетьпроект»

Маргулян А. М., ОАО «ФСК ЕЭС»

орлов Ю. н., ОАО Филиал «ИЦ ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС»

Петров С. я., ЗАО «ОРЗАУМ»

Пуляев В. и., ОАО «ФСК ЕЭС»

Семенов А. и., ООО «ПЦ Энерго»

Усачев Ю. В., ОАО «СО ЕЭС»

Ответственный редакторАлександр Головин

АдреС редАкции125252, Москва, Новопесчаная ул., 17/7, корпус 23, офис 200Тел.: (499) 157-49-09, 157-50-59

Редакция не несет ответственности за достоверность рекламных материалов.

Точка зрения авторов может не совпадать с точкой зрения редакции.

Перепечатка, копирование материалов, опубликованных в журнале «Релейщик», допускается только со ссылкой на издание.

Пилотный тираж – 999 экз.

отпечатано в типографии ООО «Стрит принт»

Номер заказа 1479

отВетСтВенный редАкторАлександр Головин[email protected]ЗАМ. директорА По PRДмитрий Русланов[email protected]оБоЗреВАтель Алексей Аношин[email protected]диЗАйн и ВерСткАНиколай Кичатов[email protected]АдМиниСтрАторДиля Меерсон[email protected]коММерчеСкАя СлУжБАВладислав Комаров[email protected]Ирина Белова[email protected]тел. (499) 157-35-36

журнал для специалистов в области цифровой техники и технологий для электроэнергетикиВыходит 4 раза в год. №1, декабрь 2008

рек

лам

а


СОДЕРЖАНИЕ

6 БУдни релейЩикАежегодно мир тратит 1,5 млрд. долларов на устройства защиты

релейщики, объединяйтесь!

редакционная коллегия о журнале

компактные многофункциональные устройства защиты Siemens

нАУкА26 Влияние нарушения заземления вала на работу защит цепей

возбуждения и меры по повышению надежности их работы

Евдокимов С. А., Левиуш А. И., Алексеев В. Г., Бородавкин А. ВНаиболее часто встречающимся повреждением турбоагрегата являет-ся нарушение заземления его вала. Как правило, такое повреждение не оказывает влияние на работу турбоагрегата, и он может оставаться в работе. Однако нарушение заземления вала вызывает множество побочных явлений. В статье рассматриваются влияние данного вида повреждения на работу устройств защиты цепей возбуждения, а так-же меры по повышению надежности их работы.

32 особенности выполнения микропроцессорной дФЗ Вл 110–750 кВ

Дони А. Н., Дони Н. А., Левиуш А. И.С переходом на микропроцессорную элементную базу в устройстве дифференциально-фазовой защиты (ДФЗ) воздушных линий электро-передачи стало возможным реализовать ряд функций, повышающих степень их технического совершенства. О том, какие это функции и ког-да целесообразно их применение, рассказывает данная статья.

34 Архитектура и система технологической шины МЭк 61850

Каштенни Б., Ходдер С., МакГин Д., Волох И.Разработка технологической шины (шины процесса) становится одной из актуальных задач при переходе к использованию стандарта МЭК 61850 для систем связи внутри подстанций. Ее реализация позволя-ет не только отказаться от использования электрических кабельных связей, что подразумевает снижение материальных затрат, но также обеспечить высокий уровень безопасности и гибкости систем защиты и управления. О требованиях, предъявляемых к технологической шине, и конкретном примере ее реализации читайте в эксклюзивном материа-ле, предоставленном компанией General Electric.

ПрАктикА44 о модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуа-

тирующихся устройств рЗА энергосистем

Орлов Ю. Н, Борухман В. А.Анализ статистических данных работы устройств релейной защиты и автоматики показывает рост количества их неправильного действия по причине старения. Предлагаемая вашему вниманию статья рассказывает о критериях, определяющих необходимость замены устройств РЗА, направлении технического перевооружения и реко-мендациях по модернизации, реконструкции и замене устройств.

48 оптимизация технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики

Кнобель Я.С вводом в эксплуатацию новых поколений устройств релейной защиты и автоматики старые методы тестирования оказываются недостаточно эффективными. Достаточно часто не представляется возможным проверить некоторые из функций, в особенности слож-ные алгоритмы, заложенные в устройства, а также сложную логику схемных решений. Какие новые возможности тестирования открывает новое испытательное оборудование и программные комплексы?

52 информационный обмен с рЗА и ПА – основа интегрирован-ной АСУ тП подстанции

Асанбаев Ю. А., Горелик Т. Г, Кириенко О. В, Кумец И. Е. Оптимизация процесса интеграции всей разнородной информации о нормальных и аварийных режимах работы энергообъекта в единый

7

8

10

17

2223

№1 декабрь 2008 5

СОДЕРЖАНИЕ

информационный комплекс АСУ ТП начала быстро развиваться после разработки Международной электротехнической комиссией (МЭК) специальных стандартов коммуникации на подстанциях. Авто-ры статьи рассказывают о том, чем отличаются друг от друга широко применяемые стандарты, а также о назначении, характеристиках и трудностях внедрения стандарта МЭК 61850, которому в настоящих условиях уделяется значительное внимание.

56 кадровая и научно-техническая политика – основа обеспечения надежности функционирования рЗА

Удрис А. П. Кадровая проблема в сфере обслуживания устройств релейной за-щиты и автоматики является частью кадровой проблемы энергетики в целом, которую уже нельзя назвать новой. О задачах, которые необходимо учитывать для организации эффективной работы по известным направлениям повышения квалификации рассказывает авторитетный релейщик Удрис Андрей Петрович.

59 к вопросу о сертификации новой аппаратуры

Босенко В. И. Статья содержит рассуждения о вопросах сертификации и аттеста-ции новой аппаратуры.

60 опыт проектирования и разработки автоматики выделения собственных нужд омской тЭц-4 на базе многофункциональ-ных шкафов ШЭ1111

Баракин К. А., Гольц С. И., Наумов В. А., Разумов Р. В.При авариях в объединенных энергосистемах (ОЭС) с отделением региональных энергосистем от ОЭС с большим дефицитом гене-рирующей мощности возможны значительные снижения частоты, что может приводить к повреждению оборудования и нарушению нормальной работы потребителей. Основной задачей автоматики выделения собственных нужд (АВСН) является поддержание живу-чести ТЭЦ при таких крупных авариях. Данная статья рассказывает об алгоритме работы АВСН на примере Омской ТЭЦ-4.

64 Построение системы рЗА и АииС кУЭ на базе оптических транс-форматоров тока и напряжения с цифровым интерфейсом

Власов М. А., Воронков М. В., Малков Б. Б., Сердцев А. А. Практическое применение оптических преобразователей тока и на-пряжения затруднено тем, что их вторичные выходы не способны обе-спечить мощность, необходимую для устройств защиты с аналоговы-ми входами. Принятие стандарта МЭК 61850 и появление на рынке устройств защиты и счетчиков с цифровыми входами открывает возможность создания полностью цифровой системы защиты и управления. О результатах исследования совместимости элементов такой системы рассказывает данная статья.

ВЗгляд70 Алексей Арст: «Базисное направление деятельности

ооо «Проектный центр Энерго» – инжиниринг в проектировании»

ПроБлеМА74 Проблема обеспечения дальнего резервирования

Петров С. Я.Одной из важных технических проблем релейной защиты является обеспечение дальнего резервирования, дополняющего ближнее резервирование. Новая техника раскрывает достаточно широкие возможности осуществления дальнего резервирования, однако в настоящее время отсутствуют положения о принципах их исполь-зования. Какие задачи и кем должны быть решены для разработки рекомендаций по принципам обеспечения дальнего резервирования при использовании современных устройств релейной защиты?

лЮди и дАты78 релейная защита: взгляд в прошлое

Пуляев В. И.

32

26

34

60

78


БУДНИ РЕЛЕЙЩИКА НОВОСТИ

Согласно исследованиям, проведен-ным компанией Newton & Evans, еже-

годная мировая потребность в устрой-ствах релейной защиты может быть оценена в 1,5 миллиарда долларов. Пред-ставленные данные – результат иссле-дования, которое проводилось компани-ей Newton & Evans в течение 9 месяцев. В исследовании приняли участие более 200 североамериканских компаний, а так-же более 40 компаний электроэнергети-ческого комплекса из более чем 40 дру-гих стран.

Доля цифровых устройств защи-ты среди миллионов устройств за-щиты, используемых на электроэнер-гетических объектах по всему миру, продолжает возрастать. Практически 90 % всех установленных устройств защиты генераторов и более чем по-ловина устройств защиты линий в Се-верной Америке представляют собой цифровые устройства защиты. Боль-шинство устройств защиты, применяе-мых на вновь строящихся объектах, и устройств, которые используются при модернизации подстанций, являются цифровыми устройствами защиты. Од-нако, стоит отметить, что в Северной Америке до сих пор остается и некото-рая ниша для использования электро-механических устройств защиты.

Компании электроэнергетического ком-плекса за пределами Северной Америки продолжают стремительным образом переходить к использованию цифровых устройств защиты, даже более стреми-тельно, чем наблюдалось в ходе преды-дущих исследований компании Newton & Evans. Некоторые страны с активно раз-вивающейся электроэнергетической от-раслью опережают североамериканские и восточноевропейские компании по чис-лу вводимых в эксплуатацию цифровых устройств защиты.

В ходе исследования были получены следующие данные:

Годовая потребность в устройствах �

защиты, применяемых в сетях средне-го и высокого напряжения, превышает 1,5 миллиарда долларов. Компании элек-троэнергетической отрасли не являются единственными потребителями данно-го сегмента рынка: устройства защиты в значительном объеме реализуются про-

мышленным компаниям, а также компа-ниям, предоставляющим комплексные решения в области электроэнергетики, которые используют устройства защиты при производстве оборудования.

В настоящее время на мировом рын- �

ке присутствует, по крайней мере, шесть производителей устройств защиты и вспомогательного оборудования, про-дажи каждой из которых, по минималь-ным оценкам, составляют 125 миллионов долларов в год (ABB, Areva, GE, Nanjing Automation Research Institute, Schweitzer Engineering Labs и Siemens). Испанские компании Arteche и ZIV, французские компании Schneider и CEE, финская ком-пания Vaasa, а также британское под-разделение компании Eaton Electrical представляют собой «второй эшелон» европейских компаний, обладая значи-тельным потенциалом для экспорта своей продукции. Конкурентами таких компаний на североамериканском рынке являются компании Basler, Beckwith, Cooper Power и NxtPhase. На азиатском рынке наибо-лее активными поставщиками устройств релейной защиты и автоматики являются китайские компании (NARI, NAEF, Henan Xuji и Beijing Sifang), каждая из которых стремительно развивается за счет раз-вития китайской электроэнергетической отрасли. Список этих компаний дополня-ют несколько стабильно развивающихся японских компаний.

Американская компания Schweitzer �

Engineering Labs оставалась одной из са-

мых стремительно развивающихся компа-ний в мире по разработке и производству устройств защиты на конец 2006 года. Развитие компании на мировом рынке продолжилось и в 2007 году.

Потребность компаний электроэнер- �

гетического комплекса в устройствах защиты по всему миру ежегодно со-ставляет 750–850 миллионов долларов. При этом эта сумма определяется толь-ко теми закупками, которые компании совершают непосредственно у самого производителя. Около 120 миллионов долларов из этой суммы приходится на электромеханические устройства за-щиты, применение которых до сих пор широко в Российской Федерации, Вос-точной Европе и Центральной Азии. Потребность в электромеханических устройствах защиты и автоматики со-ставляет от 10 % до 20 % от общей потребности на устройства защиты в большинстве стран. Североамерикан-ские компании электроэнергетического комплекса по-прежнему тратят на элек-тромеханические устройства защиты от 30 до 35 миллионов долларов еже-годно.

Поставщики комплексных решений вы- �

ступают в качестве еще одних потреби-телей рынка устройств защиты. Данные поставщики интегрируют устройства за-щиты в то электрооборудование, кото-рое они производят (распределительные устройства и реклоузеры) и лишь затем продают это оборудование компаниям электроэнергетического комплекса, про-мышленным и коммерческим организа-циям. Промышленные компании и другие значительные потребители электроэнер-гии образуют третий сегмент потребите-лей устройств защиты.

В общей сложности ежегодная миро- �

вая потребность в устройствах релей-ной защиты составляет около 1,5 мил-лиарда долларов США и, согласно оценкам, в 2009-м возрастет до 2 мил-лиардов долларов. При этом компании энергетического комплекса являют-ся потребителями 35–45 % от обще-го числа реализуемых во всем мире устройств защиты, промышленные и коммерческие компании – 25–35 %, а поставщики комплексных решений со-ставляют 30–35 % этого рынка.

Ежегодно мир тратит 1,5 миллиарда долларов на устройства релейной защиты и автоматики

Рынок устройств релейной защиты и автоматики

№1 декабрь 2008 7

БУДНИ РЕЛЕЙЩИКАНОВОСТИ

Большинство глав стандарта МЭК 61850 будет переработано и представ-

лено в виде второго издания. В новом из-дании будет уделено внимание решению технических проблем, возникших при пер-вых реализациях стандарта на практике, а также разработке новых требований, обе-спечивающих возможность применения стандарта не только для систем автомати-зации подстанций. В настоящее время ко-митетом 57 (комитет, ведущий работы по вопросам управления энергосистемами и обмена данными на электроэнергетиче-ских объектах) также ведется разработка новых стандартов МЭК 61850.

В настоящее время утверждены версии следующих глав второго издания стан-дарта с меткой CDV:

МЭК 61850-6, издание 2.0. Глава 6: Язык �

описания конфигурации системы обмена данными на подстанции между интеллек-туальными электронными устройствами.

МЭК 61850-7-1, издание 2.0. Глава 7-1: �

Структура обмена данными – принципы и модели.


Информация и структура обмена данны-ми – абстрактный сервисный интерфейс обмена данными.

МЭК 61850-7-3, издание 2.0. Глава �

7-2: Структура обмена данными – Общие классы данных.


Структура обмена данными – Классы со-вместимых логических узлов и классы данных.

Работа над стандартами в Международ-ной электротехнической комиссии (МЭК) начинается с утверждения необходимо-сти создания и начала работы над новым стандартом путем голосования. Голосо-вание проводится среди национальных комитетов, являющихся членами техни-ческого комитета. После утверждения работу над ним поручают существующей рабочей группе или создают новую рабо-чую группу, а по достижении желаемых результатов формируется первый проект стандарта, который направляется всем национальным комитетам. Данному про-екту присваивается метка CD (Сommittee Draft – проект комитета). Данный проект стандарта не обязательно является окон-чательной его версией. Целью издания и распространения проекта стандарта с мет-кой CD среди национальных комитетов яв-ляется представление того направления, в котором движется работа над будущим

стандартом, и получение отзывов от более широкого круга специалистов.

Следующий этап работы – создание про-екта стандарта с меткой CDV (Committee Draft for Voting – проект стандарта для го-лосования). Данная версия является наи-более приближенной к окончательной версии. Национальные комитеты долж-ны проголосовать за или против принятия данного проекта стандарта в течение 5 ме-сяцев. При голосовании национальные ко-митеты могут формировать комментарии к проекту, если считают это необходимым. В случае если проект стандарта с меткой CDV утверждается, допускается внесение изменений согласно сформированным комментариям. Далее подготавливается финальная версия проекта международ-ного стандарта с меткой FDIS (Final Draft International Standart – окончательный про-ект международного стандарта). Внесение изменений в данную версию документа не допускается. Однако проект с меткой FDIS может быть отклонен и работа над ним мо-жет быть перенесена на предыдущую ста-дию, которой соответствует метка CDV. Через некоторое время после утвержде-ния проекта стандарта с меткой FDIS стан-дарт публикуется.

На высоковольтных подстанциях фи-лиала ОАО «МОЭСК» – Восточные

электросети внедряется автоматизиро-ванная информационно-измерительная система коммерческого учета электро-энергии – АИИС КУЭ. В настоящее время такими комплексами оснащены 26 питаю-щих центров филиала. До конца текущего года комплексы АИИС КУЭ будут смонти-рованы еще на 13 подстанциях.

Работы по установке системы недав-но завершены на подстанции «Ликино» в Орехово-Зуевском районе. Смонтиро-ванный комплекс принят в эксплуата-цию и находится в работе. На подстан-ции «Митяево» в Коломенском районе силами подрядчика ОАО «Энергоучет» также осуществляется монтаж устройств системы, состоящей из микропроцессор-ной техники. На сегодняшний день на под-станции уже установлены 14 цифровых счетчиков. Всего предполагается смонти-ровать 21. Данные со счетчиков поступа-

ют на УСПД – устройство сбора и пере-дачи данных, далее – в информационный центр ОАО «МОЭСК», где происходит об-работка данных.

В настоящее время АИИС КУЭ уста-навливаются на питающих центрах «Кис-лородная», «Прогресс», «Балашиха», «Кучино», «Черная» в Балашихинском районе.

По словам начальника отдела по реа-лизации услуг и транспорту электроэнер-гии Восточных сетей Надежды Андриа-новой, внедрение АИИС КУЭ позволяет

оптимизировать процесс контроля элек-троэнергии потребителям, а также про-водить мероприятия по уменьшению ее потерь в сетях. Работа программы от-крывает широкие возможности в исполь-зовании сведений по отпуску и потре-блению электроэнергии, предоставляет наиболее точные данные по многим по-казателям, намного упрощает и ускоря-ет рабочий процесс, исключая во многом человеческий фактор.

Источник: пресс-релиз ОАО «МОЭСК»

Работа над стандартом МЭК 61850 продолжается

На питающих центрах ОАО «МОЭСК» внедряется автоматизированная система учета электроэнергии


БУДНИ РЕЛЕЙЩИКА НОВОСТИ

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Ма-гистральные электрические се-

ти (МЭС) Юга – завершил установку автоматизированной системы управ-ления технологическими процессами (АСУТП) на подстанции 330 кВ Черкесск (Карачаево-Черкесская Республика). В результате выполненных работ повы-шена надежность электроснабжения потребителей Карачаево-Черкесской Республики численностью населения 450 тысяч человек. Стоимость работ со-ставила 48,3 млн рублей.

Автоматизированная система управ-ления технологическими процессами

позволяет дистанционно управлять обо-рудованием энергообъекта. В случае аварии система по каналам связи пе-редает на диспетчерский пульт инфор-мацию о повреждении оборудования или участка линии. К тому же она ведет подсчет количества включений и вы-ключений оборудования, что позволя-ет определять его износ и планировать ремонты. Скорость передачи данных и достоверность информации, обеспе-ченные системой, повышают оператив-ность действий персонала.

Подстанция 330 кВ Черкесск мощ-ностью 250 МВА введена в эксплуата-

цию в 1979 году. Черкесск – единствен-ная подстанция, относящаяся к Единой национальной электрической сети в Карачаево-Черкесской Республике. Она обеспечивает электроснабжение крупных промышленных потребите-лей республики, среди которых – ОАО «Черкесское химическое производ-ственное объединение им. Цахилова», ОАО «Кавказцемент», ОАО «Холод-маш», завод низковольной электро-технической аппаратуры ОАО «НВА» и другие.

Источник: пресс-релиз ОАО «ФСК ЕЭС»

С 13 по 14 августа в Хабаровске Фи-лиалом ОАО «СО ЕЭС» Объединен-

ное диспетчерское управление (ОДУ) Востока проведен российско-китайский семинар «Применение современных устройств релейной защиты и авто-матики (РЗА) в ОЭС Востока России и энергосистеме Китая».

В работе семинара приняли участие: с российской стороны – представите-ли ОДУ Востока и входящих в его опе-рационную зону региональных диспет-черских управлений (РДУ), филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока, инсти-тута «Дальэнергосетьпроект», с китай-ской – представители компании «NARI-RELAYS ELECTRIC CO., LTD».

Цель семинара – обмен опытом меж-ду специалистами России и Китая. Участники встречи обсудили техниче-ские характеристики и требования к па-раметрам размещения устройств РЗА и противоаварийной автоматики, обе-спечивающим наибольшую эффектив-ность их применения, а также вопросы восстановления единства и нормально-го режима работы энергосистемы по-сле ее аварийного разделения на изо-лированные части. Особое внимание собравшиеся уделили перспективам разработки и практического внедре-ния в России и Китае современных ми-кропроцессорных устройств РЗА и си-стем мониторинга переходных режимов (WAMS-технологий).

Российские специалисты познакомили китайских коллег с опытом эксплуатации систем РЗА в объединенной энергоси-стеме Востока, рассказали о задачах Си-стемного оператора по внедрению новых технологий в целях обеспечения надеж-ного функционирования ЕЭС.

Оценивая итоги семинара, замести-тель генерального директора ОДУ Вос-тока Владимир Козуб подчеркнул, что системам противоаварийного управ-ления принадлежит ключевая роль в обеспечении надежного функциониро-вания ЕЭС. «Проблемы обеспечения надежности актуальны для всех круп-ных энергосистем. Обмен информа-

цией и опытом использования для ре-шения этой задачи новых технологий несомненно был полезен обеим сторо-нам», – добавил он.

«Подобные встречи дают возможность из первых рук получить информацию о новейших разработках коллег, обме-няться опытом их практического вне-дрения и обсудить различные аспекты внедрения и эксплуатации систем про-тивоаварийного управления», – отме-тил главный инженер центра исследова-ний компании «NARI-RELAYS ELECTRIC CO., LTD» Сицай Чжао.

Источник: пресс-релиз ОАО «СО ЕЭС»

МЭС Юга установили автоматизированную систему управления технологическими процессами на подстанции 330 кВ Черкесск

Системный оператор провел международный семинар по применению и эксплуатации современных устройств РЗА

рек

лам

а

10 №1 декабрь 2008

БУДНИ РЕЛЕЙЩИКА СОБЫТИЯ

Релейщики, объединяйтесь!

Партнерство инженеров релейщиков – эффективный инструмент развития систем релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике.

Уважаемые читатели журнала «релейЩик»! Поздравляю вас со знаменательным событием – рождением первого

в более чем столетней истории релейной защиты специализированного журнала.

Время идет вперед, техника совершенствуется, и сейчас трудно пред-ставить современные системы релейной защиты, автоматики и управле-ния без цифровых технологий. Поэтому настоящий журнал предназначен для специалистов в области цифровой техники для электроэнергетики.

Хочу также отметить, что организация выпуска журнала «РЕЛЕЙЩИК» это совместный проект Партнерства и Издательского дома «Вся электро-техника», и выполнение одной из функций Партнерства, предусмотрен-ных Уставом.

Обеспечение надежной и устойчивой работы отдельных энергосистем, а также Единой энергосистемы России (ЕЭС России) в целом в опреде-ляющей мере связано с надежностью функционирования релейной защи-ты и линейной автоматики (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА), предназначенной осуществлять быструю и селективную автоматическую ликвидацию повреждений и аварийных режимов в электрической части энергосистем.

Произошедшие изменения в результате реформирования электроэнер-гетики выдвигают на первый план необходимость скоординированных действий и проведения единой, согласованной научно-технической поли-тики при развитии, внедрении и эксплуатации систем релейной защиты и автоматики энергосистем и энергетических объединений независимо

АвторБелотелов А. К.

№1 декабрь 2008 11

БУДНИ РЕЛЕЙЩИКАСОБЫТИЯ

от форм собственности и структурной принадлежности.

Существующая на сегодняшний день электроэнергетическая инфраструкту-ра обеспечивала достаточно высокий уровень надежности электроснабжения потребителей и устойчивости работы ЕЭС России в целом, в большей степе-ни за счет развитых систем релейной защиты, противоаварийной и сетевой автоматики, проведения периодическо-го технического обслуживания относи-тельно высоким количеством обслужи-вающего персонала.

Используемые до настоящего време-ни принципы построения и выполнения систем РЗА и ПА, разработанные еще в Советском Союзе, показали их доста-точную эффективность и надежность. Это подтверждается высоким и неиз-менным процентом правильной работы устройств РЗА и относительно неболь-шим количеством системных аварий.

Еще несколько лет назад отмечались следующие проблемы, связанные как с технологическим состоянием систем РЗА и ПА, так и с новыми формами функционирования ЕЭС России в усло-виях рыночной экономики:

Большой объем морально и физиче- �

ски устаревших устройств РЗА и ПА.Большие эксплуатационные расхо- �

ды, включающие расходы на техниче-ское обслуживание и ремонты.

Значительное снижение использо- �

вания возможностей научно-иссле до-вательского, проектного комп лексов вследствие значительных структурных изменений и крайне ограниченного фи-нансирования.

Устаревшая нормативно-техническая �

база, не отвечающая требованиям за-кона о техническом регулировании и создавшимся реалиям при развитии, внедрении и эксплуатации систем РЗА и ПА.

Отсутствие четкого разделения �

функций и полномочий между структу-рами, осуществляющими эксплуатацию и техническое обслуживание РЗА и ПА отдельных субъектов электроэнергети-ки (ФСК, МЭС, МРСК, СО, ОГК и.т.д.).

Сейчас в условиях интенсивных ра-бот, проводимых субъектами электро-энергетики по реконструкции энерге-тических объектов с полной заменой систем РЗА и ПА, эти проблемы еще

более обострились и требуют безотла-гательного решения.

Уже первый опыт внедрения и экс-плуатации цифровых устройств РЗ, ПА и АСУТП выявил необходимость приме-нения согласованных решений и скоор-динированных действий.

Надежды, которые возлагались на интенсивное внедрение цифровых устройств и систем РЗА, ПА и АСУТП, пока не оправдываются.

На общем фоне общего количества �

установленных устройств РЗА и ПА (свыше 1,6 млн), по-прежнему остается высока доля устройств РЗА и ПА, отра-ботавших свой ресурс.

Ожидаемое снижение эксплуатаци- �

онных расходов с внедрением совре-

менных цифровых устройств и систем РЗА, ПА и АСУТП не наблюдается. А при дроблении служб РЗА на ТОиР и собственно эксплуатацию трудно ожи-дать такого снижения.

Структурные изменения, произошед-шие в научно-исследовательском и проектном комплексе, не способствуют эффективному использованию нако-пленного интеллектуального и практи-ческого опыта.

По-прежнему остро стоит вопрос по �

обновлению нормативно-технической базы и приведению ее в соответствие с законом о техническом регулирова-нии. Проекты НТД в области РЗА, ПА и АСУТП требуют анализа и обсуждения специалистами всех субъектов элек-троэнергетики.

В условиях внедрения МП устройств �

РЗА и ПА различных производителей ощущается недостаток единых, согла-сованных нормативно-технических и руководящих материалов.

Реформирование электроэнергети- �

ки затронуло и изменило всю структу-ру эксплуатации РЗА и ПА ЕЭС России. Если раньше четко выстроенная иерар-хическая структура эксплуатации РЗА и ПА – службы РЗА ЦДУ, ОДУ, централь-ные службы РЗА энергосистем, местные службы РЗА – эффективно и слажен-но выполняли свои функции, то в новой структуре электроэнергетики еще не

установившаяся, раздробленная струк-тура эксплуатации зачастую приводит к параллелизму выполняемых функций.

Техническая политика, проводимая каждой компанией, субъектом электро-энергетики, представляет собой ком-плекс мероприятий с подключением интеллектуальных и финансовых ре-сурсов включающих следующие основ-ные направления:

1. Изучение и использование меж-дународного и отечественного научно-технического опыта.

2. Создание и внедрение систем РЗА и ПА на основе единых технических требований с применением современ-ной техники и технологий.

3. Совершенствование проектной де-

ятельности, внедрение единого стан-дарта проектирования, экспертиза про-ектов.

4. Организация аттестации устройств и систем РЗА и ПА (экспертизы, прием-ка новых систем РЗА и ПА и т.п.).

5. Нормативно-техническое обеспе-чение развития, внедрения и эксплуа-тации систем РЗА и ПА.

6. Создание эффективной системы эксплуатации систем РЗА и ПА.

Казалось бы, что каждая самостоя-тельная компания работает именно в названных направлениях, но при этом забывает, что она является составной частью единой энергосистемы России, осуществляющей полный цикл выра-ботки, передачи и распределения элек-троэнергии.

В этой ситуации затруднен процесс проведения единой НТП по следующим причинам:

Отстаивание каждой компанией сво- �

их корпоративных интересов.Использование каждой компанией �

административного ресурса при фор-мировании нормативно-технической базы и допуске (аттестации) оборудо-вания.

В части формирования нормативно-технической базы каждая компания вы-страивает приоритеты разработки НТД в своих интересах, зачастую без учета интересов других субъектов электро-

Белотелов А. к., к.т.н., президент Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике»

Надежды, которые возлагались на интенсивное внедрение цифровых устройств и систем РЗА,

ПА и АСУТП пока не оправдываются.

12 №1 декабрь 2008


энергетики. Практически ощущают-ся трудности при согласовании разра-батываемых нормативно-технических документов, что ведет к затягиванию процесса формирования нормативно-технической базы.

Процесс допуска (аттестации) систем релейной защиты, автоматики и управ-ления затягивается на длительное вре-мя с затратой значительных трудовых и финансовых ресурсов, что, в свою оче-редь, влияет на цену этих систем.

Произошедшие изменения негативно отразились на механизмах выработки единой технической политики в области РЗА и ПА. Фактически отсутствует коор-динирующий и регулирующий орган, роль которого прежде выполняли Главтех-управление Минэнерго СССР, а потом Департамент науки и техники (научно-технической политики) РАО «ЕЭС Рос-сии», а также Федосеевская комиссия по РЗА при ГНТК. Ситуация характеризует-ся отсутствием четкой системы взаимо-отношений между компаниями – субъек-тами электроэнергетики.

Разделение единой электроэнерге-тической системы России на самосто-ятельные хозяйствующие субъекты не избавляет от необходимости коорди-нации вопросов разработки, проекти-рования, внедрения и эксплуатации си-стем РЗА и ПА. Элементы, входящие в системы РЗА и ПА, должны работать согласованно вне зависимости от их балансовой принадлежности. РЗА и ПА – это основа надежности электро-энергетической системы.

Все вышеизложенное и явилось предпосылкой создания общественной организации – Некоммерческое пар-тнерство «Содействие развитию релей-ной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике».

Необходимо отметить, что иници-атива создания Партнерства, пред-ставляющего интересы компаний и специалистов, работающих в сфере разработки, производства, проекти-рования, оперативно-диспетчерского управления и эксплуатации устройств РЗА, ПА и АСУТП, была поддержана участниками XVIII научно-практической конференции «Релейная защита и ав-томатика энергосистем – 2008».

Основными целями деятельности Партнерства являются:

1. Оказание содействия в эффек-тивной работе релейной защиты и ав-

томатики (РЗА), противоаварийной ав-томатики (ПА) и автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП), как составной ча-сти системы противоаварийного управ-ления в ЕЭС России.

2. Оказание содействия в развитии те-ории и практики релейной защиты и ав-томатики и противоаварийной автома-тики как областей научно-технического знания в Российской Федерации всем за-интересованным лицам и организациям.

3. Содействие разработке, развитию и внедрению в ЕЭС России концепции систем релейной защиты и автомати-ки и противоаварийной автоматики, базирующейся на научном подходе и передовом опыте, направленной на эф-фективное, инновационное развитие отрасли в интересах всей страны.

Партнерство призвано осуществлять координацию деятельности субъек-тов электроэнергетики для выработ-ки и реализации единой, согласован-ной научно-технической политики, нор мативно-технического и правового регулирования в области развития и эксплуатации систем РЗА и ПА в ЕЭС России и создано как площадка для об-суждения актуальных проблем в обла-сти РЗА, ПА и АСУТП.

Деятельность Партнерства базирует-ся на следующих принципах:

1. Соблюдение баланса интересов всех организаций и лиц, работающих в области РЗА, ПА и АСУТП, на основе признания общей ответственности за работу систем РЗА, ПА и АСУТП в Рос-сийской Федерации.

2) Соблюдение норм российского и международного права, общепринятой научной и деловой этики.

Основные задачи Партнерства: 1. Организация обмена информацией

между членами Партнерства с целью формирования единого информацион-ного пространства.

2. Организация научно-технических дискуссий по актуальным проблемам РЗА, ПА и АСУТП, семинаров, конфе-ренций и выставок.

3. Подготовка предложений и уча-стие в формировании нормативно-технической базы разработки, проек-тирования, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУТП.

4. Организация мониторинга функ-ционирования систем РЗА и ПА в ЕЭС России.

5. Организация экспертизы и при-емки новых видов устройств и систем РЗА, ПА и АСУТП зарубежного и отече-ственного производства.

Конечно, это еще неполный перечень задач, и является «выжимкой» из Уста-ва Партнерства.

В ближайших планах деятельности Партнерства:

1. Организация сайта и формиро-вание общего информационного про-странства для релейщиков и специали-стов АСУТП.

2. Содействие в публикации в жур-нале «РЕЛЕЙЩИК» работ членов Пар-тнерства.

3. Организация конференций, сим-позиумов, семинаров и выставок и со-действие участию в них членов Пар-тнерства.

4. Содействие членам Партнерства в повышении квалификации и организа-ции обучения.

Партнерство ориентировано на актив-ную и компетентную помощь и содействие субъектам электроэнергетики в координа-ции и проведении единой (согласованной) научно-технической политики.

Членство и активное участие в рабо-те Партнерства взаимовыгодно как для членов Партнерства, так и для отрасли электроэнергетики в целом.

Достоянием членов Партнерства станут интеллектуальные наработки и многолет-ний опыт, накопленный в процессе раз-работки, производства, проектирования, оперативно-диспетчерского управления и эксплуатации систем РЗ, ПА и АСУТП.

Расширение кругозора и компетен-ции специалистов по РЗА, ПА и АСУТП соответственно повлияет на эффектив-ность работы компаний – субъектов электроэнергетики.

Приглашаем к вступлению в обще-ственную организацию Некоммерческое партнерство «Содействие развитию ре-лейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» компании и специ-алистов электроэнергетической и смеж-ных отраслей промышленности России, стран ближнего и дальнего зарубежья, работающих в сфере разработки, про-изводства, проектирования, оперативно-диспетчерского управления и эксплуата-ции устройств РЗА, ПА и АСУТП.

объединенными усилиями обеспе-чим эффективную и бесперебойную работу компаний – субъектов элек-троэнергетики!

№1 декабрь 2008 13


Релейщиков всегда отличала организо-ванность и чувство ответственности.

И это не случайно, поскольку от надеж-ности работы систем релейной защиты и автоматики в большой степени зависит надежность и живучесть работы ЕЭС Рос-сии в целом.

Только та энергосистема гарантирует удовлетворительную работу, которая до-статочно хорошо защищена.

Анализ крупных системных аварий, про-исшедших в последнее время в зарубеж-ных энергосистемах и России, показывает, что одной из причин их развития является снижение надежности работы систем РЗА.

Существует мнение, что кардинальное решение этой проблемы – полная автома-тизация.

Следует отметить, что проблема на-дежности энергетических объектов давно вышла за чисто отраслевые рамки.

После окончания реструктуризации от-расли релейщики оказались разобщены.

Создание журнала «Релейщик» очень важно и своевременно. Поскольку:

1. Журнал «Релейщик» может занять нишу, которой нам сегодня не хватает, чтобы «организовать релейщиков».

2. В отрасли еще сохранился высокий интеллектуальный потенциал, который

может предложить решение самых слож-ных проблем.

Журнал послужит хорошей «площад-кой» для обсуждения проблемы экс-плуатации, внедрения новой техники, подготовки кадров, где могут обсуж-даться и предлагаться оптимальные решения.

Желаю, чтобы журнал «Релейщик» стал рабочим, консолидирующим релей-щиков органом.

Надеюсь что релейщики откликнут-ся и примут активное участие в издании журнала, который издается для них и не только…

Я с некоторой осторожностью воспри-нял предложение войти в состав ре-

дакционной коллегии нового журнала, учитывая, что его название – «Релей-щик» говорит о доминирующем направ-лении публикаций – релейная защита и автоматика.

Однако первое заседание редакционно-го совета развеяло мои сомнения и под-твердило правильность моего решения.

В качестве основных направлений заяв-лены не только РЗА, но и АСУ различного

уровня, начиная от АСУ ТП подстанций и до систем диспетчерско-технологического и корпоративного управления.

На мой взгляд, в настоящее время от-сутствует печатный орган, который си-стемно рассматривает проблемы соз-дания, внедрения и эксплуатации АСУ ТП, АСДТУ, АСТУ и т.д. А ведь эти на-правления сейчас интенсивно развива-ются в части использования новых ин-формационных технологий, протоколов обмена, коммуникаций, информацион-

ных моделей энергосистемы, стандар-тизации и т.д. Одной из наиболее ак-туальных проблем сегодняшнего дня является применение протокола свя-зи и коммуникаций МЭК 61850 на под-станциях.

В этом плане журнал «Релейщик» мо-жет хотя бы частично заполнить образо-вавшуюся нишу. А я постараюсь в меру своих сил способствовать этому процессу.

С интересом жду выхода первого номе-ра журнала.

Пуляев Виктор ИвановичЗаместитель начальника департамента информационно-технологических систем – руководитель направления аналитики, мониторинга и эксплуатации итС оАо «ФСк еЭС»

Маргулян Александр Михайловичруководитель направления АСтУ департамента информационно-технологических систем оАо «ФСк еЭС»

Редакционная коллегия о журнале

14 №1 декабрь 2008


По-моему, журнал – это в первую оче-редь люди, которые его делают, и те,

для кого он печатается, люди, которые представляют собой сообщество специ-алистов в области разработки, проекти-рования, наладки, эксплуатации средств и систем релейной защиты и противо-аварийной автоматики. А для людей глав-ное – это общение. Возможность обсу-дить какие-то идеи, проблемы, проекты, обменяться мнением, воспользоваться чужим опытом, похвастаться чем-то сво-им... Общение позволяет не только полу-чить какую-то информацию, но и в пер-вую очередь по-новому посмотреть на то, что ты делал и делаешь. Думаю, что журнал станет первым в России реально работающим сообществом таких специа-листов. Бывших, настоящих и наверняка будущих.

А тем для дискуссий достаточно – ре-формирование электроэнергетики, раз-деление основных бизнес-процессов отрасли и организация монопольных и конкурентных ее секторов, образование новых субъектов электроэнергетики и конкурентная среда их функциониро-вания в условиях сохранения техноло-гической целостности единой энерге-тической системы и централизованной системы оперативно-диспетчерского управления, существующие и перспек-тивные принципы и методы государ-ственного регулирования и контроля, техническое перевооружение и иннова-ционные разработки. Эти, а также мно-гие другие темы и события требуют от нас поиска новых подходов и методов решения казалось бы уже давно из-вестных задач.

Чего я ожидаю от журнала?.. А че-го следует ожидать от развития ребен-ка? Хотелось бы, чтобы он скорее вы-рос, обрел силы и стал частью жизни не только его основателей, но и всех его читателей.

И напоследок мне бы хотелось от ли-ца редакционной коллегии журнала «Релейщик» и от себя лично поздравить вас, наших читателей, с профессиональ-ным праздником – Днем энергетика и с наступающим Новым, 2009 годом!

Желаю вам покорения новых вер-шин, успешной реализации самых сме-лых идей и, конечно же, надежной и безаварийной работы в будущем году! А журнал, в свою очередь, постарается создать для вас дружественную атмос-феру и предоставить новые возможно-сти для профессионального роста.

Сейчас выходит довольно много полигра-фических изданий, освещающих раз-

личные области электроэнергетики, но ни одно из них не имеет узкоспециализирован-ную тематику релейной защиты и тесно свя-занных с ней систем, таких, как АСУ ТП, про-тивоаварийная автоматика, связь, и т.д.

В современных условиях бурного про-гресса микропроцессорной техники и технологий, повсеместного внедрения зарубежных систем, разделения ЕНЭС на различные субъекты, резкого дефи-цита высококвалифицированных ка-

дров на фоне растущих темпов нового строительства и реконструкции энерго-объектов создание такого журнала ста-новится одной из актуальных задач.

Не секрет, что в нынешних рыночных условиях существует конкуренция между различными компаниями в самой сложной и наукоемкой отрасли электроэнергетики, начиная от производства устройств, про-ектирования систем в целом и заканчивая их вводом в эксплуатацию. Порой специа-листы остаются один на один с проблемой и не всегда принимают верные решения

и даже такие решения пытаются сделать «закрытой информацией», не говоря уже о действительно интересных и перспек-тивных идеях.

При этом создание журнала довольно сложная задача, поскольку он может быть интересен и полезен, только если будет ста-вить своей целью многополярное освеще-ние актуальных проблем и задач, а также поиск путей их решения. Надеюсь, что уси-лиями искренне преданных своей профес-сии людей шаг за шагом, цели, поставлен-ные перед журналом, будут достигнуты.

ДинмухаметовМарат Николаевичначальник департамента измерений и метрологии оАо «МрСк центра»

Семенов Алексей Ивановичначальник департамента информационно-технологических систем и систем связи ооо «Проектный центр Энерго»

рек

лам

а

16 №1 декабрь 2008


ОРЗАУМ – знакомство заново

Одним из первых, кто откликнул-ся на инициативу создания со-общества релейщиков (ныне

Некоммерческое партнерство «Содей-ствие развитию релейной защиты, ав-томатики и управления в электроэнер-гетике») и впоследствии выступил в качестве его учредителя, был ОРЗАУМ. В своем письме тогда руководитель Де-партамента релейной защиты, авто-матики и управления института Энер-госетьпроект А.В. Рожкова отметила, что в современных условиях необхо-димо создание такой координирующей структуры в сфере разработки, произ-водства, проектирования, оперативно-диспетчерского управления и эксплуа-тации устройств РЗА.

Молодому поколению релейщиков аббревиатура ОРЗАУМ, возможно, не знакома и ни о чем не говорит. В то же время ОРЗАУМ, что означает отдел ре-лейной защиты, автоматики, устойчиво-сти и моделирования, медленно, но вер-но приближается к своему 80-летию.

Исторический отсчет своей профес-сиональной деятельности ОРЗАУМ на-чинается с того момента, когда в 1930 году было принято решение в секторе сетей проектного отдела треста «Энер-гострой» организовать специализиро-ванную ячейку селективной защиты.

Уже в 1933 году с выделением из треста «Энергострой» проектной организации «Теплоэлектропроект» образовался ода-ренный коллектив единомышленников, впоследствии известных релейщиков. Это Т. С. Добровольская, А. М. Федосе-ев, Н. Н. Миклашевский, Е. Г. Ходанович, А. Б. Барзам, П. К. Фейст, Н. И. Шифер-сон, А. Г. Геворков, А. Б. Чернин и др.

Издаются первые печатные труды: книга Л. Е. Соловьева и А. М. Федосеева «Релейная защита», Руководящие ука-зания по релейной защите, а также ста-тьи по релейной защите, впоследствии составляющие основу для разработки нормативных и методических материа-лов по релейной защите.

Примерно в это же время создается лаборатория релейной защиты, в кото-

рой работали известные впоследствии всей стране специалисты: И. А. Сыро-мятников, Ю. М. Элкинд, В. Н. Спиридо-нов, Н.Н. Миклашевский и др.

В 1962 году на базе институтов «Те-плоэлектропроект» и «Гидропроект» об-разовывается Институт «Энергосетьпро-ект», в состав которого входит ОРЗАУМ.

Благодаря энтузиазму, эрудиции и ор-ганизационным способностям А. М. Фе-досеева небольшая ячейка селективной защиты выросла в мощную авторитетную организацию, одновременно являющую-ся школой подготовки высококвалифи-цированных специалистов-релейщиков. Многие из них совмещали свою прак-тическую работу с преподавательской деятельностью в высших учебных заве-дениях страны и институтах повышения квалификации, включая чтение лекций, ведение курсовых и дипломных работ студентов.

Значительные успехи были достиг-нуты в разработке и внедрении релей-ной защиты и автоматики линий элек-тропередачи высокого напряжения, во многом благодаря высококвалифици-рованным специалистам лаборатории и мастерской.

Под руководством В. М. Ермоленко проводились научно-исследовательские работы по анализу поведения устройств релейной защиты и автоматики элек-тропередач сверхвысокого напряжения.

Одновременно проводились рабо-ты по созданию моделей для расчета устойчивости энергосистем и развитию противоаварийной автоматики энерго-систем.

В период бурного роста энергетиче-ского строительства и ввода энергети-ческих мощностей интересы ОРЗАУМ состояли из широкого спектра работ по релейной защите и противоаварийной автоматике. Основными направления-ми этих работ были:

Выполнение проектов РЗА и ПА кон- �

кретных электроэнергетических объектов.Выполнение уникальных проектов �

РЗА и ПА объектов сверхвысокого на-пряжения.

АвторыГлускин А. И.Рожкова А. В.Белотелов А. К.

№1 декабрь 2008 17


Научно-исследовательские работы в �

области развития систем релейной за-щиты и противоаварийной автоматики электрических сетей высокого напря-жения.

Научно-исследовательские рабо- �

ты по созданию новых устройств РЗА и ПА.

Научно-исследовательские работы в �

области обеспечения надежности функ-ционирования РЗА и ПА.

Разработка руководящих указаний. �

Разработка методик расчета защит. �

Разработка типовых проектов. �

Разработанными в ОРЗАУМ Руково-дящими указаниями по релейной за-щите и методическими материалами пользовались и пользуются несколько поколений релейщиков нашей страны и некоторых зарубежных стран.

По выполненным типовым и не типо-вым проектам ОРЗАУМ работает ре-лейная защита и противоаварийная автоматика большого количества отече-ственных и зарубежных энергообъектов.

Необходимо отметить, что тематика работ ОРЗАУМ далеко вышла за рам-ки РЗА и ПА за счет таких направлений, как автоматика и телемеханика, систе-мы связи, системы контроля и учета электроэнергии и мощности, управле-ние режимами.

Специалисты ОРЗАУМ всегда уделя-ли большое внимание работам по повы-шению надежности как самих устройств РЗА, так и систем оперативного посто-янного тока.

С появлением микропроцессорной техники РЗА и ПА особо остро встал во-прос обеспечения электромагнитной со-вместимости на объектах внедрения си-стем РЗА и ПА. Специалисты ОРЗАУМ принимают активное участие в разра-ботке методик и нормативных докумен-тов по электромагнитной совместимо-сти и влиянию импульсных помех на устройства релейной защиты, автома-тики и управления.

ОРЗАУМ всегда был законодателем в области релейной защиты и автома-тики и противоаварийной автоматики, и других смежных направлений. Прак-тически вся номенклатура действую-щей нормативно-технической доку-

ментации по тематике РЗА и ПА была разработана и внедрена при активном и компетентном участии ОРЗАУМ. До-статочно упомянуть раздел 3.2. ПУЭ «Релейная защита» и «Общие техни-ческие требования к микропроцессор-ным устройствам защиты и автомати-ки энергосистем», которые являются эффективно действующими норматив-ными документами при разработке и внедрении современных микропроцес-сорных защит.

В ОРЗАУМ проводятся совместные работы с отечественными разработ-чиками и производителями, а также с зарубежными производителями со-временных микропроцессорных защит, обеспечивающие успешное внедрение современных систем РЗА и ПА на объ-ектах электроэнергетики.

За свою почти 80-летнюю деятель-ность ОРЗАУМ стал авторитетной орга-низацией как у нас в стране, так и за ру-бежом, выполнил около 4000 проектов, разработал и выпустил 19 Руководящих указаний по релейной защите, получе-но свыше 300 авторских свидетельств на изобретение, опубликованы 41 мо-нография, около 400 статей и десятки международных докладов.

Долгое время ОРЗАУМ функциониро-вал как отдел Института «Энергосеть-проект», но реструктуризация отрасли электроэнергетики и время внесли свои коррективы.

Сегодня ЗАО «ОРЗАУМ» молодая компания, являющаяся наследником 80-летних традиций ОРЗАУМ, насчиты-вает в своих рядах более 60 специали-стов. В их числе как умудренные опытом кадровые релейщики Петров Сергей Яковлевич, Рудман Алевтина Алексан-дровна, Козлов Владимир Ильич и др., так и молодое поколение релейщиков, состоящее из выпускников энергетиче-ских вузов страны.

Коллектив ЗАО «ОРЗАУМ» стремится сохранить присущий этой организации творческий стиль работы, стремление к техническому прогрессу и высокий научно-технический уровень.

В настоящее время в активе ЗАО «ОРЗАУМ» проектные работы по более чем 17 электроэнергетическим объек-там реконструкции, техперевооружения и нового строительства с использова-нием современных решений и систем управления, РЗА, ПА, ОПТ и АИИС КУЭ, а также разработка нормативных и методических материалов.

ЗАо «орЗАУМ»

глускин А. и., генеральный директор

рожкова А. В., первый заместитель генерального директора

Белотелов А. к., к.т.н., заместитель генерального директора – директор по развитию

18 №1 декабрь 2008


«ЭКРА» – о предприятии и некоторых общих вопросах

Авторы Алимов Ю. Н.Саевич О. Л.Фурашов В. С.

о предприятииСегодня можно с полной уверенностью сказать,

что наше предприятие, пройдя традиционный для многих российских фирм-производителей путь не-легкого становления в новых рыночных условиях и острой конкурентной борьбы, создало необходимый производственный потенциал для решения задач, поставленных программой развития электроэнерге-тики до 2020 года. Это было продемонстрировано на первой научно-практической конференции, про-шедшей на предприятии с 16 по 19 сентября, на ко-торую прибыли 243 представителя ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО ЕЭС», генерирующих компаний, холдинга МРСК России, региональных филиалов проектных организаций, предприятий различных отраслей про-мышленности, монтажно-наладочных организаций и научных кругов. Благодаря участию специалистов-релейщиков Казахстана, Узбекистана, Украины и Республики Беларусь конференция приобрела ста-тус международной. Основные мероприятия кон-ференции были совмещены с презентацией нового производственного корпуса предприятия общей пло-щадью 16 000 квадратных метров, проектная мощ-ность которого рассчитывалась на выпуск не менее 4000 шкафов РЗА и НКУ в год.

В настоящее время «ЭКРА» является предприя-тием полного цикла, на котором выполняются раз-работки новых устройств, включая конструкторскую документацию и программное обеспечение, а также проектные работы; имеется собственное производ-ство на базе новейшего технологического обору-дования; осуществляется шеф-наладка поставля-емого оборудования на объектах, гарантийное и сервисное обслуживание. С 1999 года предприя-тие специализируется на выпуске наукоемких ком-плектных устройств релейной защиты, автоматики и управления на микропроцессорной элементной базе. С 2005 года номенклатура производимой про-дукции расширялась за счет нетиповых низковольт-ных комплектных устройств, систем плавного пу-ска электродвигателей, шкафов ВЧ-связи, средств организации АСУ ТП подстанций. Выпускаемые предприятием устройства сертифицированы и со-ответствуют всем требованиям современной элек-троэнергетики.

об общих проблемахВ докладах конференции прозвучали не только

отзывы о продукции предприятия, но и поднима-лись общие проблемы, характерные для современ-

на п

рав

ах р

екла

мы

№1 декабрь 2008 19


ного этапа модернизации устройств РЗА, проводимой в энергосистемах:

новые требования к содержанию и объ- �

ему проектных работ;особенности методик выбора уставок �

для микропроцессорных устройств РЗА;адаптация продукции инофирм к рос- �

сийским условиям;переход на новые способы обмена ин- �

формацией между совместно работаю-щей аппаратурой (в частности, протокола IEС 61850ХХХ);

новые требования к выполнению пуско- �

наладочных и эксплуатационных проверок;дополнение традиционных принципов �

построения защит новыми подходами и др.Обсуждения рассматриваемых проблем,

с учетом высокого уровня специалистов – представителей практически всех направ-лений деятельности, связанных с релейной защитой (разработчики, проектировщики, расчетчики, наладочные и эксплуатирую-щие организации), могли быть основой для принятия соответствующих решений, что не входило в полномочия данной кон-ференции. Тем не менее, очередной раз была продемонстрирована готовность специалистов-релейщиков к обсуждению широкого круга вопросов, которые накопи-лись за весь период внедрения микропро-цессорных устройств РЗА в энергосистемах России. Поэтому создание Некоммерческо-го партнерства «Содействие развитию ре-лейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» и журнала «Релей-щик» – шаг к созданию той трибуны, с ко-торой можно поднимать и предлагать спо-собы и пути решения острых проблем с привлечением широкого круга специали-стов и руководителей.

наши предложения для обсуждения Работая на рынке поставок микропро-

цессорных устройств РЗА с самого на-чала его формирования, разработчики нашего предприятия не ограничивались только вопросами практической реализа-ции технических требований к защитам в виде конкретных исполнений шкафов за-щит, но и старались вникнуть во все про-блемы, сопутствующие конечному этапу их включения в работу, а также последу-ющей эксплуатации, такие как:

постановка технических требований по �

оснащению объекта полным комплектом устройств РЗА, обеспечивающим необ-

ходимую защиту всего первичного обору-дования и взаимодействие с системами управления (АСУ, SCADA);

выбор и подключение конкретных ти- �

поисполнений шкафов и устройств РЗА;выполнение рабочего проекта привяз- �

ки шкафов защит к первичному оборудо-ванию и другой аппаратуре;

выбор рабочих уставок защит; �

выполнение полного комплекса пуско- �

наладочных работ при первом включении;профилактическое обслуживание шка- �

фов РЗА в процессе их эксплуатации;оперативное восстановление работо- �

способности отказавшего оборудования;помощь эксплуатационным органи- �

зациям в разборе и анализе конкретных аварийных ситуаций;

обучение наладочного и эксплуатаци- �

онного персонала;разработка методических указаний и �

рекомендаций по всем этапам вышепере-численных работ.

Общие требования к системам РЗА изло-жены в соответствующих разделах Приказа № 57 РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 г., однако ряд положений этих требований, по мнению многих специалистов, уже тре-буют уточнений и изменений. В настоящее время предприятие может в соответствии с данными требованиями выполнить постав-ку шкафов защит всего подстанционного оборудования 110–220 кВ и 330–750 кВ, а также терминалов защит 6–10–35 кВ, пред-назначенных для встраивания в КРУ или в составе шкафов. Кроме того, по индивиду-альным проектам могут быть изготовлены

шкафы НКУ различного назначения, щиты оперативного постоянного тока, шкафы с аппаратурой ВЧ связи и передачи сигналов противоаварийной автоматики. Таким об-разом, заказ на поставку всей перечислен-ной аппаратуры для любого объекта может быть размещен на нашем предприятии, что обеспечивает нам возможность участия в разнообразных тендерных предложениях. При необходимости комплектной поставки на объект наших изделий совместно с ап-паратурой других производителей общий заказ может быть принят дочерним пред-приятием «КомплектЭнерго».

С учетом накопленного опыта работы с большинством проектных организаций и наработок собственного проектного отде-ла специалистами предприятия постоян-но оказывается помощь по текущим про-ектам, что положительно отражается как на их общем уровне, так и на оптимизации затрат предприятия при корректировке ти-повых решений по шкафам защит. В этой связи многими проектными организация-ми, особенно начинающими подобные ра-боты, высказываются пожелания о необ-ходимости разработки типовых проектных решений с учетом широкого внедрения но-вых микропроцессорных устройств РЗА, которыми они могли бы руководствовать-ся при конкретном проектировании.

Важная проблема состоит также в том, что имеются существенные отличия при проектировании объектов на базе аппара-туры РЗА отечественных производителей и терминалов некоторых инофирм. В част-ности, нашим предприятием предлагаются

Алимов Ю. н. – к.т.н., главный специалист, Саевич о. л. – генеральный директор, Фурашов В. С. – к.т.н., технический директор , ООО НПП «ЭКРА»

Новый производственный корпус НПП «ЭКРА»

на п

рав

ах р

екла

мы

на п

рав

ах р

екла

мы

20 №1 декабрь 2008


готовые типовые решения по шкафам за-щит различного функционального назначе-ния, которые требуют от проектировщиков в основном только проработки вариантов внешних подключений к шкафам. При ис-пользовании зарубежных терминалов за-щит в ряде случаев у проектировщика нет законченных вариантов исполнений шка-фов. Более того, в соответствии с письмом № 212-1-17-2-4936 от 09.08.2007 г. ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», при разработке рабочей проектной документации «…в составе ра-боты обязательно должен быть выполнен проектный выбор всех уставок защит, раз-работаны принципиальные, функционально-логические схемы, схемы программируемой логики, пояснительная записка, данные по параметрированию (конфигурированию) микропроцессорных устройств РЗА…». Та-ким образом, на проектировщика возла-гается вся ответственность за правильное задание идеологии работы защиты, однако проверка правильности реализации схем программируемой логики (т.е. результатов конфигурирования) и выполнения монтажа шкафа поручается наладочной организации и принимающей стороне (эксплуатирующей организации). Такое положение дел пред-ставляется весьма спорным, в отличие от предложений отечественных разработчиков или изготовителей шкафов защит, прини-мающих на себя всю полноту ответственно-сти за поставляемую аппаратуру. При этом реализация дополнительных требований за-казчика в типовых шкафах выполняется вы-сококвалифицированным разработчиком с последующей проверкой результатов.

Упомянутая выше необходимость выпол-нения проектировщиками выбора уставок защит также не совсем справедлива, так как окончательный вариант рабочих уста-вок с учетом всех местных условий могут выдать только расчетные службы соответ-ствующего филиала ОАО «СО ЕЭС» (ОДУ, РДУ). В соответствии с требованиями тен-дерной документации ответственность за разработку рекомендаций и методик вы-бора уставок возлагается на разработчи-ка шкафов РЗА, хотя ранее эти проблемы решались большим коллективом высоко-квалифицированных специалистов при разработке соответствующих «Руководя-щих указаний» или головной проектной организацией (например, «Рекоменда-ции по расчету и выбору параметров сра-батывания защит на микроэлектронной элементной базе ВЛ 110–750 кВ» Энерго-сетьпроект, г. Москва). В настоящее вре-мя разработки методических указаний по

выбору уставок ведутся дирекцией по опе-ративному управлению ОАО «ФСК ЕЭС», научно-производственной фирмой «Бриз» (г. Новосибирск), ВНИИЭ (г. Москва) и др., но у непосредственных исполнителей рас-четов нет достаточной информации.

Необходимость обязательного согласо-вания проектной документации филиала-ми ОАО «СО ЕЭС» до начала изготовления шкафов защит очевидна – только в этом случае на объект будет поставлена аппа-ратура, соответствующая заданным тех-ническим требованиям. Вышеупомянутым письмом ОАО «СО ЕЭС» определен срок начала работ по согласованию проекта «… не позднее, чем за 6 месяцев до ввода оборудования в работу», что не всегда вы-полняется. Более того, на предприятие по-ступает часть заказов и проектов, не согла-сованных с местными службами РДУ.

При планировании графика работ по мо-дернизации или новому строительству объ-ектов обязательным является учет срока изготовления оборудования. Причем специ-фика аппаратуры РЗА как товара в том, что в большинстве случаев она должна соот-ветствовать требованиям конкретного за-каза, то есть не может быть изготовлена заблаговременно на склад с последующей поставкой по факту оплаты. Например, тех-нологический цикл изготовления любого микропроцессорного шкафа РЗА начина-ется с момента получения полной проект-ной технической документации и состоит из большого количества последовательно вы-полняемых операций: разработка чертежей конструктивов, монтажных схем, эксплуа-тационной документации, изготовление металлоконструкций шкафов и термина-лов защит, слесарно-монтажные работы, приемо-сдаточные испытания шкафов. При больших объемах текущих заказов реаль-ный срок изготовления (без ущерба каче-ству) может составлять три-четыре меся-ца, что не всегда принимается во внимание при планировании новых вводов объектов. Этот срок может быть сокращен при при-менении в проектах типовых шкафов, кото-рые должны быть разработаны по утверж-денным требованиям.

Качество и сроки выполнения пуско-наладочных работ, а также уровень экс-плуатации современных микропроцессор-ных устройств РЗА в большой степени определяются наличием соответствующих методических разработок и организацией специального обучения наладочного и эксплуатационного персонала. Предприя-тием «ЭКРА» с учетом опыта обучения с

привлечением учебного центра «Лидер» (г. Чебоксары), выездных обучений на ба-зе тренажерных центров ОДУ Северного Кавказа, Средней Волги, Урала, Сибири, ЮЦПК РП «Южтехэнерго», НОУ «Учебный комбинат» (г. Ессентуки) на базе новых производственных площадей организован собственный Научно-образовательный центр с лекционными помещениями и учебными классами, оборудованными со-временными шкафами защит и испыта-тельными установками.

Все нарастающие объемы внедрения современной микропроцессорной техники РЗА давно требуют пересмотра целого ря-да действующих инструкций и циркуляров по наладке и текущему обслуживанию, ко-торые издавались преимущественно фир-мой ОРГРЭС (г. Москва). В частности, проверки ряда характеристик защит на этапах первого включения или профкон-троля сводятся, в сущности, к проверке программной части терминала защиты, за которую полную ответственность несет разработчик. Соответствующие провер-ки каждого терминала выполняются им в более полном объеме квалификационных испытаний, которые выполняются на эта-пе аттестации оборудования. Сокращение объема и времени эксплуатационных про-верок будет приветствоваться всеми.

Назрел целый ряд вопросов, касающих-ся идеологии построения комплексов защит оборудования, а также корректировки функ-ций отдельных защит. Не секрет, что актив-но продвигаемое рядом ведущих западных фирм внедрение в российских энергосисте-мах протокола IEC 61850ХХХ не получает должного одобрения как у российских раз-работчиков микропроцессорной техники РЗА, так и у эксплуатационных организаций. Тем более что первые же попытки практиче-ской реализации такого обмена информаци-ей на электроэнергетических объектах выя-вили ряд существенных недостатков.

Поставки нашим предприятием комплек-сов защит оборудования 500 кВ выявили расхождения в идеологии построения защит ЛЭП в ряде региональных ОДУ. В частности, различаются условия выдачи и контроля сиг-налов телеускорения, размещения по тер-миналам защит функций однофазного авто-матического повторного включения (ОАПВ), количество функций ОАПВ в комплексе за-щит. При заказах основных защит линий ча-сто остаются нерешенными вопросы замены полукомплекта защиты на другом конце, не включенном в объем финансирования мо-дернизации защит данного объекта.

на п

рав

ах р

екла

мы

рек

лам

а

на п

рав

ах р

екла

мы

22 №1 декабрь 2008

БУДНИ РЕЛЕЙЩИКА НОВИНКИ

Компания ABB представила новую серию устройств защиты REF615, предназначенных для реализации защиты воздушных и ка-бельных линий электропередачи, а также сборных шин в сетях сред-него напряжения. Устройства защиты могут быть применены в сетях с любым режимом заземления нейтрали.

Помимо стандартных функций защиты и управления (функции то-ковой защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю, функции защиты от перегрузки, функций АПВ и УРОВ и т.д.), при использо-вании дополнительного модуля возможна реализация защиты от ду-говых замыканий отсека выключателя, кабельного отсека и отсека сборных шин ячейки.

Поддержка стандарта МЭК 61850 устройствами серии REF615 позволяет осуществлять горизонтальный обмен данными между устройствами защиты, что делает возможным создание системы быстродействующей логической защиты сборных шин, основанной на передаче GOOSE-сообщений.

Традиционно на подстанциях среднего напряжения при реализа-ции логической защиты шин требуется осуществлять последова-тельное или параллельное проводное соединение выходных кон-тактов устройств защиты отходящих присоединений. При таком подходе отсутствуют простые методы постоянного контроля исправ-ности проводных соединений, в частности, при большом числе отхо-дящих присоединений.

В предлагаемом решении проводные соединения заменяются волоконно-оптическими соединениями. При этом передача сигналов блокировки осуществляется в виде GOOSE-сообщений, что обеспе-чивает высокий уровень быстродействия защиты и надежности ра-боты системы.

набор функций защиты и автоматики устройства REF615

Токовая защита от междуфазных КЗ (4 ступени) (50, 51). �

Направленная / ненаправленная защита от замыканий на �

землю (3 ступени) (67N).Защита от двойных замыканий на землю (51N-2). �

Защита от перемежающихся замыканий на землю (67N-IEF). �

Ненаправленная чувствительная защита от замыканий на �

землю (51N SEF).Токовая защита обратной последовательности (2 ступени) (46). �

Защита от обрыва фаз (46PD). �

Защита от термической перегрузки. �

Устройство резервирования отказа выключателя (50BF). �

Блокировка при бросках тока намагничивания (68). �

Фиксация отключения (86). �

Дуговая защита при использовании трех датчиков (50L / 50NL) �

Реализация быстродействующей логической защиты сборных шин на базе устройств REF615 компании АВВ с поддержкой стандарта МЭК 61850

МЭК 61850

№1 декабрь 2008 23

БУДНИ РЕЛЕЙЩИКАНОВИНКИ

Компания Siemens представила два новых компактных устрой-ства защиты серии SIPROTEC – 7SJ80 и 7SK80.

Устройство 7SJ80 может быть использовано для реализации за-щиты присоединений / фидеров в сетях высокого и среднего на-пряжений с глухозаземленной нейтралью, нейтралью, заземленной через низкоомное сопротивление, а также в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью.

Устройство SIPROTEC 7SK80 является многофункциональным устройством защиты двигателя и разработано для использования при реализации защиты асинхронных двигателей любой мощности.

Каждое из устройств обладает необходимым набором функций для реализации резервирования быстродействующей защиты сило-вого трансформатора.

Предусмотрена возможность задания значений уставок срабаты-вания дискретных входов (3 отличающихся по значению ступени) и значения номинального вторичного тока устройства (1А или 5А) про-граммным образом, что исключает необходимость переключения соответствующих перемычек на платах устройств.

Устройства предоставляют пользователю возможность создания до 20 дополнительных функций защиты и выполнены с поддержкой стандарта МЭК 61850, что позволяет им участвовать в обмене дан-ными посредством передачи GOOSE-сообщений.

набор функций защиты и автоматики устройства 7SJ80

Токовая защита с независимой �

и инверсной характеристиками выдержки времени (50, 50N, 51, 51N). Направленная / ненаправленная токовая защита �

от замыканий на землю (67, 67N). Направленная / ненаправленная чувствительная защита �

от замыканий на землю (67Ns, 50Ns). Функция защиты от замыканий на землю �

с пуском по напряжению нулевой последовательности (64). Высокоомная дифференциальная защита �

от замыканий на землю (87N). Функция блокировки при бросках тока намагничивания. �

Защита минимального тока (37). �

Защита от перегрузки (49). �

Защита от понижения / повышения напряжения (27 / 59). �

Защита от понижения / повышения частоты (81 O/U). �


Токовая защита обратной последовательности (46). �

Контроль чередования фаз (47). �

Контроль синхронизма (25). �

Автоматическое повторное включение (79). �

Определение места повреждения (21FL). �


набор функций защиты и автоматики устройства 7SK80

Токовая защита с независимой и инверсной �

характеристиками выдержки времени (50, 50N, 51, 51N). Направленная токовая защита нулевой �

последовательности (67N). Направленная / ненаправленная чувствительная защита �

от замыканий на землю (67Ns, 50Ns). Функция защиты от замыканий на землю с пуском �

по напряжению нулевой последовательности (64).Функция блокировки при бросках тока намагничивания. �

Функции защиты двигателя: �

Защита минимального тока (37). z

Контроль времени запуска двигателя (48). z

Блокировка перезапуска (66/68). z

Защита от блокировки ротора (14). z

Токовая защита от блокировки ротора (51M). z

Защита от перегрузки (49). �

Функция контроля температуры. �

Защита от понижения / повышения напряжения (27/59). �

Защита от понижения / повышения частоты (81 O/U). �


Токовая защита обратной последовательности (46). �

Контроль чередования фаз (47). �


Компания Siemens представила новые компактные многофункциональные устройства с поддержкой стандарта МЭК 61850

24 №1 декабрь 2008

БУДНИ РЕЛЕЙЩИКА ОБРАЗОВАНИЕ книгикниги

цифровая дифференциальная защита.Принципы и область применения

Автор: Герхард ЦиглерПеревод с английского под редакцией чл.-корр. РАН А. Ф. Дьякова

В данной книге Герхарда Циглера, предназначенной для спе-циалистов в области релейной защиты и автоматики, рассмо-трен широкий круг вопросов реализации и функционирования дифференциальной защиты. Среди таковых можно отметить следующие: принципы действия дифференциальной защи-ты элементов электроэнергетической системы; особенности выполнения дифференциальных защит различных объектов, включая трансформаторы, линии, генераторы, сборные шины; поведение дифференциальной защиты в условиях насыще-ния трансформаторов тока (ТТ); обеспечение устойчивой ра-боты защиты при значительном насыщении ТТ; критерии вы-бора ТТ для дифференциальной защиты различных объектов с учетом возможности их насыщения в переходных режимах; примеры выбора ТТ с учетом требований к их характеристи-кам; особенности цифровой реализации дифференциальных защит; вопросы цифрового обмена информацией (волоконно-оптические линии связи, цифровые сети).

Автор рассматривает различные виды дифференциаль-ных защит на примерах устройств серии SIPROTEC компании Siemens.

Книга, несомненно, актуальна в связи с тем, что сохраняет-ся острый недостаток литературы по цифровым устройствам релейной защиты, широко внедряемым в настоящее время в российской электроэнергетике.

Книга рекомендуется студентам, инженерам, аспирантам и специалистам в области цифровой защиты.

издательство «Знак»

Высокочастотные каналы защиты и автоматики

Автор: Рыжавский Г. Я.

Данная книга посвящена рассмотрению отличительных особенностей техники ВЧ связи по линиям электропередачи (ЛЭП) преимущественно применительно к релейной защите и противоаварийной автоматике для ЛЭП.

Пять глав книги посвящены принципам работы ВЧ каналов релейной защиты и противоаварийной автоматики. В них рассматриваются следующие вопросы:

организация ВЧ связи по ЛЭП; �

высокочастотные линейные тракты; �

передача сигналов высокой частоты по трехфазной ЛЭП; �

электрические помехи в каналах ВЧ защиты и противоа- �

варийной автоматики; измерения электрических сигналов, аппаратуры и ВЧ ка- �

налов связи, измерительные приборы. В других главах рассмотрены устройства обработки и

присоединения ВЧ каналов, их проверка, настройка изме-рения и испытания, а также принципы действия и построе-ния ВЧ каналов защиты и противоаварийной автоматики; рассматриваются методы наладки аппаратуры ВЧ защиты и противоаварийной автоматики. Более подробно в кни-ге представлена современная аппаратура релейной защи-ты и передачи сигналов-команд, дано описание и техниче-ские характеристики современной микропроцессорной ВЧ комбинированной аппаратуры передачи команд РЗ и ПА по ЛЭП.

Книгу можно рассматривать как справочник и руковод-ство по наладке и эксплуатации для учащихся колледжей и персонала наладочных организаций, электростанций и под-станций.

издательство «Электроцентроналадка»

№1 декабрь 2008 25

БУДНИ РЕЛЕЙЩИКАОБРАЗОВАНИЕкурсы

Если Вы хотите разместить информацию о семинарах или курсах, проводимых Вашей организацией,

обращайтесь в коммерческую службу ЗАО «ИД «Вся электротехника»

по тел. (499) 157-35-36 или по адресу электронной почты

[email protected]

Современные методы организации эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики

контингент слушателей: начальники и специалисты служб релейной защиты и автоматики (РЗА).

Содержание курса:1. Перспективы развития электроэнергетической отрасли.2. Система организации эксплуатации. Нормативно-

техническая документация.3. Лицензирование и промышленная безопасность.4. Метрологическое обеспечение энергопроизводства.5. Методы расчета токов коротких замыканий и наладки РЗА.6. Анализ развития энергетики стран мира.7. Работа с персоналом.8. Современные устройства РЗА.9. Характеристика крупных аварий в электрических сетях.10. Правовые вопросы.11. Выездные занятия на предприятиях отрасли.12. Тестирование.13. Зачет.

Продолжительность: 72 уч. часа.

Сроки проведения:10.03 – 20.03.2009 г.26.10 – 06.11.2009 г.

иПк госслужбыТел.: (495) 953–38–71E-mail: [email protected]Адрес: 115035, г. Москва, Садовническая ул., д. 77, стр. 1

Учебные курсы по терминалам рЗА серии MiCOM компании AREVA

В инженерно-сервисном центре компании «AREVA Переда-ча и распределение» (AREVA T&D) осуществляется подготов-ка специалистов по курсу «терминалы рЗА серии MiCOM».

Обучение производится по следующим микропроцессорным устройствам релейной защиты и автоматики (в скобках указа-на продолжительность курса):

MiCOM P120 / P121/ P122 / P123 (1 день), �

MiCOM P124S / P124D (2 дня), �

MiCOM P125 / P126 / P127 (2 дня), �

MiCOM P139 (2 дня), �

MiCOM P141 / P142 / P143 (2 дня), �

MiCOM P220 / P225 (2 дня), �



MiCOM P433 / P435 / P437 (3 дня), �


MiCOM P543 / P545 (3 дня), �


MiCOM P631 / P632 / P633 / P634 (2 дня), �

MiCOM P741 / P742 (3 дня), �

MiCOM P921 / P922 / P923 (1 день), �

MiCOM P942 (2 дня). �

Каждый учебный курс состоит из теоретической и практической части. В ходе теоретической части слушатели знакомятся с функ-циональным назначением, конструктивным исполнением, типовы-ми схемами включения и процессом конфигурирования устройств. Практическая часть курса предусматривает знакомство с набором функций защиты, автоматики и управления устройств.

ЗАо «АреВА Передача и распределение» Подразделение «Автоматизация» Адрес: 105318, Москва, ул. Ткацкая, д.1 тел. +7 (495) 223 0512 факс. +7 (495) 962 9345

26 №1 декабрь 2008

НАУКА

Влияние нарушения заземления вала на работу защит цепей возбуждения и меры по повышению надежности их работы

Наиболее часто встречающееся по-вреждение турбоагрегата (ТА) – нарушение заземления вала ТА.

Как правило, такое повреждение не вли-яет на работу ТА, и он может оставаться в работе. Однако нарушение заземления вала вызывает множество побочных яв-лений, которые могут вызвать поврежде-ние ТА, требующее длительного ремонта.

Это вызвано тем, что при нарушении заземления, на валу ТА наводится ста-тическая Э.Д.С., вызванная трением су-хого пара о лопатки турбины. Величина статического напряжения может дости-гать 500 В и более, а ток, как правило, не превышает нескольких миллиампер, что не может вызвать повреждение элемен-тов конструкции ТА, однако при сопри-косновении с валом ТА обслуживающий персонал будет испытывать неприятные ощущения, а высокое напряжение, на-водимое на валу ТА, приводит к пробою масляного клина (пробой жидкого диэлек-трика), в результате чего возникает элек-трический разряд, в канале которого об-разуется плазма с высокой температурой (как и при электроэрозионной обработке материалов). Кроме того, через канал бу-дет протекать переменная составляющая

тока напряжения возбуждения (особенно при тиристорной системе возбуждения), определяемая разной емкостью полюсов системы возбуждения, и от защиты цепи возбуждения от замыкания в одной точке, использующей наложение на защищае-мую цепь переменного напряжения. Од-нако данная мощность импульса тока не может вызвать интенсивную электроэро-зию, и поэтому ТА с таким повреждением могут работать длительное время.

Наиболее опасны пробои масляно-го клина при замыкании изоляции под-шипника или при замыкании цепи воз-буждения на контур заземления (первое замыкание в цепи возбуждения). В этом случае через канал пробоя масляного клина будет протекать ток от продоль-ной Э.Д.С. ротора (напряжение, наводи-мое в роторе из-за несимметрии магнит-ного зазора между ротором и статором). Этот ток может достигать значительных величин, что приведет к образованию кратковременной электрической дуги (вспышке как при электросварке) и, сле-довательно, к повреждению поверхно-сти вала и вкладышей и также загряз-нению масла продуктами горения. При больших токах от напряжения продоль-

АвторыЕвдокимов С. А.Левиуш А. И.Алексеев В. Г.Бородавкин A. B.

В данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Каковы последствия нарушения заземления вала турбоагрегата? Какое влияние оказывает нарушение заземления вала на работу устройств контроля и защиты цепей возбуждения?

Какие меры могут быть предприняты для повышения надежности работы турбоагрегата?

№1 декабрь 2008 27

НАУКА

ной Э.Д.С. этот процесс может перейти в непрерывный.

Если произошло замыкание цепи воз-буждения на контур заземления, то появ-ление замыкания на тело ротора обмот-ки возбуждения (замыкание во второй точке цепи возбуждения или двойное замыкание) может привести к самостоя-тельному пробою масляного клина от на-пряжения возбуждения (при замыкании значительного числа витков в обмотки возбуждения) или пробой произойдет от статического напряжения (при замыка-нии небольшого числа витком обмотки возбуждения). В этом случае будет про-текать постоянный ток через место про-боя, и, следовательно, будет иметь место горение дуги постоянного тока.

Наиболее часто нарушение изоляции цепей возбуждения происходит в роторе ТА (замыкание обмотки возбуждения на тело ротора). Это объясняется тем, что ротор является наиболее нагруженной частью генератора, т.к. подвержен значи-тельным механическим напряжениям за счет центробежных усилий и, кроме того, тепловым нагрузкам. Вследствие боль-шой длины тела ротора обмотка при вы-соком нагреве испытывает значительное удлинение и смещение вдоль паза. Одна-ко, поскольку она обладает необходимой свободой для расширения, возникающие усилия стремятся вызвать поперечную деформацию проводников обмотки. По-скольку продольные смещения, попереч-ная деформация и радиальные усилия переходят от меди на тело ротора через изоляцию, то со временем от многократ-ных приложения усилий, а также под дей-ствием нагрева изоляция местами раз-рушается, и происходит замыкание меди на тело ротора. Наиболее вероятным ме-стом таких повреждений является место выхода витков из паза, поскольку лобо-вые части, находящиеся в худшем поло-жении в отношении отвода тепла, больше нагреваются, чем пазовая часть катушки, и, кроме того, лобовые части имеют не-сколько большую подвижность, чем пазо-вая часть катушки.

Наиболее вероятным местом замыка-ния является точка обмотки, ближайшая к контактным кольцам, потому что в таком случае точка обмотки, ближайшая к тому

кольцу, около которого нет замыкания на корпус, получает по отношению к корпу-су потенциал, равный напряжению между кольцами. Это может способствовать вто-рому замыканию.

Возможность возникновения замы-кания во второй точке обмотки или це-пи возбуждения опасна. В этом случае в многополюсных машинах возможно шун-тирование обмотки возбуждения части полюсов, что немедленно вызовет боль-шую магнитную несимметрию и возник-новение недопустимых вибраций. В двух-полюсных машинах такая несимметрия магнитного потока выражена значительно меньше и не вызывает непосредственных механических повреждений машины. Од-нако вибрация машины может резко воз-расти. Как указывалось выше, опасность представляют металлические замыкания обмотки на корпус, поскольку при замы-кании в двух или более местах часть об-мотки оказывается замкнутой накоротко. В современных турбогенераторах мощно-стью 150 МВт и более с непосредствен-ным охлаждением обмоток ротора, ток возбуждения достигает 1,8–5 кА и более. В случае возникновения второго места замыкания в цепи возбуждения на корпус через место повреждения в роторе поте-чет большой ток, который может вызвать повреждение ротора. Известны случаи выгорания части вала при замыкании на корпус токоподводящего болта и разру-шения зубцов ротора при замыкании на тело ротора одной из катушек в результа-те возникновения второго замыкания на землю во внешней цепи возбуждения. [1]

работа защиты от двойных замыканий в цепи возбуждения типа кЗр-2Для защиты генераторов малой и сред-

ней мощности от второго замыкания на землю в цепи возбуждения использует-ся защита КЗР-2, которая подключает-ся к цепи возбуждения после выявления устройствами контроля изоляции (УКИ) первого замыкания. После подключе-ния производится балансировка схемы по наименьшему току через реагирую-щий орган (работа защиты основана на принципе работы моста переменного то-ка). Если происходит замыкание во вто-

рой точке (вне зоны нечувствительности), то нарушается баланс мостовой схемы и реагирующий орган срабатывает. Эта за-щита имеет недостатки: наличие мертвой зоны и непригодности в случае, если пер-вое замыкание произошло вблизи одно-го из полюсов обмотки возбуждения, или во внешней цепи возбуждения (повреж-дение изоляции по отношению к конту-ру заземления), а так как замыкания на землю наиболее часто происходят вблизи контактных колец, то многие поврежде-ния цепи возбуждения оказываются вне зоны ее действия. Кроме этого, необходи-мо учитывать, что защита вводится в ра-боту, если обнаружено замыкание на боч-ку ротора в обмотке возбуждения, а так как контроль изоляции цепи возбуждения производится 1 раз в смену, то генератор с таким повреждением может находиться в работе длительное время. [2]

Так как защита КЗР-2 подключается к цепи возбуждения через релейную щет-ку, то при нарушении контакта щетки с валом турбоагрегата защита отказывает.

Таким образом, защита КЗР-2 при вы-явлении каким-либо способом первого замыкания в цепи возбуждения в боль-шинстве случаев не может быть приме-нена. Поэтому в настоящее время на про-ектируемых станциях, на турбоагрегатах, вводимых в эксплуатацию после рекон-струкции, устанавливаются защиты от за-мыкания на землю в одной точке.

Подключение устройств контроля изоляции и защиты от замыкания на землю в одной точке к цепи возбужденияНа генераторах большой и по возмож-

ности на генераторах средней и малой мощности устанавливаются устройства контроля и защиты (защита ротора – ЗР) от замыкания на землю в одной точке це-пи возбуждения без наложения или с на-ложением постоянного или переменного тока. Обычно эти защиты и устройства контроля одним выводом подключаются к одному из полюсов цепи возбуждения, другим – к релейной (приборной) щет-ке (рис. 1 а.). При таком подключении устройства будут обеспечивать контроль изоляции обмотки возбуждения (изоля-ция между обмоткой возбуждения и те-

евдокимов С. А., инженер, Филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ

левиуш А. и., д.т.н., главный научный сотрудник, Филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ

Алексеев В. г., к.т.н., ведущий научный сотрудник, Филиал ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ

Бородавкин А. В., старший мастер, ТЭЦ-11

28 №1 декабрь 2008

НАУКА

лом ротора) через скользящий контакт релейной щетки (РЩ) с валом и внешней цепи по отношению к ротору (изоляция цепи возбуждения по отношению к кон-туру заземления) через скользящие кон-такты релейной щетки с валом и вала с заземляющей щеткой (ЗЩ). При хорошем контакте щеток с валом турбоагрегата обеспечивается контроль всей цепи воз-буждения. Если нарушается контакт ЗЩ с валом, то устройство обеспечивает кон-троль изоляции только обмотки возбужде-ния и не контролирует изоляцию внешней цепи возбуждения, а нарушение контакта

РЩ с валом приводит к полному отказу устройств (рис.1 а, б.).

Возможно подключение вывода устрой-ства контроля вместо РЩ к контуру зазем-ления. При этом устройство будет непосред-ственно контролировать изоляцию внешней цепи возбуждения (устройство подклю-чается к внешней цепи возбуждения без скользящих контактов с валом РЩ и ЗЩ), а изоляция обмотки возбуждения при удо-влетворительном состоянии контура зазем-ления будет контролироваться по цепи: кон-тур заземления, ЗЩ и вал турбоагрегата.

На первый взгляд может показаться, что подключение к контуру заземления более предпочтительно, так как к устройству подсоединяется непосредственно внеш-няя цепь. Однако при нарушении контак-та ЗЩ с валом турбоагрегата изоляция обмотки возбуждения не контролируется, что недопустимо. Как указывалось выше, электрическая прочность изоляции об-мотки возбуждения имеет значительный запас, но она подвержена сильным меха-ническим воздействиям (центробежная сила, линейное расширение), что приво-дит к ее нарушению, а загрязнение уголь-ной пылью зоны контактных колец вызы-вает появление токопроводящих дорожек. Все это приводит к нарушению изоляции обмотки возбуждения.

Что касается ЗЩ, расположенной со стороны турбины, то она работает в тя-

желых условиях (высокая температура, паромасляная взвесь и др.). Ремонт ЗЩ возможен только на остановленном на длительный срок турбоагрегате, а на не-которых турбоагрегатах ЗЩ не установ-лена по техническим причинам. Поэтому принято указанные устройства подклю-чить к РЩ, которая расположена со сто-роны возбудителя, работающая в более легких условиях, имеющая более надеж-ный контакт с валом, чем ЗЩ, и может об-служиваться специально подготовленным персоналом. [3]

работа защиты кЗр-3 и ВУ-2 при нарушении контакта щеток с валом тА В настоящее время для защиты цепей

возбуждения от замыкания в одной точке широко применяется устройство защиты типа КЗР-3 (рис. 2.).

Работа устройства защиты КЗР-3 основана на наложении на цепь возбуж-дении напряжения пониженной частоты U3 (25 Гц), выделении активной состав-ляющей тока, протекающего через со-противление изоляции, и сравнении его с заданным значением. При высоком со-противлении изоляции (рис. 1 б.) вели-чина активного тока равна току утечки, и реагирующий орган (РО) не работает. Снижение сопротивления изоляции вы-зывает увеличение величины активного тока, и когда он превысит заданную вели-чину Iа≥Iср=U3/Rуст (Iср и Rуст – ток срабаты-вания защиты и сопротивления уставки), срабатывает реагирующий орган. Однако активная составляющая тока может появ-ляться не только при снижении сопротив-ления изоляции, но и за счет переходного сопротивления щетка – вал как РЩ, так и ЗЩ. Защита будет срабатывать, даже если нет повреждения изоляции цепи воз-буждения в зависимости от емкости цепи возбуждения и сопротивления перехода щетка – вал релейной щетки. Максималь-ное сопротивление уставки, при котором защита не будет ложно работать, можно определить по выражению:

Rуст(макс) ≤ 1/0,5 ωC (1)

Чтобы защита не работала при резерв-ной системе возбуждения, то в выраже-ние для Rуст(макс) необходимо подставлять емкость Св резервной системы возбуж-дения, а чтобы не работала с любой си-стемой возбуждения, то в выражение (1) необходимо подставлять большее значе-

Рис.1. Схема подключения устройства защиты ротора к цепи возбуждения (а) и ее схема замещения (б).

Рис. 2. Структурная схема защиты КЗР-3.

№1 декабрь 2008 29

НАУКА

ние емкости. Например, при емкости цепи возбуждения 1 мкФ максимальная уста-новка будет равна 12,74 кОм. [3, 4]

работа защиты БЭ1104 и БЭ1105 при нарушении контакта щеток с валом тАВ последнее время на генераторах,

вводимых в эксплуатацию или после ре-конструкции, применяется защита цепей возбуждения от замыкания на землю в одной точке типа БЭ1104, БЭ1105 (блок БЭ1105 как ВУ-2 в защите КЗР-3 исполь-зуется для подключения защиты к цепям возбуждения). Работа устройства защиты основана на наложении на защищаемую цепь (рис. 3.) напряжения пониженной ча-стоты U3 (~17,5 Гц), сравнении токов (Iв, Iм) в дифференциальном трансформаторе DT, протекающих через сопротивление изоляции цепи возбуждения Iв и модели цепи возбуждения Iм.

При хорошей изоляции разность то-ков через цепь возбуждения Iв и модели Iм равна нулю, ток в цепи реагирующего органа Iро близок к нулю, и защита не ра-ботает. При изменении сопротивления изоляции (Rщ.р или Rщ.в) баланс схемы на-рушается, и, когда Iро превысит первую за-данную уставку, срабатывает первая сту-пень защиты, действующая на сигнал, а при дальнейшем снижении сопротивле-ния изоляции, когда ток превысит вторую заданную установку, срабатывает вторая ступень защиты, действующая на сигнал или отключение. Как и в защите КЗР-3 ток Iро в цепи реагирующих органов за-щиты БЭ1104 появляется не только при уменьшении изоляции Rщ, но и при увели-чении сопротивления перехода щеток – вал турбоагрегата. Если этот ток будет

больше тока уставки защиты, то защита будет срабатывать и при увеличении со-противлении перехода щетка – вал ТА. Максимальное сопротивление уставки, при котором защита не будет работать, можно определить по выражению:

(2)

Это сопротивление уставки будет ми-нимальным при максимальной емкости цепи возбуждения. Например, для емко-сти цепи возбуждения 1мкФ максималь-ная уставка, при которой защита не бу-дет ложно работать, будет составлять 9,1 кОм.

Для того чтобы защита ложно не рабо-тала при уставке больше, чем получилось по выражению (2), в устройстве защиты предусмотрен блок контроля щеток, при срабатывании которого блокируется блок контроля изоляции. Работа блока контро-ля щеток в отличие от работы контроля изоляции основана на выделении из то-ка Iро емкостной составляющей тока и сравнении с заданным значением. При срабатывании блока контроля щеток по-является сигнал о нарушении контакта щетки с валом ТА и блокируются выход-ные органы блоков контроля изоляции цепи возбуждения. Если после срабаты-вания блока контроля щеток произойдет металлическое замыкание в изоляции це-пи возбуждения, то сигнализации об этом не будет, пока не будет восстановлен кон-такт щетка-вал ТА. Так как ремонт ЗЩ на практике невозможно осуществить на ра-ботающем ТА, то генератор остается без защиты цепи возбуждения до остановки ТА в ремонт. Например, если происходит нарушение контакта ЗЩ с валом ТА, то

срабатывает блок контроля щеток и сиг-нализируется об этом. Если до восстанов-ления контакта ЗЩ с валом ТА произой-дет металлическое замыкание обмотки возбуждения на тело ротора, то такое по-вреждение не будет выявлено, и эксплу-атационный персонал не будет знать об этом. [3, 5]

рекомендуемые меры по повышению надежности работы турбоагрегатаВ связи с вышеизложенным для обе-

спечения нормальной работы указанных устройств и уменьшения вероятности по-явления электроэрозии необходимо обе-спечить надежное заземление вала ТА.

В настоящее время для заземления вала ТА используется заземляющая щетка ЗЩ, устанавливаемая со сторо-ны турбины. Однако, как указывалось ранее, эта щетка имеет ненадежный контакт с валом ТА. Для контроля ЗЩ с валом используется устройство контро-ля, описанное в эксплуатационном цир-куляре №Ц-05-88/э «О предотвращении электроэрозии турбоагрегатов». Работа этого устройства контроля основана на пропускании тока от постороннего источ-ника между двумя щетками и валом. Как показала практика, достоверность тако-го контроля низкая. Например, при нару-шении контакта одной из щеток с валом устройство показывает, что заземление вала нарушено, хотя вал заземлен через одну из щеток, или устройство показы-вает, что вал заземлен, хотя вал не за-землен, так как ток протекает не между щетками и валом, а по загрязнению меж-ду траверсами щеток. Поэтому в настоя-щее время широко используется релей-

Рис. 3. Схема для анализа работы защиты БЭ1104

30 №1 декабрь 2008

НАУКА

ная (приборная) щетка, подключаемая к контуру заземления через заземляющий блок ЗБ, что позволяет РЩ дублировать функции ЗЩ (рис. 4).

Релейная щетка устанавливается со стороны возбудителя, имеет значитель-но более надежный контакт и может обслуживаться специально подготов-ленным персоналом, что значительно повышает надежность заземления вала. Щетки могут работать одновременно, так как не влияют на работу друг друга, а при потере контакта с валом любой из них ее функции выполняет оставшаяся в работе щетка.

Для увеличения надежности контак-та щеток с валом турбоагрегата необ-ходимо располагать щетки как можно дальше от подшипника, а если это не-возможно по техническим причинам, то на валу между подшипником и щет-ками устанавливают защитное кольцо

(рис. 5. а) или делают небольшое углу-бление ~ 1мм (рис. 5. б).

Периодический контроль контакта щетка-вал лучше производить через до-полнительную щетку (рис. 6), которая бу-дет касаться вала только при произведе-нии измерений.

Омметр включают между дополнитель-ной щеткой и любой из контролируемых (1 или 2). Дополнительную щетку приво-дят в соприкосновение с валом и при по-мощи омметра измеряют сопротивление перехода каждой из щеток по отдельно-сти и соединенных вместе. Для исключе-ния влияния на показания омметра ста-тической Э.Д.С. дополнительная щетка должна быть соединена с контуром за-земления, а контролируемые щетки от-ключают от контура заземления. При вы-боре места установки щеток необходимо учитывать, что линейная скорость по-верхности щеток не должна превышать

70 м/сек, в противном случае щетки теря-ют контакт с валом. [6]

Необходимо отметить, что установка ЗБ на сборке возбуждения позволяет ис-ключить линию связи между РЩ и ГЩУ (БЩУ), к которым подключаются защита КЗР-2 и устройство контроля изоляции цепи возбуждения, и ее длина не будет превышать нескольких десятков метров (вместо нескольких сотен), что значитель-но снижает вероятность ее замыкания на контур заземления.

Заземляющий ток ЗБ имеет встроен-ные приборы, по которым можно опре-делить, есть ли контакт РЩ и ЗЩ с ва-лом ТА. Однако необходимо отметить, что если емкостные обмотки возбуж-дения или внешней цепи возбуждения значительно больше сопротивления пе-рехода щетка-вал РЩ или ЗЩ, то изме-нение сопротивления перехода на не-сколько сотен Ом и даже кОм не меняют показания приборов. Также не отража-ется на показаниях приборов сопротив-ления переходов, если емкость обмотки возбуждения и внешней цепи возбужде-ния значительно отличаются.

В настоящее время разработано и внедрено устройство КЗВ-1 для непре-рывного контроля заземления вала ТА, которое позволяет контролировать за-земление вала как через ЗЩ, так и че-рез РЩ. В первом случае устройство включается между ЗЩ и контуром за-земления. При нарушении контакта щетки с валом ТА на выходе устройств появляется сигнал «Нарушение зазем-ления вала». При контроле заземления вала через РЩ устройство включается между ЗБ и контуром заземления. По-следовательное включение с ЗБ пре-пятствует протеканию больших токов промышленной частоты от продольной Э.Д.С. ротора, поэтому контроль зазем-ления вала ТА через РЩ без ЗБ недо-пустим. Возможен контроль заземления вала ТА через обе щетки одновременно, при этом, как и в предыдущем случае, необходим ЗБ.

Устройство КЗВ-1 оснащено прибо-ром, по которому можно контролировать сопротивление перехода щетка-вал ТА или определить обрыв линии связи меж-ду РЩ (ЗЩ) и устройством, к которому РЩ подключена.

На замыкание линии связи между РЩ и устройством, к которому оно под-ключено на контур заземления (равно-сильно замыканию изоляции подшипни-

Рис. 5. Выполнение защитного кольца (а) или углубления на валу (б)

Рис. 4. Схема подключения устройств ЗР, ЗБ, КЗВ-1 и КПИМ-1 к цепям возбуждения турбоагрегата.

№1 декабрь 2008 31

НАУКА

ков и масляной пленки одновременно), устройство не реагирует, но такое по-вреждение может быть выявлено при помощи приборов ЗБ.

Таким образом, устройства ЗБ и КЗВ-1 дополняют друг друга, что позволяет ис-пользовать все их функциональные воз-можности.

Как указывалось ранее, большие то-ки, вызванные продольной Э.Д.С. рото-ра, вызывают электроэрозию элементов конструкции турбоагрегата, что требует длительного дорогостоящего ремонта. Поэтому для разрыва цепи протекания этого тока вал генератора со стороны возбудителя должен быть изолирован от контура заземления, то есть изоли-рует корпуса подшипников расположен-ных со стороны возбудителя. Изолиро-вание корпусов подшипников именно со стороны возбудителя объясняется тем, что их количество, как правило, мень-ше, чем со стороны турбины, и условия их обслуживания значительно легче, так как отсутствует высокая темпера-тура, легкий доступ и меньше вероят-ность их замыкания токопроводящей грязью. Изоляцию подшипников выпол-няют двухслойной. На контур заземле-ния укладывается первый слой изоля-ции, затем металлический лист, далее второй слой изоляции, на который уста-навливают корпус подшипника, который крепится к основанию специальными болтами, изолированными от корпуса подшипника.

Для периодического контроля подшип-ников мегаомметр подключают между корпусом подшипника и металлическим листом и проверяют верхний слой изоля-ции. Далее включают мегаомметр между контуром заземления и металлическим листом и проверяют первый слой изоля-ции. Недостатком такого метода являет-ся то, что очень часто замыкается корпус подшипника непосредственно на контур заземления, что не позволяет выявлять данный метод.

Применяют еще один метод контроля подстуловой изоляции и масляной плен-ки, описанный в эксплуатационном цир-куляре № Ц-05-88/Э. Недостатком это-го метода является то, что в измерениях участвует заземляющая щетка, кото-рая, как правило, имеет плохой контакт с валом или отсутствует по технической причине.

Для непрерывного контроля сопро-тивления контроля изоляции подшип-

ников и масляной пленки в настоя-щее время разработано устройство КПИМ-1. Это устройство подключается к корпусам подшипников РЩ и контуру заземления (см. рис. 4.). При наличии контактов РЩ и ЗЩ с валом ТА устрой-ство позволяет контролировать изоля-ции подшипников и масляной пленки, а при нарушении контакта ЗЩ с валом ТА контролируется только изоляция подшипников. Заземление вала ТА че-рез РЩ и ЗБ позволяет контролировать изоляцию подшипников и масляной пленки как при наличии контакта ЗЩ с валом, так и при его отсутствии. Для исключения ложной работы органа кон-троля подстуловой изоляции устрой-ства КПИМ-1 оно снабжено измери-тельным органом реагирующего на замыкание цепи РЩ на контур зазем-ления. При срабатывании этого органа блокируется орган контроля изоляции подшипника и подается сигнал дежур-ному персоналу. Устройство КПИМ-1 оснащено прибором измерения теку-щего значения сопротивления изоляции подшипников и масла. Для нахожде-ния текущего значения сопротивления изоляции первоначально измеряется опорное напряжение Uо, а после нажа-тия кнопки напряжение на корпусе под-шипника Uх и подсчитывается по фор-муле Rх = R Uх /Uо – где R постоянный множитель (предел измерения) – как это делается при измерении текущего сопротивления изоляции цепи возбуж-дения методом трех вольтметров.

Таким образом, совместная работа указанных выше устройств позволяет ис-пользовать все функциональные возмож-ности каждого из них.

Выводы1. Для обеспечения надежной работы

устройств контроля и защиты цепей воз-буждения, а также предотвращения элек-троэрозии и повреждения турбоагрегатов необходимо обеспечить надежное зазем-ление вала турбоагрегата.

2. Для более надежного заземления ва-ла необходимо использовать релейную щетку, работающую в более легких усло-виях, чем ЗЩ, и состоящую из несколь-ких щеток, соединенных параллельно и подключенных к контуру заземления че-рез заземляющий блок, для выполнения функции ЗЩ.

3. Для исключения попадания масла под щетки необходимо установить защит-

ное кольцо или сделать углубление на ва-лу между щетками и подшипником.

4. Для обеспечения более достоверно-го периодического контроля заземления вала желательно установить дополни-тельную щетку, приводимую в соприкос-новение с валом на период измерений.

5. Для осуществления непрерывно-го контроля заземления вала необходи-мо установить устройство КЗВ-1, в этом случае не нужно устанавливать дополни-тельную щетку.

6. Для непрерывного контроля подсту-ловой изоляции, масляной пленки и за-мыкания цепи релейной щетки на контур заземления рекомендуется установить устройство КПИ.

Список литературы1. Эксплуатация турбоагрегатов с не-

посредственным охлаждением. Под общ. ред. Л.О. Линдорфа и Л.Г. Мамиконянца. М., Энергия, 1972 г.

2. Релейная защита энергетических систем. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Москва, Энергоиздат 1998 г. Стр.664.

3. Воронин В.К., Евдокимов С.А., Леви-уш А.И., Трофимов А.Л. Влияние надеж-ности заземления вала турбоагрегата на работу устройств контроля и защиты це-пей возбуждения. – Электрические стан-ции. 2006. № 3.

4. Устройство защиты цепей воз-буждения при замыкании на землю в одной точке типа КЗР-3 и вспомогатель-ное устройство ВУ-2. Техническое опи-сание и инструкция по эксплуатации. ОБК 469.408, изд.8.

5. Блоки защиты цепей возбуждения генераторов типа БЭ1104. Техническое описание и инструкция по эксплуатации ИТФР 656.131 041ТО1.

6. Нестеров Н.Г., Александров Н.В., О щеточном скользящем контакте на кон-тактных кольцах турбоагрегатов. Элек-трические станции. 1963. №1

Рис. 6. Расположение контролируемых щеток 1, 2 и дополнительной щетки на валу ТА.

32 №1 декабрь 2008

НАУКА

Особенности выполнения микропроцессорной ДФЗ ВЛ 110–750 кВВ данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Какие дополнительные функции и мероприятия приняты к реализации в микропроцессорных устройствах ДФЗ для повышения их технического совершенства?

В каких ситуациях целесообразно применение данных функций?

В России традиционно в качестве основной быстродействующей защиты воздушных ли-ний электропередачи (ВЛ) при всех видах КЗ,

в том числе и при неполнофазном режиме в цикле однофазного автоматического повторного вклю-чения (ОАПВ), используется дифференциально-фазная защита (ДФЗ).

Принцип действия ДФЗ основан на определе-нии угла сдвига фаз векторов токов I1+kI2 по обоим концам защищаемой линии при КЗ [1]. Фаза токов передается по защищаемой линии с одного ее кон-ца на другой посредством токов высокой частоты (ВЧ) по каналу, в качестве которого используется защищаемая линия.

В защите учитывается специфика протяжен-ных высоковольтных линий напряжением 330–750 кВ: наличие значительного емкостного тока, возможность использования на линии шунтирую-щих реакторов, нахождение измерительных транс-форматоров напряжения на ВЛ, возможность вза-имодействия с ОАПВ и необходимость защиты в неполнофазном режиме работы линии.

Современное исполнение защит такого типа на микропроцессорной базе имеет некоторые особен-ности.

1. Для повышения надежности функционирова-ния защиты ВЛ 110–750 кВ при внешних КЗ ор-ган сравнения фаз токов (ОСФ) выполняется ин-тегрирующим [2]. При этом время срабатывания ОСФ токов зависит от сдвига фаз между токами по концам линии. Устройство реагирует на соот-ношение между длительностью пауз и длительно-стью ВЧ пакетов в сигнале на выходе ВЧ прием-ника. Это соотношение определяет ширину зоны блокирования ДФЗ при внешних КЗ и задается в виде уставки.

Срабатывание ОСФ происходит при одиночной паузе в ВЧ сигнале длительностью не менее 0,005 с, что соответствует ширине зоны блокирования при разности фаз токов по концам ВЛ не более ±90°.

2. На сравнительно коротких ВЛ 330–750 кВ воз-можно применение защиты с пусковыми органа-ми (ПО) по току обратной последовательности без компенсации емкостных токов. Селективность обе-

АвторыДони А. Н.Дони Н. А.Левиуш А. И.

№1 декабрь 2008 33

НАУКА

спечивается за счет разнесения уставок ПО, действующих на пуск ВЧ сигнала и на подготовку цепей отключения. Для этого предусмотрена независимая регулиров-ка уставок. Расчет предельных длин ли-нии для такого случая приведен в [3]. При этом защита получается практически чи-сто токовой.

3. В ДФЗ длинных линий 330–750 кВ выполнено выравнивание токов iДФЗ, под-водимых к двум полукомплектам защиты при внешних повреждениях, с помощью компенсации емкостных токов:

, (1) где iВЛ – ток линии, CВЛ – емкость ВЛ, uФ – фазное напряжение линии.

Это мероприятие повышает чувстви-тельность защиты при КЗ на защищае-мой ВЛ, так как при расчетах уставок по току срабатывания пусковых органов I2 СР.ОТК и I2 СР.БЛ не учитывается отличие то-ков по концам линии при внешних КЗ на величину емкостного тока ВЛ.

В случае нарушения цепей напряжения с одного конца ВЛ, в соответствующем полукомплекте ДФЗ отключается устрой-ство компенсации емкостного тока, и, в соответствии с величиной емкостного то-ка ВЛ, увеличивается ток срабатывания ПО, действующего на подготовку цепей отключения, и одновременно повышается порог формирования ВЧ пакетов [4, 5].

Увеличение порога срабатывания пу-сковых органов I2СР.ОТКЛ производится на величину, соответствующую емкостному току обратной последовательности линии при внешнем междуфазном повреждении для случая максимального загрубления в режиме нарушения цепей напряжения:

, (2)

где UФ – фазное напряжение ВЛ, b – удельная емкостная проводимость для обратной последовательности, l – длина защищаемой линии.

Увеличение порога формирования ВЧ пакетов соответствует увеличению шири-ны зоны блокирования защиты для обоих полукомплектов.

Указанные мероприятия обеспечива-ют согласование в действии обоих полу-комплектов устройства при всех видах внешних повреждений. Поэтому основная

защита ВЛ, с некоторым ухудшением чув-ствительности к повреждениям на защи-щаемой линии, при неисправностях в це-пях напряжения остается в работе. При наличии компенсации емкостного тока только в одном полукомплекте защиты предельная длина защищаемой линии в два раза больше, чем при полном отсут-ствии компенсации.

Блокировка защиты при нарушении цепей напряжения на ВЛ 330–750 кВ со-гласуется по чувствительности и време-ни срабатывания с ПО органами защиты, действующими на подготовку цепей от-ключения.

4. При слабых источниках питания на ВЛ 330-750кВ по схеме «ИЛИ» добавляет-ся (по настоянию проектных и эксплуати-рующих организаций) пуск по напряжению обратной последовательности U2 – ZKI2, что, по их мнению, повышает чувствитель-ность защиты в таких случаях.

6. Для повышения надежности функци-онирования защиты при реверсе мощно-сти на защищаемой ВЛ 110–750 кВ фик-сируется внешнее КЗ в течение времени 35–40 мс, после чего время работы защи-ты увеличивается на 40–50 мс.

7. Защита ВЛ 110–220 кВ предназначе-на для работы в сети внешнего электро-снабжения тяговой нагрузки на однофаз-ном переменном токе, для чего в защиту введены пусковые органы, реагирующие на приращение вектора тока DI, обеспе-чивающие отстройку от несимметрии то-ка нормального режима. Органы DI повы-шают также чувствительность защиты к трехфазным КЗ.

8. В функциональную схему защи-ты введены дополнительные органы со-противления для отстройки от КЗ за трансформаторами ответвления и орган направления мощности нулевой после-довательности, отстроенный от бросков тока намагничивания тех же трансформа-торов. Дополнительные органы обеспе-чивают правильное функционирование ДФЗ на многоконцевых ВЛ 110–220 кВ, при отсутствии ВЧ комплектов защиты на ответвлениях без питания.

9. В схеме защиты предусмотрены ме-роприятия, обеспечивающие ее правиль-ную работу при переходных процессах на ВЛ с реакторами в цикле ТАПВ.

10. Учитывая, что в цикле ОАПВ ДФЗ может отказывать при включении от-

ключенной фазы на неустранившееся КЗ [1], в комбинированном устройстве ДФЗ – ОАПВ для этого режима преду-смотрен ввод дистанционного избирате-ля отключенной фазы на самостоятель-ную работу [6].

11. Функциональная схема микропро-цессорной защиты построена так, чтобы максимально упростить выбор ее уставок, как это предполагали в прошлом создате-ли отечественной ДФЗ применительно к ее электромеханическому варианту.

Для исключения ошибок при задании параметров по компенсации емкостного тока в устройство вводится длина защи-щаемой линии и ее удельные параметры по проводимости и продольному сопро-тивлению. Ввод всех параметров и уста-вок производится в первичных или во вто-ричных величинах.

Список литературы1. Атабеков Г. И. Теоретические осно-

вы релейной защиты высоковольтных се-тей – М.- Л: Госэнергоиздат, 1957.

2. Дони А. Н., Дони Н. А., Левиуш А. И. Мик ро процессорный терминал диф фе-ренциально-фазной защиты линии элек-тропередачи. Патент РФ на полезную мо-дель № 55219 от 14.03.2006. Бюл. № 21 от 27.07.2006.

3. Дони Н. А., Левиуш А. И., Тонких Е. В., Ужегов В.Т. О предельных длинах ВЛ, за-щищаемых дифференциально-фазными защитами без устройств компенсации емкостного тока. Электрические станции № 2, 2003.

4. Дони А. Н., Дони К. Н., Дони Н. А. Ле-виуш А. И. Способ дифференциально-фазной защиты линии электропередачи. Патент РФ на изобретение № 2237331 от 29.04.2003. Бюл. №27 от 27.09.2004.

5. Дони А. Н., Дони К. Н., Дони Н. А., Ле-виуш А. И. Микропроцессорный терминал дифференциально-фазной защиты линии электропередачи. Патент РФ на полез-ную модель № 32328 от 29.03.2003. Бюл. № 25 от 10.09.2003.

6. Амурский И. П., Дони Н. А., Стрел-ков В. М., Фокин Г. Г. Принципы выпол-нения микропроцессорного устройства однофазного АПВ ВЛ 330-750 кВ. Ма-териалы СIGRE Relay protection and Substation Automation of Modern EHV Power Systems (Moscow – Cheboksary, September 10–12, 2007).

дони А. н. – заведуюший сектором НПП «ЭКРА», дони н. А. – к.т.н., заведующий отделом НПП «ЭКРА»,

левиуш А. и. – д.т.н., главный научный сотрудник Филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» – ВНИИЭ

34 №1 декабрь 2008

НАУКА

Архитектура и система технологической шины МЭК 61850

Стандарт МЭК 61850-9-2 [1] сосредотачивается на вопросах обеспече-ния прозрачности и стандартизации процесса обмена данными. Во-просы практической реализации, такие, как создание подходящей для

использования архитектуры системы релейной защиты и автоматики (РЗА), обеспечение требуемой надежности функционирования, обеспечение синхро-низации данных по времени, доступности данных устройствам системы, удоб-ства эксплуатации и обслуживания, а также возможности дальнейшего рас-ширения таких систем не охватываются данным стандартом.

Архитектура технологической шины является отсутствующим элементом на пути к реализации систем РЗА следующего поколения. Под созданием архи-тектуры в данной статье подразумевается:

определение точек интерфейса в первичный процесс, �

распределение функций по физическим устройствам, �

определение правил процесса синхронизации данных по времени, процес- �

са задания уставок и настройки ПО,

АвторыКаштенни Б.Ходдер С.МакГин Д.Волох И.

В данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Какими техническими характеристиками должна обладать технологическая шина (шина процесса) на базе стандарта МЭК 61850?

Каковы основные технические трудности реализации архитектуры системы релейной защиты и автоматики следующего поколения?

Как компания General Electric подошла к реализации архитектуры и системы технологической шины на базе стандарта МЭК 61850?

№1 декабрь 2008 35

НАУКА

определение схемы обмена данными, �

способной сохранять свою работоспособ-ность при отказе отдельных ее элементов,

определение требуемой пропускной �

способности данных и временных задер-жек по передаче данных,

определение шаблонов данных и дру- �

гих сопутствующих аспектов.Детальный анализ закономерностей,

характерных для схем распределитель-ных устройств подстанций высокого на-пряжения, позволяет определить шабло-ны передачи данных по технологической шине, исходные и конечные точки пере-дачи данных и пропускную способность, требуемую для реализации простой, на-дежной и гибкой архитектуры техноло-гической шины согласно стандарту МЭК 61850. Размещение самого первичного оборудования в схемах распределитель-ных устройств подстанций диктует струк-туру системы РЗА, основанную на обмене данными между устройствами.

Данная статья представляет практиче-скую реализацию архитектуры техноло-гической шины, которая соответствует стандарту МЭК 61850-9-2 и удовлетворяет требованиям РЗА элементов подстанции.

АтриБУты нАдежной АрХитектУры теХнологичеСкой Шины Успешными техническими решениями,

включая решения по созданию технологиче-ской шины системы РЗА согласно стандарту МЭК 61850, являются те решения, которые направлены на разрешение важных и чет-ким образом определенных проблем, с ко-торыми приходится сталкиваться в жизни.

Предлагаемая архитектура и система технологической шины предполагает до-стижение следующих целей:

Снижение материальных затрат на ре- �

ализацию систем РЗА.Снижение затрат по времени, требуе- �

мого на реализацию проекта, или време-ни простоя объекта.

Переход от затрат на рабочую силу к �

затратам на предварительно изготовлен-ную продукцию.

Признание затрат на монтаж электри- �

ческих кабельных связей основной со-ставляющей затрат на рабочую силу.

Снижение требований к опыту персо- �

нала. Повышение уровня производительно- �

сти систем и уровня безопасности.

Реализация взаимозаменяемой систе- �

мы, подчиняющейся открытому стандарту.Исходя из того, что материальные затра-

ты на выполнение работ и затраты по време-ни преимущественно связаны с монтажом электрических кабельных связей, следую-щее поколение систем РЗА должно исклю-чить необходимость их использования. Это может быть достигнуто путем размещения специальных электронных модулей на ОРУ и путем использования оптоволоконных ли-ний связи для дуплексного обмена данными между данными электронными модулями и устройствами защиты и автоматики.

При создании архитектуры технологи-ческой шины должны быть учтены следу-ющие требования, которым необходимо уделить внимание уже на стадии разра-ботки концепции.

1. Архитектура должна быть законченной и интуитивно-понятнойЛюбой элемент системы, включая поле-

вые устройства, интеллектуальные элек-тронные устройства (ИЭУ, т.е. микропро-цессорные устройства релейной защиты и автоматики) и т.д., могут быть разработа-ны только после того, как будет полностью создана архитектура системы. Архитектура должна быть простой и интуитивно-понятной для всех пользователей и должна удовлетво-рять всем традиционным требованиям РЗА. Первичная задача, которую требуется ре-шить, – обеспечить передачу данных с ОРУ устройствам РЗА и передачу команд от по-следних аппаратуре, установленной на ОРУ. Интеллектуальные электронные устройства не обязательно должны получать все дан-ные о первичном процессе. Набор данных, требуемый каждому из ИЭУ, ограничен.

2. обеспечение требуемого уровня надежностиС увеличением числа электронных

устройств и соединений в системе надеж-ность системы снижается. Это может быть легко доказано при использовании данных о математическом ожидании наработки на отказ и результатов вычислений по гипо-тетической архитектуре технологической шины [2,3]. Каждый дополнительный эле-мент системы увеличивает частоту возник-новения отказов. В правильно разработан-ной архитектуре не требуется применение каких-либо компенсирующих мер, зача-стую повышающих сложность систем.

3. обеспечение минимального числа взаимных связей между элементами системыСегодня каждое устройство защиты мо-

жет быть выведено из работы с целью его усовершенствования, устранения недо-статков функционирования, периодической проверки или обслуживания без влияния на всю остальную часть вторичной системы и без сопровождающихся этими действия-ми отключений первичного оборудования (справедливо для случаев, где имеется ре-зервная система защиты). Система защи-ты должна быть спроектирована и введена в работу с минимальным числом взаимных связей с другими независимыми элемен-тами вторичной системы. К примеру, об-новление программного обеспечения (ПО) единственного цифрового элемента систе-мы может вызвать обновление ПО в других устройствах системы, что может оказать-ся неприемлемым. Такого рода взаимные влияния, возникающие в результате нали-чия большого числа взаимосвязей, неже-лательны и могут являться потенциальны-ми причинами отказов систем.

4. обеспечение возможности расширения системСистема должна допускать возможность

ее расширения. Должна обеспечиваться возможность ввода системы в соответствии с первоначальными требованиями объек-та (от организации защиты единственно-го элемента до организации защиты целой подстанции), и возможность расширения защищаемой зоны по мере того как это бу-дет требоваться. При этом расширение за-щищаемых зон или другие вносимые из-менения не должны вызывать какие-либо опасения перегрузки сети обмена данными или другие проблемы. В результате система должна быть и практически реализуемой, и экономически эффективной в случаях, ког-да требуется выполнить ее усовершенство-вание или ее проектирование «с нуля».

5. обеспечение удобства проверки и обслуживанияСистема должна предполагать удобство

проведения проверок и обслуживания. Под термином «проверка» здесь понимает-ся первоначальный и повторный контроль правильности функционирования системы РЗА после того, как она была введена в работу, – после первоначального ввода си-стемы в эксплуатацию, ее ремонта, перио-

Богдан каштенни, Стивен Ходдер, давид Макгин, илья Волох – компания «General Electric»

36 №1 декабрь 2008

НАУКА

дического обслуживания или после работ, направленных на расширение системы, об-новление ПО или замены ее компонентов. Удобство обслуживания предполагает су-ществование простых, безопасных и прове-ренных средств для выполнения изменения ПО и уставок, а также замены неисправных элементов системы. Задачи о возможности выполнения проверки системы и ее обслу-живания, а также задачи обеспечения удоб-ства выполнения этих операций, должны разрешаться при разработке систем.

6. обеспечение сетевой безопасностиСистема должна удовлетворять требо-

ваниям сетевой безопасности. Высокие требования к скорости передачи данных по технологической шине создают трудно-сти для применения существующих реше-ний по обеспечению сетевой безопасности, таких, как идентификация несанкциониро-ванного доступа или шифрование данных. Проблемы сетевой безопасности, если не будут учтены, могут либо замедлить атте-стацию системы, либо вызвать ее удоро-жание. Лучшее решение – разработать ар-хитектуру, которая не будет представлять проблем с точки зрения обеспечения сете-вой безопасности с самого начала.

В данном разделе было представлено обобщение основных технических требо-ваний к архитектуре систем РЗА следую-щего поколения. Очевидно, что эти тре-бования должны быть учтены заранее, на стадии разработки архитектуры системы.

В следующем разделе представлены характерные особенности схем распреде-лительных устройств подстанций и при-водится описание того, как, опираясь на данные особенности, можно подойти к по-строению архитектуры технологической шины, которая удовлетворяет всем обо-значенным выше требованиям.

ХАрАктерные оСоБенноСти тиПоВыХ СХеМ рАСПределительныХ УСтройСтВ ПодСтАнцийПервичная схема любой подстанции мо-

жет быть условно разделена на защищае-мые зоны. С целью уменьшения объема отключений при срабатывании устройств защиты эти зоны обычно охватывают один-единственный элемент. Каждая защищае-мая зона ограничивается местами установки трансформаторов тока (ТТ), что позволяет идентифицировать место повреждения, и выключателями, которые позволяют изо-

лировать поврежденный участок от остальной ча-сти системы. Точки уста-новки ТТ и силовых вы-ключателей близки друг к другу для обеспечения наилучшей селективно-сти ликвидации повреж-дений, и зоны, образуе-мые данными точками, перекрываются (зона, образуемая точками установки ТТ обычно оказывается больше зо-ны, образуемой точками установки силовых вы-ключателей).

В простейшем случае для обеспечения защи-ты любого элемента (зоны) используется од-но устройство, которое сочетает в себе ряд функций. Такое устройство требует получе-ния информации от всех ТТ, ограничиваю-щих зону защиты, а также требует обеспе-чения возможности передачи управляющих воздействий на силовые выключатели, огра-ничивающие эту зону. Каждому отдельному ИЭУ для выполнения своих функций необ-ходим определенный набор данных, и каж-дое из них воздействует на определенные элементы системы. Как уже было отмечено ранее, элементы, от которых ИЭУ получает информацию, и элементы, которыми осу-ществляется управление, находятся в непо-средственной близости друг от друга.

Исходя из изложенного, можно сказать, что ИЭУ должно осуществлять дуплекс-ный обмен данными с точками, ограничи-вающими защищаемую зону. Это опреде-ляет необходимость наличия постоянного обмена данными по схеме «один-многим».

Защищаемые зоны обычно выполня-ются перекрещивающимися, что необ-ходимо для исключения «мертвых зон». В идеале перекрещивание защищаемых зон должно иметь место в точках установ-ки выключателей или, по крайней мере, в непосредственной близости от них.

Таким образом, характерной является ситуация, представленная на рис. 1. При такой схеме измерительный орган защиты зоны 1 получает информацию от ТТ-1 (по-мимо информации, получаемой от других ТТ, ограничивающих данную защищаемую зону); защита действует на отключение представленного на схеме выключателя. Измерительный орган защиты зоны 2 по-лучает информацию от ТТ-2, и эта защита действует на отключение того же самого

выключателя. Функция УРОВ может быть реализована либо в составе одного, либо в составе обоих устройств защиты, а так-же может быть реализована в отдельном устройстве. В любом случае измеритель-ный орган функции УРОВ будет получать информацию о тех же самых токах, что и измерительные органы защиты двух зон.

Архитектурой предлагаемой системы предполагается использование полевого устройства, которое представляет собой устройство, участвующее в обмене данны-ми как с ТТ, так и с выключателем на пере-сечении двух защищаемых зон (см. рис. 1). Как видно, такое устройство должно под-держивать связь только с двумя или тремя устройствами защиты: защитами зон 1 и 2 и, возможно, с отдельным устройством, реализующим функцию УРОВ.

Детальный анализ типовых схем рас-пределительных устройств подстанций показывает, что необходимой и доста-точной является способность полевого устройства обмениваться данными с че-тырьмя ИЭУ. Такое положение позволяет удовлетворить требованиям по реализа-ции большинства схем защиты и управле-ния. Существует несколько исключений, когда большее число устройств защиты должно участвовать в обмене данными с одной и той же точкой – в таких случаях может быть использовано второе полевое устройство, подключение которого будет осуществляться к тем же элементам.

При использовании одного полевого устройства для реализации обмена данны-ми с одной точкой первичной схемы име-ет место следующее (рис. 2): ИЭУ-1 может осуществлять обмен данными с полевым устройством 1 (ПУ-1); ПУ-1 может осущест-

Рис. 1. Перекрещивание зон защиты при реализации архитек-туры технологической шины

Зона 2

ТТ-1 ТТ-2

Зона 1

Полевое устройство

Отключение зоны 2

Пуск УРОВ

Отключение от УРОВ Отключение от УРОВ

Пуск УРОВ

Отключение зоны 1

Защита зоны 1

УРОВ

ВЫКЛ

Защита зоны 2

№1 декабрь 2008 37

НАУКА

влять передачу данных ИЭУ-2, которое, в свою очередь, может получать данные от полевого устройства 2 (ПУ-2) и осущест-влять передачу данных в обратном направ-лении указанным полевым устройствам для обеспечения возможности выполнения своих функций. Это означает, что наряду со схемой передачи «один-многим» от ИЭУ существует схема передачи данных «один-многим» от полевых устройств. Таким об-разом, все ИЭУ и полевые устройства объ-единяются в одну и ту же сеть, являющуюся частью локальной сети подстанции.

Такая структура могла бы обусловить проблемы выполнения обслуживания и проблемы надежности функционирова-ния систем, однако все вопросы оказыва-ются разрешенными, если предположить, что от полевого устройства передача дан-ных осуществляется по четырем линиям связи согласно схеме «точка-точка».

Рассмотрим далее применение функции УРОВ. Согласно рис. 1, когда происходит ее пуск от защиты зоны 1, данная функция должна иметь информацию о токах от ТТ-1 или ТТ-2, и при отказе выключателя, функ-ция должна сформировать команду отклю-чения выключателей всех питающих при-соединений зоны 2, осуществляя при этом пуск их функций УРОВ. Таким же образом, когда происходит пуск функции от защиты зоны 2, функция УРОВ отключает и произ-водит запуск функции УРОВ выключателей всех питающих присоединений зоны 1. Это универсальное правило, которое справед-ливо для всех стандартных схем распреде-лительных устройств подстанций.

Необходимо отметить, что при таком под-ходе, полевое устройство, которое получает информацию от ТТ-1 и ТТ-2 и в то же время, осуществляет передачу управляющих воз-действий на выключатель, установленный между ними, располагается в удобной точ-ке для реализации обмена данными со все-ми входящими в схему ИЭУ. Для того чтобы выполнять свои функции и действовать на отключение зоны 1, ИЭУ-1 должно обмени-ваться данными с представленным полевым устройством, поэтому оно также может осу-

ществлять передачу сигнала запуска УРОВ этому полевому устройству. Отдельно стоя-щее ИЭУ, реализующее функцию УРОВ, должно получать информацию о токе и по-ложении выключателя, что обуславлива-ет необходимость обмена данными между этим ИЭУ и полевым устройством. Таким образом, данное ИЭУ может также получать сигнал запуска УРОВ от полевого устрой-ства. После обработки данного сигнала за-пуска УРОВ от ИЭУ-1, ИЭУ, реализующее функцию УРОВ, может осуществлять пере-дачу сигнала отключения от УРОВ полевому устройству. Далее этот сигнал может быть перенаправлен через полевое устройство ИЭУ-2, где будет воспринят как сигнал от-ключения и запуска УРОВ всех выключате-лей питающих присоединений зоны 2.

Представленные выше наблюдения по-казывают, каким образом можно восполь-зоваться ограничениями, накладываемы-ми схемой распределительного устройства подстанции для того, чтобы избежать труд-ностей, связанных с передачей сигнала УРОВ по всей станционной шине. С этой точки зрения, рис. 2 более не иллюстриру-ет проблему, а, скорее, возможность для реализации эффективной архитектуры си-стемы. Из анализа схем распределитель-ных устройств подстанций можно сделать вывод о том, что каждая пара ИЭУ, кото-рым необходим обмен сигналами между собой, должны обмениваться данными с

одним полевым устройством, которое мо-жет быть использовано для адресной пе-редачи сигналов как «почтовый ящик».

ПредлАгАеМАя АрХитектУрА рАСПределенной СиСтеМы рЗА нА БАЗе СтАндАртА МЭк 61850 Предлагаемая архитектура удовлетворяет

всем требованиям к системам РЗА в части эксплуатационных характеристик, удобства обслуживания, обеспечения возможности расширения и необходимого уровня их на-дежности за счет использования полевых устройств, предназначенных для получения сигналов от ТТ/ТН, для передачи управляю-щих воздействий силовому выключателю и получения информации о его состоянии. Подключение выходов полевого устрой-ства, работающих согласно стандарту МЭК 61850-9-2, осуществляется к специальной панели (панели кросс-коммутации), кото-рая направляет соответствующие сигналы к каждому отдельному ИЭУ.

Согласно рис. 3, предлагаемая система включает в себя полевые устройства, мон-таж которых выполняется на самом пер-вичном оборудовании, либо в непосред-ственной близости от него, ИЭУ, кабели с концевыми соединительными муфтами и панели соединения полевых устройств и устройств защиты [4].

Полевые устройства предназначены для обработки всех сигналов, необходимых си-

Рис. 2. Схема передачи данных «один-многим»

Зона 2

ПУ1

ИЭУ1 ИЭУ2 ИЭУ3 ИЭУ4

ПУ2 ПУ3

Зона 3Зона 4

Зона 1

ВЫКЛ ВЫКЛ ВЫКЛ

Рис. 3. Предлагаемая архитектура технологической шины

Панель кросс-коммутации

Многожильные оптические кабели

Полевое устройство

ИЭУ

38 №1 декабрь 2008

НАУКА

стемам автоматизации подстанций и систе-мам защиты. Установка полевых устройств должна осуществляться настолько близко к источникам сигналов, насколько это воз-можно. Обрабатываемыми сигналами яв-ляются сигналы тока и напряжения от из-мерительных трансформаторов, сигналы положения коммутационной аппаратуры и сигналы управления ею, сигналы от датчи-ков температуры и давления, и т.д. (рис. 4). Полевые устройства разработаны для рабо-ты в неблагоприятных условиях окружаю-щей среды: в широком диапазоне измене-ния температуры, при ударных воздействиях и вибрациях, устойчивы к воздействию пря-мых солнечных лучей, воды, соли и другим химическим воздействиям.

Каждое полевое устройство облада-ет четырьмя независимыми цифровыми сердечниками, каждый из которых пред-ставляет собой микроконтроллер с инди-видуальными оптоволоконными линиями связи, обеспечивающими обмен данными с ИЭУ. Передача мгновенных значений тока и напряжения от полевого устройства ИЭУ осуществляется согласно стандарту МЭК 61850-9-2, а обмен сообщениями GOOSE – согласно стандарту МЭК 61850-8-1.

Более высокий уровень надежности и готовности систем может быть достигнут путем выполнения резервирования поле-

вых устройств. При этом стоит отметить, что алгоритмы РЗА не реализуются в со-ставе полевых устройств: единственная их задача – это создание надежного и бы-стродействующего интерфейса с ОРУ со-гласно стандарту МЭК 61850.

Все кабели имеют концевую соедини-тельную муфту для обеспечения просто-ты монтажа и замены. Оптоволоконные кабели для наружной установки содержат цепи оперативного питания постоянным током полевых устройств.

Панели кросс-коммутации (рис. 5) служат для сбора на них оптоволокон-ных кабелей, прокладываемых на ОРУ, и для распределения цепей питания оперативным постоянным током поле-вых устройств. Для соединения полевых устройств и индивидуальных ИЭУ исполь-зуются стандартные патч-корды (рис. 5).

Каждое ИЭУ системы оснащается 8 пор-тами оптической связи, и, следовательно, может осуществлять прямую связь с мак-симум 8 полевыми устройствами. Такое число доступных в ИЭУ портов было вы-брано исходя из детального анализа схем распределительных устройств подстанций и требуемых шаблонов передачи данных.

Интеллектуальные электронные уст-ройства получают сигналы для выпол-нения своих функций через выделенные

каналы оптической связи от соответству-ющих полевых устройств. Благодаря то-му, что адресаты передаваемых данных четко определены, каждое из ИЭУ может осуществлять контроль значения времени дискретизации, согласно которому будет получать выборки мгновенных значений тока и напряжения от полевых устройств.

Решения по реализации такой архитек-туры системы были приняты, основываясь на существующих принципах построения систем и практических оценках. Например, затраты на реализацию четырех цифровых сердечников в составе полевого устрой-ства незначительны по сравнению с теми преимуществами, которые представляет такая реализация (повышенный уровень надежности и независимость ИЭУ друг от друга). Затраты на реализацию соединений «точка-точка» сопоставимы с затратами на реализацию резервной коммутируемой се-ти. При этом при применении предлагае-мой архитектурой схемы обмена данными удается избежать необходимости исполь-зования активных устройств сети и обеспе-чить простоту обслуживания системы.

Все элементы системы и процессы в ней удовлетворяют следующим стандартам:

Обмен данными между полевыми �

устройствами и ИЭУ осуществляется со-гласно стандартам МЭК 61850-9-2 и МЭК 61850-8-1.

Дуплексный обмен данными по Ethernet �

отвечает требованиям стандарта IEEE 802.3 100Base-BX.

Соединительные муфты полевого �

устройства отвечают требованиям стан-дарта MIL-DTL-38999.

Разъемы оптоволоконных кабелей на �

панели кросс-коммутации являются стан-дартными разъемами типа LC (согласно стандарту TIA/EIA-568-B.1).

ПриМер иСПольЗоВАния СиСтеМыВ [3] была предложена схема распреде-

лительного устройства для целей иллю-страции применения различных архитектур технологической шины МЭК 61850.

На данной подстанции предусмотрена установка 10 выключателей, используется сочетание кольцевой схемы и схемы полу-торного включения с двумя трансформато-рами. На примере данной подстанции будет приведена иллюстрация того, как может быть использовано предлагаемое реше-ние. На схеме показана только одна систе-ма защиты (основная 1 или основная 2) и не предусмотрено резервирование полевых

Рис. 4. Полевое устройство в исполнении для установки на ОРУ

Рис. 5. Панель кросс-коммутации

Линии связи и цепи оперативного питания

Отверстия для монтажа на оборудовании ОРУ

Корпус, соответствующий категории IP66Выходные цепи отключения и управления

Цепи входных дискретных сигналовЦепи

переменного тока

Оптический кабель

Вход питания оперативным

постоянным токомМесто для подключения кабельного разъема

Монтажная стойка (19 дюймов)

Регулировка провисания патч-кордов

4 разъема типа LC

№1 декабрь 2008 39

НАУКА

устройств. Функция АПВ входит в состав устройств защиты линии. Функция УРОВ может быть реализована несколькими спо-собами и для упрощения в данном примере не рассматривается.

На рис. 6 представлена первичная схема подстанции, а в табл. 1 приведен перечень всех ИЭУ с описанием выполняемых ими функций и схем взаимодействия с полевы-ми устройствами.

Необходимо отметить, что число ИЭУ идентично числу устройств в традицион-ных схемах защиты и управления. Устрой-ство защиты второго трансформатора под-ключено ко встроенным в его вводы ТТ, а два дополнительных устройства защиты используются для реализации дифферен-циальной защиты ошиновок ВН и НН. Для защиты трансформатора и ошиновок ВН и НН может быть использовано одно устрой-ство защиты, что позволит уменьшить чис-ло ИЭУ до 10.

Непосредственно к ИЭУ не осуществля-ется подключение ни цепей переменного тока, ни цепей дискретных сигналов, сами ИЭУ не воздействуют непосредственным образом на коммутационную аппаратуру. Передача сигналов осуществляется при использовании 16 полевых устройств, обо-значенных как B1–B16. Эти устройства в сумме обладают таким числом входов, ко-торое позволяет принимать до 128 сигна-лов переменного тока. Практически 80 % из них используются в приведенном приме-ре. 16 полевых устройств обладают более

Рис. 6. Пример подстанции [3]

Линия 1В13

ТН-3(а)

ТН-11(а)

В14Линия 2

Трансформатор 1

Трансформатор 2

Сборные шины 1

Линия 4

Линия 3

B15

B12

B16

B11

Сборные шины 2

ТН-5(а)

Элемент (ИЭУ)

Полевые устройстваПримечание

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Линия 1 x x x xТТ-2, ТТ-7, ТН-1 для защиты и измерений, Отключение ВЫКЛ-1 и ВЫКЛ-2, ТН-3 и ТН-5 для контроля синхронизма




Трансф. 1 x x x x xТТ-3, ТТ-11, ТТ-18, ТТ-23 для защиты, ТТ-2, ТТ-11 и ТН-5 для измерений, Отключение ВЫКЛ-1, ВЫКЛ-3, ВЫКЛ-5 и ВЫКЛ-6.

Трансф. 2 x x x x x x xТТ-43, ТТ-46, ТТ-49 для защиты, ТТ-43 и ТН-3 для измерений, Отключение ВЫКЛ-2, ВЫКЛ-4, ВЫКЛ-9 и ВЫКЛ-10.

Ошин. ВН x x x x x ТТ-6, ТТ-14, ТТ-44 для защиты, Отключение ВЫКЛ-2, ВЫКЛ-4, ВЫКЛ-9 и ВЫКЛ-10.

Ошин. НН x x x x x ТТ-45, ТТ-34, ТТ-39 для защиты, Отключение ВЫКЛ-2, ВЫКЛ-4, ВЫКЛ-9 и ВЫКЛ-10.

Шины 1 x x ТТ-19, ТТ-31 для защиты, Отключение ВЫКЛ-5, ВЫКЛ-8.

Шины 2 x x ТТ-26, ТТ-38 для защиты, Отключение ВЫКЛ-7, ВЫКЛ-10.

Всего 2 4 2 4 2 2 2 2 4 4 2 2 4 4 1 1В среднем каждое полевое устройство осуществляет передачу данных 2.625 РЭУ; требуется использование 42 патч-кордов.

Таблица 1. Перечень ИЭУ и функций, выполняемых ими, для схемы, представленной на рис. 1

40 №1 декабрь 2008

НАУКА

чем 250 входами, позволяющими получать данные о положении выключателей и разъ-единителей. В среднем каждое полевое устройство осуществляет передачу сигна-лов 2.625 ИЭУ. Для реализации соедине-ния ИЭУ и полевых устройств требуется использование двух 16-позиционных пане-лей кросс-коммутации, 16 оптоволоконных кабелей исполнения для наружной установ-ки, 14 оптоволоконных кабелей исполнения для внутренней установки и 42 патч-корда.

основные технические трудности реализацииДвумя наиболее значительными техни-

ческими сложностями реализации архитек-туры системы РЗА следующего поколения являются обеспечение адресного обмена данными между устройствами и синхрони-зации данных. Необходимо отметить, что ни одна из указанных проблем не являет-ся характерной для традиционных систем РЗА, в которых аналоговые сигналы пере-даются по соответствующим вторичным цепям каждому отдельному устройству.

Предлагаемый подход к решению дан-ных вопросов наилучшим образом отра-жен на рис. 7. В представленной системе каждое полевое устройство обладает мо-дулем общих входов/выходов и четырьмя цифровыми сердечниками. Контроль ис-правности входов/выходов осуществляет-ся независимо от контроля исправности ИЭУ и цифровых сердечников при помощи аппаратного обеспечения низкого уровня. Наличие модуля общих входов/выходов позволяет иметь одно компактное полевое устройство, к которому осуществляется подключение вторичных цепей.

Цифровые сердечники полностью изо-лированы на аппаратном уровне от модуля общих входов/выходов и состоят из неза-висимых микроконтроллеров, исполняю-щих независимые части ПО и обмениваю-щихся данными с ИЭУ через независимые приемопередатчики. Каждый цифровой сердечник соединяется с определенным ИЭУ и функционирует так, как будто он является единственным в полевом устрой-стве. Для примера, сердечник номер 1 мо-жет работать с устройством продольной дифференциальной токовой защиты ли-нии модели A, использующим ПО версии 5.61, в то время, как сердечник номер 2 может находиться в процессе обновления ПО до версии 5.80, а сердечник номер 3 может работать с устройством дифферен-циальной защиты сборных шин модели В, использующим ПО версии 2.22.

Использование независимых сердечни-ков и концепции обмена данными по схе-ме «точка-точка» позволяет разрешить две наиболее значительные указанные выше технические сложности.

Каждое ИЭУ работает в своей собствен-ной «временной зоне» с определенной частотой дискретизации, чтобы соответ-ствовать требованиям реализованных в составе устройства алгоритмов. Переда-ча информации о требуемой частоте дис-кретизации осуществляется всем поле-вым устройствам, подключенным к ИЭУ (до 8 полевых устройств в предлагаемой архитектуре) при использовании GOOSE-сообщений, соответствующих стандарту МЭК 61850. За счет используемой схемы соединения «точка-точка» предотвраща-ется неправильная адресация данных, и

передача всех GOOSE-сообщений выполня-ется быстро и с посто-янной задержкой по времени. Содержимое сообщений GOOSE представляет собой набор данных, контро-лирующих шаг дис-кретизации и выход-ные сигналы полевых устройств (отключе-ние, включение, блоки-ровка).

Модуль общих вхо-дов/выходов полевого устройства формиру-ет мгновенные значе-ния тока и напряжения (выборки) на осно-

ве работы с большим значением частоты дискретизации. Значения выборок предо-ставляются каждому из четырех цифровых сердечников индивидуально. Цифровые сердечники, после получения информа-ции о требуемом времени дискретизации в виде GOOSE-сообщений, производят по-вторную выборку значений для соответ-ствующих ИЭУ. Таким образом, каждое полевое устройство может работать в сво-ей системе отсчета времени.

Каждое ИЭУ получает выборки соглас-но своей внутренней частоте дискретиза-ции. Высокая частота дискретизации си-стемы первоначального формирования выборок позволяет обеспечить высокую точность при выполнении повторной вы-борки, выполняемой отдельными цифро-выми сердечниками.

В такой архитектуре МЭК 61850 каждое ИЭУ может работать с индивидуальной ча-стотой дискретизации, значение которой будет отличаться от значения частоты дис-кретизации для других устройств. Ни сам процесс дискретизации, ни функции защи-ты не зависят от ведущего генератора или от большого числа сложных и распреде-ленных систем автоматической подстрой-ки частоты.

Концепция, предусматривающая нали-чие независимых цифровых сердечников в полевых устройствах, способствует не только созданию независимых систем от-счета времени, но и созданию возможно-сти независимых процессов работы с ПО. При включении в работу каждое ИЭУ осу-ществляет проверку версии ПО всех под-ключенных цифровых сердечников поле-вых устройств. Если версия не совпадает

Рис. 7. Организация независимых процессов дискретизации и обновления ПО между устройствами в системе

Цифровое ядро

ПУ1Общие входы/выходы Общие входы/выходы Общие входы/выходы Общие входы/выходы

ПУ2

ИЭУ-1 ИЭУ-2 ИЭУ-3

ПУ3 ПУ4

Патч-корды

Опорный сигнал частоты дискретизации и версии ПО устройства 1



Аппаратный буфер

Полевые устройства

Оптоволоконные кабели наружной

установки

Оптоволоконные кабели внутренней

установки

Интеллектуальные электронные устройства

(ИЭУ)

Панель кросс-коммутации

№1 декабрь 2008 41

Задайте вопрос авторам статьи или выскажите личное мнение по темеДля этого заполните форму, представленную на оборотной стороне, и отправьте ее нам:

Почтой России по адресу: 125252, Москва, ул. Новопесчаная, 17/7, корпус 23, офис 200

по факсу (499) 157-24-12,

электронной почтой по адресу [email protected]

с версией ПО ИЭУ, то оно автоматическим образом загружает необходимое ПО в подключенный циф-ровой сердечник, в то время как другие сердечни-ки продолжают работу в своем режиме, не будучи информированными о произошедших изменениях. Операция обновления ПО длится миллисекунды и является абсолютно незаметной ни для пользовате-ля, ни для системы.

Полевое устройство не обладает ни фиксиро-ванным внутренним ПО, ни уставками – все это определяется подключенными устройствами за-щиты. Таким образом, пользователь не сталки-вается с проблемами изменения ПО и уставок в устройствах защиты и полевых устройствах. Ни-какие дополнительные программные комплексы не требуются для того, чтобы работать с полевым устройством. Для работы достаточно использова-ние традиционного программного обеспечения, предназначенного для настройки ИЭУ, как это и широко распространено на сегодняшний день.

Задача обеспечения адресного обмена данными между ИЭУ решается путем реализации обмена данными по схеме «точка-точка». Это очень про-стое и надежное решение, исключающее целый ряд проблем, характерных для коммутируемых систем. Изначально может показаться, что орга-низация обмена данными по схеме «точка-точка» может увеличить стоимость системы и снизить ее надежность из-за большого числа портов приемо-передатчиков и разделок оптоволоконного кабеля. На самом деле это не так.

В архитектуре коммутируемой сети два порта тре-буются для соединения с каждым полевым устрой-ством (один в коммутаторе и один в полевом устрой-стве). То же самое относится к каждому устройству защиты (основное 1 и основное 2) для переключе-ния между линиями передачи данных. Это делает об-щее число портов в системе равным числу полевых устройств, умноженное на 2 плюс число устройств за-щиты, умноженное на 4. Предположим, что каждое устройство защиты работает в среднем с 6 полевы-ми устройствами (две точки – выключатель/ТТ и одна точка – ТН, при реализации резервирования каждого полевого устройства ). Также, предположим, что каж-дое полевое устройство осуществляет передачу дан-ных в среднем 3 устройствам защиты (защите зоны 1, зоны 2 и устройству, реализующему функцию УРОВ). Это подразумевает наличие двух полевых устройств для каждого устройства защиты. Следовательно, чис-ло портов в такой системе в среднем равняется 8 на одно ИЭУ. На практике характерно использование до-полнительных портов, использующихся для построе-ния местной сети из коммутаторов с конечным чис-лом портов. В предположении использования одного дополнительного порта на каждое ИЭУ общее число используемых портов на одно ИЭУ составит 9.

При реализации обмена данными по схеме «точка-точка», что предполагает представленная в данной статье архитектура, для подключения к 3 основным

42 №1 декабрь 2008

НАУКА

и 3 резервным полевым устройствам требуется в об-щей сложности 12 портов на каждое ИЭУ (6 портов в ИЭУ и 6 портов в полевых устройствах). Однако из-за фиксированного числа портов, которыми оснаще-но ИЭУ и полевые устройства (8 и 4 соответственно), действительное число портов будет равно 16.

Представленная архитектура имеет еще одно дополнительное преимущество, заключающееся в том, что направление передачи данных определя-ется физически на панели кросс-коммутации. Та-ким образом, производить конфигурирование ПО не требуется.

ВыВодыДанная статья представляет надежную архитек-

туру технологической шины МЭК 61850-9-2 для рас-пределенной системы РЗА.

В частности, это решение:Позволяет исключить необходимость выполнения �

монтажа электрических кабельных связей, что явля-ется основной причиной увеличения материальных затрат, трудозатрат и времени монтажа, и предостав-ляет возможность заменить использование кабелей с медными жилами на использование оптоволокон-ных линий связи.

Представляет полевые устройства, предназначен- �

ные для разрешения таких практических проблем, как прокладка волоконно-оптических кабелей на ОРУ и реализация процесса обмена данными в не-благоприятных условиях. Полевые устройства также предназначены для упрощения процесса ввода в экс-плуатацию, процесса обслуживания и обеспечения возможности расширения систем.

Использует полевые устройства, разработанные �

для организации обмена данными со всеми точками измерения и управления первичным процессом со-гласно стандарту МЭК 61850. Полевые устройства работают со стандартными сигналами: сигналами положения коммутационных аппаратов, выходными дискретными сигналами, сигналами от различных преобразователей и датчиков, с сигналами от изме-рительных трансформаторов.

Использует оптимальную схему обмена данны- �

ми, которая отражает схему размещения первичного оборудования и точным образом учитывает местопо-ложение источников сигналов и их назначения.

Решает проблему синхронизации выборок мгно- �

венных значений сигналов переменного тока, что позволяет не опираться на внешний сигнал синхро-низации.

Повышает надежность системы за счет примене- �

ния нового подхода к резервированию и оптимиза-ции архитектуры сети связи.

Исключает необходимость разрешения проблемы �

сетевой безопасности за счет использования неком-мутируемой схемы сети обмена данными.

Исключает необходимость использования допол- �

нительного ПО для конфигурирования процесса пе-редачи данных по шине.

Ваш вопрос или мнение:

Пожалуйста, укажите следующую информацию о себе:

Ф.И.О.:

Организация:

Занимаемая должность:

Контактные данные:

№1 декабрь 2008 43

НАУКА

Следует всем традиционным принци- �

пам построения систем РЗА:обеспечение разделения на защи- z

щаемые зоны,обеспечение независимости уст- z

ройств между собой,обеспечение простоты схем защиты, z

обеспечение возможности расши- z

рения отдельных защищаемых зон, без влияния на работу защит смежных участков.Материалы, представленные в данной

статье, отражают разработку действую-

щей и законченной системы, позволяю-щей удовлетворить требованиям защиты большинства элементов [4].

Список литературы[1] IEC International Standard «Communica-

tion networks and systems in substations – Part 9–2: Specific Communication Service Mapping (SCSM) – Sampled values over ISO/IEC 8802-3», (IEC Reference number IEC/TR 61850-9-2:2004(E), IEC, Geneva, Switzerland).

[2] M. Adamiak, B. Kasztenny, J. Ma-zereeuw, D. McGinn, S. Hodder «Consid-

erations for Process Bus deployment in real-world protection and control systems: a business analysis» (42 CIGRE Session, Paris, August 24–29, 2008, paper B5-102).

[3] B. Kasztenny, D. Finney, M. Adami-ak, E. Udren, J. Whatley, J. Burger, «Un-answered Questions about IEC 61850 – What needs to happen to realize the vision?» (Proceedings of the 31st Annu-al Western Protective Relay Conference, Spokane, WA, 2005).

[4] HardFiber System Instruction Manual, GE Publication GEK-1135.

Крайне примечательно, что данная статья появилась все-го через несколько месяцев после официальной презен-тации устройств HardFiber производства General Electric на выставке CIGRE 2008 в Па-риже. Это наглядно демон-стрирует высокую степень интереса к современным тен-денциям в электроэнергети-ке со стороны отечественных компаний.

Основной целью, постав-ленной при разработке архи-тектуры и аппаратной реали-зации процесса шины компа-нией General Electric, является снижение затрат за счет лик-видации традиционных ка-бельных связей между устрой-ствами РЗА и первичным оборудованием. Однако уде-шевление системы ни в коей мере не должно приводить к снижению ее надежности.

К сожалению, вопросам надежности предлагаемой системы в статье уделяется мало внимания. Между тем именно надежность системы РЗА является ее ключевым показателем (наряду с бы-стродействием и селективно-стью). Можно сразу отметить несколько «узких мест» в предложенной архитектуре:

1. Все четыре цифровых ядра каждого полевого моду-ля подключаются к одним и

тем же трансформаторам то-ка, следовательно, неисправ-ность ТТ приводит к пол-ной потере информации о токах для подключенных за-щит. В традиционной схеме защиты, которые резервиру-ют или дублируют друг дру-га, обязательно подключают-ся к разным ТТ. Таким обра-зом, обязательна установка как минимум двух полевых устройств в каждой точке сбора информации.

2. Потеря оперативно-го тока на панели кросс-коммутации приводит к от-ключению всех полевых устройств, соединенных с этой панелью. Необходим тщательный анализ архитек-туры системы с точки зре-ния резервирования полевых устройств по питанию опера-тивным током. Скорее всего, потребуется дублирование панелей кросс-коммутации.

3. Минимальная рабочая температура полевых моду-лей HardFiber, согласно ин-струкции по эксплуатации, составляет -40 °C. Абсолютная минимальная температура во многих регионах России мо-жет составлять -50 °С и ниже. Следовательно, в случае их установки по предложенному варианту – вблизи основно-го оборудования – работоспо-собность всех устройств РЗА

данного присоединения будет зависеть от исправности си-стемы обогрева шкафов с по-левыми модулями.

Приведенные проблемы, безусловно, поддаются ре-шению. Однако это может привести к неоправданному усложнению и удорожанию системы и, в конечном сче-те, к нивелированию ее пре-имуществ.

Самым сложным вопро-сом является совместимость предлагаемой в статье систе-мы с устройствами РЗА дру-гих производителей.

На подстанциях чаще все-го устанавливается оборудо-вание более чем одного про-изводителя (особенно это касается основных защит ли-ний). Кроме того, имеются и другие системы, которые вза-имодействуют с первичным оборудованием – измерения и телемеханика, коммерче-ский учет, противоаварийная автоматика, цифровые ава-рийные осциллографы. Ес-ли проблема совместимости не решена, то все эти устрой-ства будут подключены к от-дельным измерительным трансформаторам и комму-тационному оборудованию традиционным способом, ли-бо через свои собственные полевые модули. В целом си-стема вторичной коммута-ции вполне может оказать-ся соизмеримой по сложно-сти реализации и затратам с традиционными кабельными связями.

Одним из преимуществ технологической шины по стандарту МЭК61850 являет-ся возможность использова-ния оптических трансформа-

торов тока и напряжения (так называемые NonConventional Instrument Transformers, NCIT). Оптические трансфор-маторы тока, при всех своих достоинствах (большой ди-намический диапазон, отсут-ствие явлений насыщения стали и остаточной намагни-ченности, высокая точность измерений и т.д.), имеют ма-лую выходную мощность, что ограничивает их примене-ние в традиционных схемах РЗА. Использование полевых устройств решает эту про-блему и позволяет подклю-чать к одному оптическому ТТ как устройства РЗА, так и измерительные приборы. Та-ким образом, на каждом при-соединении достаточно уста-новить всего два оптических ТТ, которые будут полностью дублировать друг друга, что приводит к серьезному сни-жению затрат на первичное оборудование. К сожалению, представленная в статье си-стема HardFiber не предусма-тривает подключения к опти-ческим ТТ и ТН.

В целом представляется, что для получения ощутимых преимуществ при внедрении технологической шины со-гласно стандарта МЭК61850-9-2 необходимо выполнение следующих условий:

1. Открытость системы, пе-рекрестная совместимость с устройствами РЗА и другими вторичными устройствами разных производителей.

2. Решение всех вопро-сов надежности, ликвидация «узких мест».

3. Возможность подключе-ния к оптическим трансфор-маторам тока и напряжения.

мнение

Баглейбтер О. И.к.т.н., ведущий инженер отдела

рЗиА AREVA T&D, россия

44 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

О модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующихся устройств РЗА энергосистемВ данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Каковы основные технические причины неправильных действий устройств РЗА в энергосистемах РФ за последние годы?

Какие критерии могут определять необходимость замены устройств РЗА?

Каковы рекомендации по модернизации, реконструкции и замене устройств РЗА, выработавших установленный срок службы?

В 90-х годах было принято решение проводить дальнейшее совершенствование техники РЗА в основном по пути создания микропроцес-

сорных устройств совместимых с АСУ ТП энергообъ-ектов. В настоящее время осуществляется замена морально устаревших устройств на более техниче-ски совершенные, а именно: внедрение терминалов (комплектов) микропроцессорных устройств РЗА.

Вместе с тем более одной трети эксплуатируе-мых устройств РЗА физически и морально устаре-ло и требует замены.

Отсутствие достаточного финансирования на реконструкцию и замену приводит к постоянному увеличению количества устаревших устройств. Анализ статистических данных показывает рост ко-личества случаев неправильной работы устройств РЗА по причине старения.

Существующее положениеОриентировочные оценки по выборочному обследо-

ванию ряда энергосистем показывают, что около 10 % всех устройств эксплуатируются более 35 лет, 20 % – 25–30 лет, 50 % – 15–25 лет и 20 % менее 15 лет.

В среднем в настоящее время в энергосистемах в эксплуатации находится более 35% электромеханиче-ских устройств, которые эксплуатируются не менее 25 лет, превысив более чем в два раза средний срок служ-бы 12 лет, установленный техническими условиями на электромеханические устройства и релейную аппара-туру. При этом значительно превышен и срок службы контрольных кабелей – 15 лет для кабелей с пластмас-совой изоляцией, проложенных на улице, и 25 лет – в помещении. Как показывает опыт эксплуатации, фак-тический средний срок службы электромеханических устройств составляет ориентировочно 25 лет. Это под-тверждается практическим постоянством процента правильной работы устройств РЗА в течение многих лет. Микроэлектронные устройства пока еще либо не выработали установленный средний срок службы – 12 лет, либо незначительно его превысили.

Значительное превышение фактического срока службы электромеханических устройств над уста-новленным техническими условиями может быть объяснено, как представляется, двумя основными причинами. Во-первых, средний срок службы уста-навливается изготовителем с учетом срока служ-

АвторыОрлов Ю. Н.Борухман В. А.

№1 декабрь 2008 45

ПРАКТИКА

бы комплектующих изделий и возможной работы устройства при оговоренных в ТУ предельных значениях климатических и механических внешних воздействий. В эксплуатации же устройства РЗА в боль-шинстве своем обычно работают в более легких условиях. Во-вторых, принятая си-стема технического обслуживания дает возможность при проведении периодиче-ских проверок выявлять и устранять путем регулировки, ремонта или замены отдель-ных электромеханических, полупроводни-ковых или электронных элементов воз-никшие к моменту проведения проверки отказы устройства, предотвращая переход их в отказы функционирования при воз-никновении требования к срабатыванию. Так, например, в Ростовэнерго в 1998 г. произошло 87 случаев неправильных дей-ствий устройств РЗА, а при техническом обслуживании в том же году выявлено и устранено 68 дефектов, которые могли бы привести к отказам. В Иркутскэнерго в том же году произошло 60 неправиль-ных действий, а выявлено и устранено при техническом обслуживании 162 дефекта. В Карелэнерго в 1999 г. выявлено при тех-ническом обслуживании 26 дефектов при 27 случаях неправильной работы.

Хотя по статистической отчетности процент случаев неправильной работы устройств РЗА остается из года в год прак-тически на одном уровне, энергосистемы отмечают, что поддержание в работоспо-собном состоянии устройств, проработав-ших 25 лет и более, обеспечивается за счет повышения затрат на их техническое обслуживание из-за необходимости про-ведения дополнительных регулировок, ре-монта или замены отдельных реле и другой аппаратуры, контрольных и высокочастот-ных кабелей. В меру имеющихся возмож-ностей производится и замена выработав-ших ресурс и устаревших устройств РЗА и аппаратуры ВЧ каналов.

Так, в последние годы в сетях 220 кВ ЕНЭС заканчивается замена старых лам-повых приемопередатчиков для высокоча-стотных защит, продолжается замена ап-паратуры передачи аварийных сигналов и команд на микроэлектронные и микропро-цессорные устройства различных фирм-производителей, продолжается также за-мена элементов высокочастотного канала (заградителей, фильтров присоединения, конденсаторов связи), проработавших бо-лее 30 лет.

Однако замена устройств РЗА и их эле-ментов происходит в энергосистемах в на-стоящее время в недостаточном объеме из-за отсутствия необходимого финанси-рования. Необходимость замены устройств РЗА, выработавших срок службы, будет обостряться с каждым годом, если уже сей-час не начать их планомерную замену или реконструкцию. Тем более что наблюдает-ся рост доли случаев неправильной рабо-ты устройств из-за старения в общем ко-личестве случаев неправильной работы, не связанных с действиями или ошибками эксплуатационного персонала, персонала проектных или наладочных организаций и с любыми внешними воздействиями.

В предприятиях МЭС в последние годы отмечено увеличение количества обслу-

живаемых устройств РЗА. За счет присо-единения новых подстанций повышается загрузка персонала служб РЗА при вы-полнении ТО устройств с выработанным нормативным сроком службы (сокращает-ся межремонтный период с 8 до 6 лет для электромеханических и с 6 до 4 лет для микроэлектронных устройств).

Наибольшее количество неправильных действий устройств РЗА в 2006 году про-исходило по следующим основным техни-ческим причинам:

дефекты и неисправности аппара- �

туры – 24,4 % (включая дефекты и неис-правности: электромеханических аппа-ратов – 11,8 %, ВЧ аппаратуры – 1,8 %, микроэлектронной, полупроводниковой и микропроцессорной аппаратуры – 5,9 %, неисправности элементов вторичной ком-мутации – 4,9 %). В 2005 г. произошло 25,6 % , что на 1,2 % больше по сравнению с 2006 г.

ошибки в схемах и уставках � – 11,0 % (включая ошибки в заданных уставках – 1,3 %, ошибки в выполненных уставках – 1,8 %, ошибки в заданных схемах – 2,8 %, ошибки в выполненных схемах – 5,1 %). По сравнению с 2005 г. произошло снижение процента неправильной работы на 4,5 %.

ошибки персонала при операциях с �

коммутационными устройствами рЗА и ошибки, приводящие к отключению при работах на панелях и в цепях устройств рЗА – 9,0 % (9,7 % в 2005 г.).

неисправность цепей � – 6,5% (включая неисправность цепей трансформаторов тока – 2,6 %, неисправность цепей транс-форматоров напряжения – 0 %, неисправ-ность оперативных цепей – 3,9 %), что на 2,2 % меньше по сравнению с 2005 г.

Старение устройств и контрольных �

кабелей – 17,2 % (11,6 % в 2005 г., 16,9 % в 2004 г. и 11,5 % в 2003 г.).

нарушение требований директивных �

материалов и инструкций – 1,5 % (2,8 % в 2005 г., 6,5 % в 2004 г. и 5,1 % в 2003 г.).

Доля неправильных действий, происхо-дящих по невыясненной технической при-чине, составила 5,9 %.

В 2006 г. увеличение в эксплуатации доли стареющих устройств и контроль-ных кабелей привело к возникновению

67 случаев (в 2005 г. – 53 случаев) непра-вильной работы устройств РЗА ЕНЭС, что составило 17,2 % (в 2005 г. – 12,1 %) всех неправильных действий устройств РЗА за 2006 г.

На основе годовых отчетов энергоси-стем в ОРГРЭС составлен перечень свя-занных со старением характерных де-фектов и неисправностей аппаратуры и устройств РЗА, вызвавших неправильную работу устройств или обнаруженных при их техническом обслуживании.

В целях обоснования и облегчения планирования реконструкции или заме-ны устройств РЗА, превысивших средний срок службы, совместно с ЧЭАЗ были раз-работаны основные критерии для заме-ны физически или морально устаревших устройств РЗА и рекомендации по рекон-струкции и замене этих устройств.

основные критерии, определяющие необходимость замены устройств рЗА, выработавших срок службы или морально устаревшиха) техническое перевооружение энерго-

объекта или его части – замена защищае-мого основного оборудования (генератора, трансформатора, выключателей и др.);

б) несоответствие технических харак-теристик или функциональных возможно-стей устройства требованиям по селектив-ности, быстродействию, чувствительности,

Как показывает опыт эксплуатации, фактический средний срок службы электромеханических

устройств составляет ориентировочно 25 лет.

орлов Ю. н., Борухман В. А. – Филиал ОАО «Инженерный Центр ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС»

46 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

резервированию при действующих или предусматриваемых в ближайшей пер-спективе схемах или режимах работы энергообъекта или прилегающей сети;

в) нерентабельность дальнейшей экс-плуатации устройства из-за значитель-ного возрастания затрат на техническое обслуживание и ремонт;

г) фактический износ значительной части аппаратов электромеханическо-го устройства до состояния, требующе-го их замены; значительное превышение большей частью аппаратов количества срабатываний, нормируемых НТД;

д) неудовлетворительное состояние изоляции контрольных кабелей, монтаж-ных проводов по механической или элек-

трической прочности или по уровню со-противления изоляции; существенные изменения внешнего вида значительной части монтажных проводов устройства, катушек, изоляционных трубок и т.д.;

е) рост количества случаев измене-ния характеристик и (или) повреждений элементов устройства, выявленных при проведении технического обслужива-ния и при анализе случаев неправиль-ной работы;

ж) рост относительного числа отказов функционирования (процента неправиль-ной работы устройства);

з) прекращение выпуска устройств и запасных частей к ним.

исходные условия, основные проблемы и направление технического перевооружения устройств рЗАВ настоящее время определяющим

исходным условием технического пере-вооружения устройств РЗА следует счи-тать большое число как относительно (35%), так и абсолютно (более 500 тыс.) устройств, подлежащих реконструкции или замене. При этом их количество уве-личивается с каждым годом, так как за-мена выработавших ресурс и устаревших устройств происходит в недостаточном объеме из-за ограниченных финансовых возможностей эксплуатирующих органи-заций. Очевидно, основным направлением технического перевооружения устройств РЗА в энергетике должно являться вне-дрение микропроцессорных устройств, обладающих существенными преимуще-ствами перед электромеханическими и микроэлектронными аналогами. Однако финансовые ограничения, с учетом значи-тельно большей стоимости микропроцес-сорных устройств, особенно импортных, по сравнению с электромеханическими и микроэлектронными, в течение ряда лет неизбежно будут влиять на конкретные ре-шения в направленности технического пе-ревооружения энергообъектов.

Кроме того, опыт внедрения импортных микропроцессорных устройств РЗА по-казывает, что отличие в идеологии этих устройств от принятой в России, невысо-кое качество перевода технической доку-ментации, ошибки в тексте и схемах функ-

ций вызывают определенные трудности при их внедрении и требуют внесения из-менений в их конфигурацию.

В последнее время в России различными заводами и фирмами разработана, серий-но выпускается и внедряется в энергоси-стемах вся необходимая номенклатура оте-чественных микропроцессорных устройств РЗА на замену старых типов устройств (для присоединений 6–750 кВ).

Отечественные микропроцессорные устройства реализуют принятую в России техническую идеологию в области релей-ной защиты и дешевле импортных, что облегчает их внедрение и обеспечивает снижение затрат на перевооружение энер-

гообъектов. В связи с этим при решении вопроса очередности перевооружения следует, при прочих равных условиях, в первую очередь заменять те устройства, для которых уже имеются отечественные микропроцессорные аналоги.

Внедрение микропроцессорных уст-ройств РЗА требует как повышения ква-лификации релейного персонала, так и оснащения служб РЗА современными ав-томатизированными устройствами для их технического обслуживания.

Следует отметить, что внедрению ми-кропроцессорных устройств должны пред-шествовать специальные испытания для оценки электромагнитной обстановки на энергообъекте и проведение, при необхо-димости, мероприятий, обеспечивающих ее совместимость с уровнем помехозащи-щенности устройств. Необходимость таких испытаний вызывается тем, что до послед-него времени при проектировании энер-гообъектов, в частности их заземляющих устройств, вопросы электромагнитной со-вместимости не учитывались. Достаточно большое число случаев в эксплуатации выхода из строя элементов микроэлек-тронных устройств и элементов электро-ники электромеханических устройств РЗА, по всей видимости, объясняется в значи-тельной степени тем, что при их внедрении оценка электромагнитной обстановки, как правило, ранее не проводилась.

В условиях сравнительно высокой сто-имости микропроцессорных устройств и большого количества физически устарев-ших устройств РЗА в течение целого ряда лет нельзя будет исключить применение для их замены или модернизации выпу-скаемых в настоящее время электромеха-нических и микроэлектронных устройств и аппаратуры.

рекомендации по модернизации, реконструкции и замене устройств рЗА, выработавших установленный срок службыЗамена устройства РЗА, выработавше- �

го установленный срок службы, должна, как правило, производиться в тех случаях, ког-да проводится техническое перевооружение энергообъекта или его части или если со-стояние устройства соответствует хотя бы одному из выше приведенных критериев.

При техническом перевооружении энер- �

гообъекта или его части, а также при не-соответствии технических характери-стик или функциональных возможностей устройства предъявляемым требованиям

Возраст устройств, эксплуатируемых в энергосистемах РФ в настоящее время

При решении вопроса очередности перевооружения устройств РЗА следует в первую очередь предусматривать замену тех устройств, для которых уже имеются отечественные аналоги.

№1 декабрь 2008 47

ПРАКТИКА

целесообразно применять микропроцес-сорные устройства РЗА.

Замена устройств РЗА на объектах, где �

предусматривается техническое перевоо-ружение основного оборудования, должна быть предусмотрена проектом перевоору-жения на основании обследования факти-ческого состояния устройств.

При решении вопроса очередности пе- �

ревооружения устройств РЗА следует в первую очередь предусматривать замену тех устройств, для которых уже имеются отечественные аналоги.

На энергообъектах, где техническое �

перевооружение основного оборудования не предусматривается в ближайшие годы, а состояние устройств требует замены, в условиях ограниченного финансирования целесообразно рассмотреть вопрос о их замене на однотипные электромеханиче-ские или микроэлектронные аналоги.

В устройствах, находящихся в относи- �

тельно удовлетворительном состоянии, с целью продления срока службы следует при необходимости заменить наименее надежные блоки, реле, кабели или другие элементы устройств.

По имеющейся информации ЧЭАЗ на ближайшее десятилетие полностью готов удовлетворять заказы на поставку реле

и других комплектующих для замены при проведении технического обслуживания эксплуатируемых устройств РЗА.

По рассматриваемым в настоящей ста-тье вопросам фирмой ОРГРЭС был подго-товлен и выпущен материал: РД 153-34.0-35.648-01 «Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплу-атирующихся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем».

Для улучшения подготовки персонала, эксплуатирующего в энергосистемах и на энергообьектах устройства РЗА, фирмой ОРГРЭС была пересмотрена и переиздана «Инструкция для оперативного персонала

по обслуживанию устройств релейной за-щиты и электроавтоматики энергетиче-ских систем», СО 153-34.35.502 (в новом издании СО 34.35.502-2005), пересмотре-на «Типовая инструкция по организации и производству работ в устройствах релей-ной защиты и электроавтоматики электро-станций и подстанций», СО 153-34.35.302-90 (в новом издании СО 34.35.302-2006), совместно с разработчиками выпущены «Методические указания по техническому обслуживанию шкафов резервной защиты линий 110-220 кВ и автоматики управле-ния выключателем ШЭ 2607 011021, ШЭ 2607 016, СО 153-34.35.678-07.

Основные технические причины неправильных действий устройств РЗА (данные за 2006 г.)

Корпоративный энергетический университет был образован в 2002 году решением Правления РАО «ЕЭС России». Цель создания КЭУ – преодоление разрыва между кадровыми потребностями энер-гетических компаний и существующей системой профессионального образования. В состав учреди-телей КЭУ и членов некоммерческих партнерств в регионах входят РАО «ЕЭС России», МЭИ (ТУ), ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», ОАО «Гидроогк», региональные энергетические компании.

КЭУ – это единый методический и информационный центр по обучению, оценке, развитию и подбору пер-сонала. Сотрудники университета разрабатывают не только единые стандарты работы с персоналом в электроэнергетике, но и проводят профессиональ-ную подготовку специалистов.

г. Москва,ул. Красноказарменная, д.13 «П»Телефон: (495) 726-51-34Факс: (495) 726-51-32www.keu-ees.ru

НАШИ УСЛУГИ ДИСТАНЦИОННОЕ ОБУЧЕНИЕ

АУТСОРСИНГ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ, СТАНДАРТОВ И МЕТОДИК ОБУЧЕНИЯ

РАЗРАБОТКА УЧЕБНЫХ ПРОГРАММ ПО ИНДИВИДУАЛЬНЫМ ЗАКАЗАМ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ

ОЦЕНКА ПЕРСОНАЛА

ОРГАНИЗАЦИОННО-КАДРОВЫЙ АУДИТ

ПОСТРОЕНИЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПЕРСОНАЛОМ

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ МОТИВАЦИИ И СТИМУЛИРОВАНИЯ

РАЗРАБОТКА ВНУТРЕННЕГО РR, КОММУНИКАЦИЙ И КОРПОРАТИВНОЙ КУЛЬТУРЫ

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБУЧЕНИЯ

И МНОГОЕ ДРУГОЕ...

рек

лам

а

48 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

Оптимизация техобслуживания устройств релейной защиты и автоматикиВ данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Чем плохи старые методы технического обслуживания современных устройств релейной защиты и автоматики?

Как, когда и зачем использовать современное испытательное оборудование и программные комплексы для тестирования современных устройств?

Существуют различные системы техобслу-живания (ТО) устройств защиты и автома-тики (УРЗА), отражающие мировой, нако-

пленный десятилетиями опыт TO этих устройств. По форме они отличаются, но по существу у них много общего. И главное, что их объединяет, – это цель обеспечения надежной работы УРЗА. По ме-ре развития энергетики вводятся в работу новые УРЗА. В то же время продолжается эксплуатация и УРЗА предыдущих поколений. При ТО предыду-щих поколений УРЗА применялась и соответству-ющая старая техника тестирования. Но даже при ее ограниченных возможностях философия те-стирования предусматривала достаточно эффек-тивные тесты, позволяющие относительно объек-тивно оценивать состояние устройств. С вводом в эксплуатацию новых поколений УРЗА старые методы тестирования оказываются недостаточно эффективными. Часто вообще не представляет-ся возможным проверить некоторые из функций, в особенности сложные алгоритмы, заложенные в устройства, сложную логику схемных решений. Но старые методы тестирования широко применяют-ся до сих пор при тестировании новых УРЗА. Такая ситуация наблюдается в различных странах: фи-лософия тестирования практически не меняется. Причины этого разные:

Традиции, закрепленные в действующих пра- �

вилах.Hеобходимость продолжать ТО устаревших �

устройств.Отсутствие современного испытательного обо- �

рудования.

Отсутствие квалифицированного персонала. �

Но главная причина – нет четкого осознания малой эффективности старых методов тестиро-вания. Нельзя отбрасывать положительный (да и отрицательный) опыт, накопленный поколениями релейщиков. Именно на его базе осуществляется пересмотр существующих методов тестирования. Но ситуация сегодня такова, что смена поколений УРЗА опережает процесс обновления философии технического обслуживания. При оценке надежно-сти УРЗА, независимо от степени их новизны, кри-терии общие. Но технологии, используемые при выполнении ТО, отличаются.

Старые методы испытаний предусматрива-ли главным образом статическое тестирование как основу техобслуживания. При возможностях современного оборудования целесообразно ис-пользовать статические методы только для пред-варительных тестов. А основной упор делать на динамическое тестирование как на заключитель-ный этап обслуживания.

В связи с усложнением техники и техноло-гии требуется соответствующий персонал для их обслуживания, способный в сжатые сроки адаптироваться к изменяющимся условиям. Ко-личество персонала по разным причинам огра-ничено. Это становится ключевой проблемой. Требуются годы подготовки и переподготовки персонала служб РЗА. Назревает опасность, что существующий персонал служб РЗА не всегда готов справляться с возрастающими проблема-ми. B таких условиях целесообразно проанали-зировать процесс ТО УРЗА с целью упрощения,

АвторКнобель Я.

№1 декабрь 2008 49

ПРАКТИКА

облегчения, рационализации труда персонала. В результате анализа, воз-можно, удастся найти пути оптимиза-ции процесса ТО УРЗА.

Рассмотрим вариант ТО, проводимого при вводе в эксплуатацию новых УРЗА, анализируя операции, предписываемые правилами технического обслуживания, и выработаем конкретные рекоменда-ции к ним.

операции, выполняемые при вводе новых УрЗА в эксплуатацию 1. Расчет Т.К.З., режимов работы энер-

госистемы и защищаемого оборудования. При этом вводится необходимая для рас-четов информация:

1.1. Параметры и конфигурация энерго-системы и защищаемого объекта.

1.2. Виды и места повреждений. 1.3. Оценка правильности выбора ти-

пов РЗА.рекомендуется:Применение современных расчетных

программ [3], создающих координирован-ные во времени сценарии изменения кон-фигурации энергосистемы (каскадное от-ключение выключателей, переход одних видов К.З. в другие, АПВ и др.) и производя-щих расчет и сохранение параметров пере-ходных процессов в формате COMTRADE, которые затем могут воспроизводиться ис-пытательным оборудованием.

2. Расчет уставок осуществляется со-временными программными комплекса-ми с высокой степенью автоматизации, которая включает:

2.1. Расчет уставок основных функций (блоков) защиты, согласно их алгоритмам и результатам расчетов по п.1.

2.2. Выдача уставок в виде файлов для загрузки в устройства защиты.

При выдаче уставок часто отсутствуют не-которые детали, кажущиеся второстепенны-ми, но фактически играющие определенную роль и влияющие на работу защиты. Часто это происходит из-за того, что расчетчики не пользуются информацией, получаемой от изготовителя, где приведены все необ-ходимые детали. Таким образом, персонал, выставляющий уставки, стоит перед выбо-ром – запрашивать разъяснения (если есть у кого), или принимать самостоятельные ре-шения. В результате уставки – заданные и выставленные – отличаются, с соответству-ющими последствиями.

рекомендуется:Уставки (для загрузки их в защиту) вы-

давать в виде файлoв, следуя рекомен-дациям завода-изготовителя и пользуясь соответствующим программным обеспе-чением от производителя.

Файлы с выданными уставками следу-ет сохранять как эталон.

3. Ввод защиты в работу после монта-жа (новое включение, реконструкция):

3.1. Оценка соответствия правильности монтажа существующим требованиям.

3.2. Загрузка выданных уставок в за-щиту и их сохранение.

рекомендуется:При всех видах ТО до начала тестиро-

вания рекомендуется выполнять провер-ку правильности выставления уставок пу-

тем их импорта и сравнения с выданными (эталонными).

4. Подготовка и выполнение тестиро-вания.

4.1. Предварительное статическое те-стирование с элементами динамики, при котором поочередно выполняется провер-ка отдельных функций защиты с выводом их выходов на специальные контакты.

При этом меняются:ИЛИ ток, �

ИЛИ напряжение, �

ИЛИ угол, �

ИЛИ частота �

линейно, линейно-импульсно или грубым «двойным поиском» с возможностью точ-ного линейного или пульсирующего изме-нения параметров в конце этого поиска. Цель тестов – предварительно прове-рить состояние блока-функции – уставки срабатывания-возврата, характеристик импеданса, времени и др.

Основные условия тестирования, вво-димые в испытателные таблицы:

Информация по выбору конфигурации �

источников питания испытательного обо-рудования и их подключению к тестируе-мому устройству.

Исходные параметры. �

Скорость изменения параметров. �

Пределы изменения параметров. �

Допускаемые отклонения и оценка те- �

ста «ПРОШЕЛ» или «НЕ ПРОШЕЛ».Условия построения характеристик �

(графика).Условия формирования отчета и др. �

4.2. Заключительные динамические испытания, при которых на защиту по-даются координированные во времени параметры различных сценариев раз-личных видов К.З. в разных точках энер-госистемы:

Предаварийного, �

Аварийного, �

Послеаварийного режимов, �

Переход одного вида КЗ в другой, �

Циклы успешных или неуспешных �

АПВ и др.

При этом защита действует на выходные цепи отключения выключателя. Параметры импортируются в испытательные таблицы из расчетной модели энергосистемы. Воз-можно использование программируемых логических выходов для имитации блок-контактов выключателей и др. информации для ввода в защиту в виде «сухих» контак-тов или «потенциальных» сигналов.

В статических и динамических тестах в основном используются тест-сигналы правильной синусоидальной формы, ис-кажение которой контролируется (при искажении более 2 % тест прекращает-ся). Это является необходимым условием статических тестов и стабильности их ре-зультатов. Но также возможно использо-вание апериодических составляющих и высших гармоник.

4.3. Тестирование при эмуляции пере-ходных процессов.

Применяется как продолжение дина-мического тестирования, но с примене-нием условий, более близких к реаль-ным. Их можно программировать или использовать предварительно записан-ные COMTRADE файлы. При этом мож-но генерировать, воспроизводить высшие гармоники, апериодические составляю-щие, качания.

яков кнобель, Doble Engineering Co., USA

С вводом в эксплуатацию новых поколений УРЗА старые методы тестирования оказываются недостаточно

эффективными. Часто вообще не представляется возможным проверить некоторые из функций,

в особенности сложные алгоритмы, заложенные в устройства, сложную логику схемных решений.

50 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

4.4. Динамическое тестирование и те-стирование при эмуляции переходных процессов можно использовать для про-верок систем защит, работающих с кана-лом связи. При этом синхронизация нача-ла испытаний осуществляется с помощью сигнала GPS.

основные рекомендуемые условия: Тестирование должно проводиться при �

рабочих уставках (без изменения уста-вок) проверяемых устройств.

Должно использоваться испытатель- �

ное оборудование под управлением про-граммного обеспечения.

Перед началом испытаний рекоменду- �

ется проверить правильность сборки схе-мы и конфигурации защиты. Для этого следует подать на защиту номинальные параметры и, используя функции измере-ния, сравнить подаваемые от испытатель-ного оборудования и принимаемые защи-той напряжения, токи, углы. Проведение указанных операций предотвращает за-траты времени на анализ и поиск причин получения неудовлетворительных резуль-татов тестов, если изначально испыта-тельная схема собрана неверно или УРЗА неверно запрограммировано.

При проведении ТО следует исклю- �

чать любые действия, которые способны привести к изменению заданных уставок. Следует запретить изменение уставок без последующего тестирования.

5. Динамическое тестирование – основ-ной метод техобслуживания.

5.1. При вводе в работу новых УРЗА по-сле предварительных статических тестов требуется выполнение заключительного динамического тестирования.

При его выполнении производится ими-тация различных видов внешних и внутрен-них повреждений и ненормальных режи-мов, что не является большой проблемой, и производится анализ результатов путем из-влечения из защиты нужной информации. Интересно то, что эта процедура тестиро-вания проще той, которая уже заложена в программу статических тестов. Указанное объясняется тем, что нет необходимости думать об отдельных функциях и алгорит-мах. Нужно просто подвести к защите ре-альные, известные различные предава-рийные и аварийные параметры, которые относительно легко отрабатываются и вво-дятся в испытательные таблицы.

Проблема в том, что эта информация часто не доступна местному персоналу служб РЗА. Моделируются также скоор-динированные во времени различные

сценарии аварийных событий, включая изменение конфигурации энергосистемы по ходу событий, качания, токи намагни-чивания и др. Возможно использование программируемых логических выходов для имитации работы выключателей, пе-редачи сигналов и т.д. Очень важно иметь гибкую, программируемую конфигурацию источников питания (до 12 источников, включая 6 напряжений и 6 токов и др. кон-фигурации). Это позволяет тестировать, например, схему сборки транзита линии с 2 выключателями на присоединение при успешных АПВ (особенно ОАПВ).

Применение высокоточных сигналов по-зволяет производить калибровку устройств ОМП с высокой точностью. Применение источников тока достаточно высокой мощ-ности позволяет тестировать электромеха-нические устройства защиты.

5.2. При проведении периодических проверок динамическое тестирование может являться главным и единственным видом испытаний.

По времени оно занимает 20–25 % вре-мени, требуемого для выполнения стати-ческого тестирования, необходимость ко-торого в таком случае при периодических проверках отпадает.

Статические испытания дают предва-рительное представление о калибровке узлов защиты, статических характеристи-ках и рекомендуются при новом включе-нии. При периодических проверках на них снова и снова затрачивается значитель-ная доля времени и усилий без особой необходимости. Если при ТО электроме-ханических защит необходимость стати-ческих тестов при периодических провер-ках еще можно как-то обосновать, то при ТО современных защит – это является на-прасной тратой ресурсов. Кроме того, при проведении многочисленных статических тестов вероятность внесения ошибок при ТО значительно возрастает. Таким обра-зом, с одной стороны имеется дефицит ресурсов, людей, а с другой стороны, не-обоснованное расходование этих ресур-сов. Последним доводом в пользу перехо-да только к динамическому тестированию при периодических проверках является то, что даже при появлении неисправно-сти она будет выявлена более эффектив-ными динамическими тестами.

С целью оптимизации процесса техоб-служивания УРЗА (упрощение, удешев-ление, удобство, надежность, примене-ние передовой техники и технологии и др.) предлагается рассмотреть приводи-

мые доводы, отражающие опыт эксплуа-тации УРЗА в разных странах.

Многие энергосистемы используют ин-формацию от современных защит для мониторинга и анализа их поведения при внешних и внутренних повреждениях (в зоне и вне зоны действия). Правильное действие УРЗА учитывается как очеред-ное периодическое ТО.

Мощным инструментом в процессе по-слеаварийных расследований является возможность воспроизводства файлов аварийных осциллографов путем прои-грывания их данных, записанных в фор-мате COMTRADE. При тестировании за-щит с каналом связи, синхронизация старта испытаний производится с помо-щью спутников.

Целесообразно отказаться от проведе-ния статического тестирования при всех видах периодических проверок (за исклю-чением некоторых типов электромехани-ческих защит). Применять вместо них:

Динамическое тестирование. �

Мониторинг, анализ поведения УРЗА �

в процессе их эксплуатации. Защитывать правильную работу УРЗА как периодиче-скую проверку.

ВыводыС целью оптимизации процесса тех-

обслуживания УРЗА предлагается рас-смотреть приводимые выше доводы и предложения (смотрите выводы по па-раграфам 1–5), отражающие современ-ный опыт эксплуатации УРЗА в разных странах. С технической точки зрения, эти предложения можно считать в какой-то степени обоснованными. Но с законода-тельной, юридической точки зрения они должны быть, безусловно, узаконены ру-ководством энергосистем, если предла-гаемые изменения правил ТО будут при-знаны целесообразными.

Список литературы1. Правила технического обслуживания

устройств релейной защиты, электроав-томатики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстан-ций 110–750 кВ. РД 34.35.617-89.

2. IEEE C37.233. Power System Protec-tion Testing

3. PSCAD/RELAY. Dynamic Transient Testing. The Professional’s Tool for Protection System Testing. Manitoba HVDCResearch Centre Inc. Winni-peg, Manitoba, Canada.

4. F6150 Power System Simulator Doble Engineering Company, USA. www.doble.com.

№1 декабрь 2008 51

ПРАКТИКА

52 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

Информационный обмен с РЗА и ПА – основа интегрированной АСУ ТП подстанцииВ данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Какие проблемы интеграции устройств в систему АСУ ТП существуют на сегодняшний день?

Какие стандарты обмена данными используются и каковы их основные отличия?

Что собой представляет стандарт МЭК 61850 и в чем заключаются его основные преимущества по сравнению с используемыми стандартами?

На современном этапе развития энергетики различными отечественными и зарубеж-ными фирмами предлагается к использо-

ванию обширный ассортимент микропроцессор-ных устройств релейной защиты и автоматики (МП РЗА), устройств противоаварийной автома-тики, регистраторов аварийных процессов, из-мерительных устройств и др. Ранее основное внимание как производителей, так и потребите-лей привлекало качество выполнения основных функций микропроцессорных устройств. Напри-мер, основные алгоритмы данной защиты, набор выполняемых функций, реализация функций за-щиты, ее надежность. Настройка таких устройств, а также просмотр зарегистрированных аварий-ных событий осуществлялась, как правило, с помощью кнопочной клавиатуры, расположен-ной на лицевой панели. Такой интерфейс сильно усложнял работу с МПРЗА и приводил к ошиб-кам персонала. Поэтому с увеличением функций МП устройств и с усложнением их настройки и проверки функционирования в микропроцессор-ные устройства начали встраивать порт связи и прилагать программное обеспечение фирмы-изготовителя, облегчающее настройку устрой-ства через данный порт с помощью переносно-го компьютера. Часто используемые протоколы связи являлись собственной разработкой фир-мы, профили протоколов были закрытыми. Поэ-тому в каждом конкретном случае проблема па-

раметризации и проверки функционирования МП устройства решалась с помощью частных фир-менных программ. Это создавало и создает до сих пор большие проблемы при интеграции ин-формации от микропроцессорных устройств в единую АСУ ТП подстанции.

При этом задачи параметризации и контроля устройств с верхнего уровня управления под-станцией становятся недопустимо сложными и экономически неоправданными. Даже при ис-пользовании одного и того же протокола различ-ными фирмами, профили протоколов, определя-емые изготовителем интегрируемых устройств, различны. Адресация данных, т.е. сам профиль протокола, зачастую разрабатывается специаль-но для работы релейщиков с каждым отдельным устройством и часто неудобен для использова-ния в АСУ ТП. Во многих устройствах сейчас от-сутствует такое понятие, как ведомость событий (вследствие чего после расшифровки всех по-ступивших в процессе аварии данных, остается неизвестным, например, какая ступень защиты запускалась на выполнение, сработала ли она и в какое время). Для тех устройств, в которых ведомость событий присутствует, доступ к со-бытиям организован по собственному усмотре-нию фирмы, т.е. события кодируются по време-ни совершенно разными способами. Отсутствие ведомости событий зачастую связано с недо-статками службы времени в устройстве. Либо

АвторыАсанбаев Ю. А. Горелик Т. Г. Кириенко О. В. Кумец И. Е.

№1 декабрь 2008 53

ПРАКТИКА

она полностью отсутствует, и данные в таком случае оцифровываются на верх-нем уровне, т.е. в момент запроса ин-формации компьютером верхнего уров-ня, либо она реализована не в полном объеме. Некоторые устройства можно синхронизировать лишь с точностью до одной секунды. Достичь точности уста-новки времени в 1 мс в устройстве мож-но только аппаратными способами, т.е. используя для этого специальный ин-терфейс для приема синхроимпульса от навигационных систем, а также даты и времени по информационным кана-лам. Это усложняет и удорожает защи-ту. Стремление к удешевлению МПРЗА приводит к отказу от точной синхрони-зации времени, что затрудняет интегра-цию таких защит в АСУ ТП.

Сложность интеграции разнородных устройств в единую систему заключа-ется также в том, что существует боль-шая номенклатура устройств, выпускае-мых даже одной фирмой. Это вынуждает разрабатывать такое же количество про-граммных модулей, обслуживающих устройства с данным профилем про-токола. Фирмы-разработчики (особен-но отечественные) часто дорабатывают свои устройства, меняя в них внутрен-нюю программную прошивку. Это вызы-вает соответственно необходимость ме-нять и драйвер, обслуживающий данное устройство. В связи с этим возникает не-обходимость использования в устрой-стве конфигурационного файла, по ко-торому можно было бы автоматически перенастраивать программу связи с кон-кретным устройством.

Часто разработчики устройства пред-лагают неудобный для реализации в дис-петчерской системе профиль протокола своих устройств. Диспетчерские систе-мы должны обеспечивать ввод параме-тров нормального режима не реже одно-го раза в секунду, при этом в систему параллельно должна попадать информа-ция о срабатывании различных дискрет-ных параметров, об аварийной инфор-мации. Встает вопрос о быстродействии канала связи с устройством, а также о системе команд, которые необходимо послать в устройство для получения пол-ного объема информации за минималь-ное время. Зачастую система команд и структурирование данных организованы

таким способом, что текущую информа-цию приходится считывать длинной по-следовательностью команд.

В последние годы наметились глобаль-ные тенденции к созданию комбиниро-ванных устройств на базе интеллектуаль-ных электронных устройств (ИЭУ). В этих универсальных устройствах интегриру-ются все функции вторичного управле-ния на подстанциях. Появление на рынке вычислительной техники интеллектуаль-ных электронных устройств сильно по-влияло на автоматизацию энергетики. Интеграция в единую систему функций защиты, регулирования, мониторинга со-вместно с техникой локальных сетей и современными телекоммуникационными технологиями в настоящее время широ-

ко распространена на подстанциях в на-шей стране и за рубежом. Интеграция позволяет полностью решить задачи уда-ленного контроля режима (мониторинга), получения аварийных данных, контроля правильности работы защит и автомати-ки, оперативной корректировки уставок, корректировки нагрузки, оперативной диагностики состояния оборудования и многое другое. Повышение эффектив-ности управления при новых технологиях достигается при относительном сниже-нии затрат.

В настоящее время микропроцессор-ные устройства эволюционировали в многофункциональные высокоинтеллек-туальные универсальные устройства. Так, например, в микропроцессорных устройствах релейной защиты функции измерения, мониторинга и т.п. занимают все большую долю в числе всех выпол-няемых функций. Многофункциональ-ные микропроцессорные счетчики элек-троэнергии кроме учета электроэнергии реализуют в себе функции мониторинга режима, контроля качества электроэнер-гии, регистрации аварийных процессов и т.д. Измерения параметров нормально-го режима, а также регистрация аварий-

ных режимов, событий и срабатываний в настоящее время стали стандартными функциями, имеющимися практически во всех микропроцессорных устройствах.

Оптимизация интеграции всей разно-родной информации о нормальных и ава-рийных режимах энергообъекта в еди-ный информационный комплекс АСУТП, начала быстро развиваться после разра-ботки МЭК специальных стандартов ком-муникации на подстанциях.

При разработке стандартов МЭК ста-вилась задача обеспечить высокую на-дежность системы, поскольку с самого начала предполагалось, что она исполь-зуется не только для выполнения ин-формационных функций, но и функций управления. Поэтому в данных протоко-

лах хорошо проработаны вопросы пред-ставления различных типов данных (около 20 типов), а также показатели ка-чества работы системы передачи (с по-мощью специальных флагов передаются сигналы переполнения, недостоверно-сти, признаки источника информации и т.п.). Протоколы МЭК предусматривают возможность гибкой организации пере-дачи. Например, есть возможность од-новременного выполнения нескольких функций:

Мониторинг нормального режима; �

Регистрация событий; �

Чтение файлов осциллограмм; �

Параметризация устройств. �

При выполнении всех этих функций не возникает ограничений со стороны про-токола на доступ к устройству. Выпол-нение одной функции (например, чтение осциллограммы) не требует прерывания выполнения другой функции (например, мониторинг событий и нормального ре-жима). Эта особенность протоколов МЭК особенно важна при работе устройств в составе АСУ ТП ПС. К недостаткам всех протоколов МЭК можно отнести их от-носительную сложность. Поэтому при реализации этих протоколов могли воз-

Асанбаев Ю. А., д.т.н., главный научный сотрудник ОАО «НИИПТ», горелик т. г., к.т.н., зав. отделом АСУТП ОАО «НИИПТ»,

кириенко о. В., инженер ОАО «НИИПТ», кумец и. е., зав. лабораторией СРВ ОАО «НИИПТ»

Оптимизация 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.

54 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

никать ошибки и по вине разработчиков программ, и вследствие неоднозначно-сти некоторых трактовок и формулиро-вок. Практика показывает, что все про-токолы должны проходить тщательное тестирование в условиях, максимально приближенных к реальным условиям экс-плуатации.

Разработка стандартов на телеком-муникации в электроэнергетических си-стемах производится в рабочих группах технического комитета 57 МЭК. В насто-ящее время в рассматриваемой области задач ТК 57 МЭК разработаны и широко применяются следующие стандарты:

МЭК 60870-5-101: Аппаратура и си- �

стемы телеуправления. Часть 5-101: Протоколы передачи данных. Сопрово-дительный стандарт для основных задач телеуправления.

МЭК 60870-5-103: Аппаратура и систе- �

мы телеуправления. Часть 5-103: Прото-колы передачи данных. Сопроводитель-ный стандарт для информационного интерфейса защитной аппаратуры.

МЭК 60870-5-104: Аппаратура и систе- �

мы телеуправления. Часть 5-104: Прото-колы передачи данных. Сетевой доступ для МЭК 60870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей.

Серия стандартов МЭК 61850: Систе- �

мы и сети связи на подстанциях.Стандарт МЭК 101 был разработан для

надежной связи по узкополосным сер-висным каналам передачи данных меж-ду серверами СКАДА, установленными в центрах управления, и передающими устройствами телемеханики, установлен-ными непосредственно на подстанциях.

Стандарт МЭК 104 является расшире-нием протокола коммуникаций МЭК 101 за счет использования сетевого досту-па по протоколу TCP/IP. Это позволяет в протоколе МЭК 104 использовать преи-мущества интерфейса Ethernet и обеспе-чить скорость передачи информации 10 и 100 Мбит/с. В обоих стандартах МЭК 101 и МЭК 104 используется принцип пе-редачи измерений, принятый в телемеха-нике. Это означает, что в качестве источ-ников аналоговых измерений (показания счетчиков, телеизмерения и т.п.) высту-пают номер канала или контрольная точ-ка устройства телемеханики.

Стандарт МЭК 103 предназначается для информационных интерфейсов (пе-редачи данных) устройств защиты под-станций. Стандарт ориентирован на ра-диальную топологию системы защиты и

выделенные каналы связи между терми-налами. Процедура передачи реализует-ся по схеме «управляющее (главное) и подчиненное (исполнительное) устрой-ство». По данному стандарту возможно использовать два метода обмена инфор-мацией. Первый метод используется для передачи стандартных сообщений. Вто-рой метод используется для передачи всей информации. Стандарт охватыва-ет не только информацию по основным функциям защиты, но и информацию от информационных и функциональных мо-дулей, косвенно связанных с основными функциями. Стандарт допускает возмож-ность интеграции в АСУ ТП подстанции модулей защиты разных изготовителей и разных поколений изготовления без до-полнительной адаптации.

После принятия протоколов МЭК 101,103 и 104 происходит интенсивное внедрение их в системы параметриза-ции. В настоящее время эти протоколы поддерживает значительное число фирм изготовителей микропроцессорных за-щит. Так, например, протокол МЭК 103 поддерживают микропроцессорные за-щиты, выпускаемые фирмами «Экра», «Сименс», «АББ», МЭК 104 устройства МКПА фирмы «Прософт Системы».

Недостатком протокола МЭК 103 яв-ляется относительно невысокая ско-рость передачи информации. Мак-симальная (теоретически) скорость передачи 115 кбит/с. На практике по-лучаются скорость около 19 кбит/с. При такой скорости для передачи одной осциллограммы длительностью 3 с (20 каналов с циклом опроса 1 мс) от одно-го блока требуется около 2 мин. Пере-качка нескольких осциллограмм из разных блоков защиты в одном ОРУ в этих условиях превращается в серьез-ную проблему, таким образом эффек-тивность связи по протоколу МЭК 103 сильно зависит от числа МП устройств, объединенных в одну петлю.

В связи с резким ростом использо-вания цифровой информации в комму-никациях, мониторинге и управлении возникла необходимость новой инфор-мационной модели для управления боль-шим количеством устройств и связи раз-личных устройств друг с другом. Такая модель была разработана в стандарте МЭК 61850. Этот стандарт отвечает на большинство вопросов, таких как стан-дартизация имен данных, реализация стандартных протоколов, определение

шины процесса и т.д. Стандарт обеспе-чивает функциональную совместимость оборудования от разных производите-лей, прошедших сертификацию на соот-ветствие.

Область применения стандарта МЭК 61850 – системы связи внутри подстан-ции. Это набор стандартов, в который входят стандарт по одноранговой связи и связи клиент-сервер, стандарт по струк-туре и конфигурации подстанции, стан-дарт по методике испытаний, стандарт экологических требований, стандарт проекта. Полный набор стандартов име-ет следующие разделы:

IEC 61850-1: Введение и общий обзор. �

IEC 61850-2: Глоссарий терминов. �

IEC 61850-3: Основные требования. �

IEC 61850-4: Управление системой �

и проектированием. IEC 61850-5: Требования связи к функ- �

циям и моделям устройств. IEC 61850-6: Язык описания конфи- �

гурации связи между микропроцессор-ными электронными устройствами под-станций.

IEC 61850-7: Основная структура свя- �

зи для оборудования подстанции и пита-ющей линии (4 части).

IEC 61850-8-1: Описание специфиче- �

ского сервиса связи (SCSM) – Описа-ние передачи данных по протоколу MMS (ИСО/МЭК 9506 – Часть 1 и Часть 2) и по протоколу ИСО/МЭК 8802-3.


ского сервиса связи (SCSM) – Выбороч-ные значения по последовательному не-направленному многоточечному каналу передачи данных типа точка-точка.


ского сервиса связи (SCSM) – Выбороч-ные значения по ИСО/МЭК 8802-3.

IEC 61850-10: Проверка на совмести- �

мость.Основным требованием к системе сбо-

ра данных в стандарте является обеспе-чение способности микропроцессорных электронных устройств к обмену техно-логическими и другими данными. Стан-дарт предъявляет следующие требова-ния к системе:

Высокоскоростной обмен данными ми- �

кропроцессорных электронных устройств между собой (одноранговая связь).

Привязка к подстанционной ЛВС. �

Высокая надежность. �

Гарантированное время доставки. �

Функциональная совместимость обо- �

рудования различных производителей.

№1 декабрь 2008 55

ПРАКТИКА

Средства поддержки чтения осцилло- �

грамм.Средства поддержки передачи файлов. �

Конфигурирование / автоматическое �

конфигурирование.Поддержка функций безопасности. �

МЭК 61850 является объектно-ориентированным протоколом, фоку-сированным на автоматизацию под-станций, и значительно расширяет возможности предшествующих стан-дартов МЭК. При внедрении нового про-токола имеется ряд сложностей. Под-держка даже основных функций этого стандарта предъявляет особые требова-ния к аппаратному и программному обе-спечению:

1. Наличие интерфейса Ethernet;2. Сравнительно высокие требования

к оперативной памяти на устройствах;3. Сложность программной реализа-

ции этого стандарта, что включает реа-лизацию целого ряда стандартов по пе-редаче данных (MMS ISO 9506, стека протоколов ISO, GOOSE и GSSE).

Кроме вышеперечисленных требова-ний, существует еще два существенных организационных момента, которые не-обходимо обязательно учитывать при пе-реходе на новый стандарт:

Поддержка этого протокола в простей- �

ших устройствах может значительно уве-личить их стоимость и может быть про-сто экономически неоправданна.

При реконструкции действующих �

энергетических объектов возникает не-обходимость в интеграции устройств, установленных ранее, которые не под-держивают МЭК 61850.

Эти два фактора приводят к необхо-димости включения в структуру АСУ ТП шлюзов для преобразователей прото-колов. Такая структура позволяет ис-пользовать многие преимущества стан-дарта МЭК 61850 и при этом допускает интеграцию устройств, работающих по старым протоколам. Задача реали-зации шлюзов усложняется объектно-ориентированной структурой протокола МЭК 61850 и специфическими требо-ваниями каждого протокола, которые могут быть неверно интерпретирова-ны при отображении (например, метки времени и параметры качества сигна-ла). Тем не менее разработаны методы отображения существующих протоко-лов, которые:

1. Предоставляют двухсторонние пре-образователи для следующих протоко-

лов МЭК 60870-5, DNP3 и ряд других, в том числе закрытых, протоколов;

2. Предоставляют средства конфигу-рирования и диагностики;

3. Имеют различные интерфейсы (RS485, Ethernet и т.д.) и средства хра-нения данных, таким образом предостав-ляя функции концентратора данных;

4. Предоставляют одновременно ин-терфейсы для старых и новых систем;

5. Позволяют расширить функции ста-рых систем до основных возможностей протокола МЭК 61850.

Новый стандарт МЭК 61850 также предполагает переход на распределен-ную систему передачи данных: исполь-зование стека протоколов TCP/IP, ши-роковещательные сообщения GOOSE.

Этот переход налагает ряд требований на надежность сетевого оборудования. Особенно это актуально для объектов с большим количеством устройств. В этом случае необходимо всестороннее тести-рование всего комплекса не только в нор-мальном режиме, но и в наиболее тяже-лых аварийных режимах, когда нагрузка на сеть многократно возрастает в связи с передачей большого количества сообще-ний, в том числе широковещательных.

Сложность интеграции МПРЗА в оте-чественной энергетике завуалирована тем, что внедрение микропроцессорных защит и устройств в основном происхо-дит не системно, без учета требований к защитам со стороны АСУ ТП подстанции. Вместо АСУ ТП и полноценных СКАДА-систем используются программные про-дукты, поставляемые разработчиками МП РЗА, предназначенные для настрой-ки уставок и конфигурации защит ре-лейным персоналом. При таком подхо-де, оправданном только для подстанций без АСУ ТП (в настоящее время такое положение может существовать только временно, при запаздывании внедрения систем автоматизации), применение «ре-лейных» программ создает только види-мость комплексного решения проблемы. На этапе внедрения полноценной АСУ ТП ПС выявляется необходимость многочис-ленных переделок программных продук-

тов и технических средств, поскольку на первом этапе проектировалась система узкого назначения.

Такое положение существует не толь-ко у нас, но встречается и за рубежом. В отечественной энергетике эта пробле-ма усугубляется тем, что здесь приходит-ся производить не новое строительство (в таком случае обычно имеется один главный поставщик всего оборудования), а массовую модернизацию и перевоору-жение энергообъектов. При этом в пода-вляющем большинстве случаев на одной подстанции неизбежно использование оборудования разных фирм, внедряе-мых по разным проектам. Интеграция разнородных отечественных и зарубеж-ных изделий превращается в серьезную

проблему. Некоторую упорядоченность в эту ситуацию призваны внести между-народные стандарты на протоколы свя-зи в энергетике, разрабатываемые МЭК. Внедрение стандартизированных меж-дународных протоколов по сравнению с кустарными фирменными программно-техническими средствами позволяет по-высить надежность и достоверность пе-редачи информации, стандартизировать соответствующие технические средства и в целом повысить эффективность ра-боты всей системы. Представляется, что более полное решение проблемы инте-грации микропроцессорных устройств будет получено с внедрением протокола связи МЭК 61850. Однако на сегодняш-ний момент этот протокол нашел реаль-ное применение далеко не во всех ми-кропроцессорных устройствах защиты и измерения. Многие известные произво-дители микропроцессорных защит еще только намечают переход на этот прото-кол. Более мелкие фирмы только нача-ли освоение протоколов МЭК 101 – МЭК 104. Ясно, что внедрение протокола МЭК 61850 будет происходить длительное время, поскольку помимо чисто техниче-ских проблем тут должны быть решены и некоторые организационные проблемы (например, внедрение универсальной международной системы классификации и кодирования).

Интеграция разнородных отечественных и зарубежных изделий превращается в серьезную проблему.

Некоторую упорядоченность в эту ситуацию призваны внести международные стандарты на протоколы связи

в энергетике, разрабатываемые МЭК.

56 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

Кадровая и научно-техническая политика – основа обеспечения надежности функционирования РЗАВ данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: По каким направлениям должен идти процесс повышения квалификации персонала?

Что необходимо учитывать для организации эффективной работы по известным направлениям повышения квалификации?

Темой настоящей публикации является ка-дровая проблема в сфере обслуживания устройств релейной защиты и автоматики

(РЗА) в энергетике России. Сферу обслуживания в данном случае я понимаю в широком смысле слова. В таком контексте целесообразно рассма-тривать не только непосредственно техническое обслуживание устройств РЗА, но и разработку, изготовление, проектирование устройств РЗА для объектов энергетики, наладку устройств на этих объектах и, наконец, техническое обслужи-вание (ТО) в расширенном его понимании. Это не только периодические или эпизодические подхо-ды к устройствам для проверки их исправности, но и наблюдение за поведением устройств в каж-дой конкретной ситуации, за режимами станций и сетей, в которых устройства РЗА могут обе-спечить надежную работу. Именно наблюдение, или, выражаясь по-модному, мониторинг позво-ляет повышать надежность энергоснабжения и сохранность оборудования путем внесения необ-ходимых изменений в параметры устройств РЗА, в перечни допустимых режимов работы сети.

Естественно, рассматриваемая кадровая про-блема является частью кадровой проблемы энер-гетики в целом, а кадровая проблема энергетики, в свою очередь, является частью общих проблем энергетики.

Казалось бы, решать проблемы РЗА, и в том числе кадровую проблему, следует через ре-

шение проблем энергетики в целом. И это, ско-рее всего, правильно. Тем не менее, на мой взгляд, РЗА играет в энергетике весьма значи-тельное место. Так что решение проблем РЗА в какой-то степени помогает решению и проблем энергетики.

Проблемы РЗА вытекают из общих проблем энергетики. Это проблемы переходного перио-да энергетики и экономики в целом. Подробно рассматривать проблемы энергетики здесь не-возможно, но упомянуть основные необходимо. На мой взгляд, их три. Организационная пере-стройка – превращение единой энергосистемы страны с жестко централизованным управлени-ем в ряд практически независимых компаний. Техническая перестройка – замена изношенного и зачастую устаревшего оборудования на совре-менное, в значительной степени импортное. На-конец, смена поколений. В кризисные годы ра-ботники, привыкшие к прежнему оборудованию и к прежнему стилю работы, в значительной сте-пени ушли из энергетики либо на пенсию, либо в другие отрасли. Приток молодого поколения оказался совершенно недостаточным и слабо подготовленным. Преемственность техническо-го опыта оказалась в значительной степени пре-рванной, а в результате резко снизился общий уровень квалификации персонала.

Можно высказать много критических замеча-ний в связи с упомянутыми проблемами. Но это не

АвторУдрис А. П.

№1 декабрь 2008 57

ПРАКТИКА

имеет большого практического смысла, поскольку эти замечания проблем не ре-шают. А как же проблемы решать?

Как бы ни относиться к автору извест-ной фразы: «Кадры решают все», но она справедлива во все времена. И речь, естественно, идет о квалифицирован-ных кадрах, профессионалах своего де-ла. Это должны понять все управленцы, поскольку прибыль определяется произ-водительностью труда, а производитель-ность труда включает в себя не только более совершенную технику, но и персо-нал, умеющий эту технику обслуживать. Действительно, что толку от микропро-цессорного терминала РЗА с громадны-ми возможностями, если расчетчик не знает, как эти возможности использо-вать, а наладчик не умеет заданные воз-можности реализовать. Выброшенные деньги, и никакой прибыли.

То, что в электроэнергетику пошли инвестиции, не может не радовать. Но определяющей составляющей всех ин-вестиций должны быть инвестиции в технические кадры, чем команда ОАО РАО «ЕЭС России» в свою бытность со-вершенно пренебрегала. Много дорого-стоящей новой техники, но слишком ма-ло людей, полноценно владеющих этой техникой. Появились финансовые воз-можности, а с ними грандиозные пла-ны реконструкции станций и сетей. Эти планы начинают реализовываться, пре-жде всего в Московском энергорайоне. Однако для реализации этих планов не хватает квалифицированного персо-нала ни в проектных, ни в наладочных, ни в эксплуатационных организациях, и это, в конце концов, признало в публич-ных выступлениях руководство РАО. Поэтому к работе во всех этих подраз-делениях зачастую приходят далеко не профессионалы. Вместе с ними прихо-дят аварии и убытки.

Есть и другая сторона вопроса. Груст-но сознавать, что в настоящее время от-сутствует единая техническая политика в области электроэнергетики и в том числе в РЗА. На мой взгляд, решить задачу вос-становления этой единой политики может только правильная политика в части под-готовки кадров. И, естественно, важней-шим направлением этой политики явля-ется подготовка кадров, обслуживающих устройства РЗА. Это не удивительно, по-скольку в отличие от специалистов других профилей релейщики вынуждены осваи-вать смежные специальности. Например,

для расчета уставок РЗА необходимо знать параметры первичного оборудова-ния, генераторов, трансформаторов, ли-ний электропередачи. Необходимо знать нормальные и допустимые аварийные режимы работы сети. Нельзя пренебре-гать изоляционными характеристиками оборудования. Нужно владеть вопроса-ми диспетчерского управления. И многое другое. Поэтому профессионалы в обла-сти РЗА могут вывести на необходимый уровень техническую политику в электро-энергетике в целом.

На сегодняшний день подготовка ка-дров в части РЗА ведется несколько хао-тично, каждой независимой компанией по-своему, поэтому дорого и малорезуль-тативно. Нужна какая-то объединяющая структура, и такой структурой могла бы быть некоторая некоммерческая организа-ция, основной целью которой явилась бы как раз организация взаимодействия всех

участников процесса энергоснабжения к взаимной выгоде каждого участника.

Первоочередной задачей такой струк-туры представляется проработка плана подготовки кадров в энергетике, который должен стать составляющей частью наци-ональной программы образования. Ведь электроэнергетика – кровеносная система всей экономики страны, и пренебрежение кадровой проблемой в энергетике может привести к серьезным последствиям.

Если говорить о подготовке кадров в профильных и непрофильных учебных за-ведениях, то проблема заключается в не-достаточной оснащенности современными микропроцессорными устройствами РЗА, программами для расчета токов КЗ и уста-вок. Естественно, оснастить эти учебные заведения всеми существующими устрой-ствами РЗА практически невозможно по финансовыми соображениям. Только про-фессиональный коллектив релейщиков-практиков вкупе с преподавательским коллективом может минимизировать не-обходимые затраты на оснащение учеб-ных заведений и выдать соответствующие рекомендации. Другая сторона вопроса. В силу экономических соображений ми-грация населения затруднена. Поэтому

подготовка местных кадров РЗА может осуществляться небольшими группами в непрофильных учебных заведениях, на-пример, в политехнических институтах, где есть преподавание электротехники, но нет специальности «Релейная защита и авто-матизация энергосистем». Но полноцен-ные программы подготовки таких групп и состав преподавателей для реализации этих программ тоже могли бы рекомендо-ваться коллективом релейщиков, объеди-ненных в некоторую ассоциацию.

Процесс повышения квалификации персонала, работающего в сфере обслу-живания устройств РЗА, на сегодняшний день явно нуждается в усовершенствова-нии. Большинство учебных комбинатов и центров подготовки персонала в террито-риальных энергосистемах в годы реструк-туризации энергетики были ликвидирова-ны. Те, что остались, явно не способны справиться с задачей непрерывного по-

вышения квалификации всего действую-щего персонала. При этом надо не забыть о том, что каждое направление должно готовиться по-своему. Проектировщики, расчетные группы в диспетчерских управ-лениях должны повышать квалификацию иначе, чем наладчики или эксплуатацион-ный персонал. Причем проектировщики и наладчики занимаются в основном новы-ми микропроцессорными устройствами, а эксплуатационники будут еще значитель-ное время обслуживать электромехани-ческие устройства.

Представляется, что процесс повыше-ния квалификации, а зачастую, можно сказать, приобретения квалификации, должен идти по нескольким направлени-ям. Насчет приобретения квалификации нет оговорки. Практика показывает, что на работе в подразделениях РЗА появ-ляется молодежь, слабо знакомая даже с элементарной электротехникой. А начав-шийся процесс внедрения микропроцес-сорных (МП) устройств РЗА не требует умений регулировать контакты реле, но требует глубоких знаний электротехни-ки и общих вопросов электроэнергетики. И одно интересное наблюдение. Пожи-лой персонал, знающий электромехани-

Действительно, что толку от микропроцессорного терминала РЗА с громадными возможностями, если расчетчик не знает, как эти возможности

использовать, а наладчик не умеет заданные возможности реализовать.

58 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

ческие защиты, чаще всего остере-гается микропроцессорных защит и принужден заниматься вторичной коммутацией. Начинающая же моло-дежь зачастую видит только терми-нал и относится к МП защите, как к компьютеру, забывая, что МП защи-та это комплекс: терминал плюс ТТ, плюс ТН, плюс выключатель.

Итак, по каким направлениям мо-жет идти повышение квалификации.

Во-первых, курсовое обучение в специализированных учебных цен-трах. Для этого необходим расчет, сколько требуется таких центров, что-

бы охватывать весь персонал с задан-ной периодичностью. Нужен перечень программ обучения для разных уров-ней подготовки слушателей. Какая организация, кроме организации ре-лейщиков, может решить эти задачи? Но кроме того, ассоциация релейщи-ков, располагая контактами по всей стране, могла бы вовлекать в препо-давательскую деятельность квалифи-цированных специалистов из научно-производственных фирм, проектных и эксплуатационных организаций.

Во-вторых, должен быть налажен вы-пуск достаточно простых и относитель-но дешевых методических пособий по разным устройствам РЗА. В свое время этим славился «ОРГРЭС», выпускав-ший инструкции по всем видам аппара-туры, и «Энергосетьпроект» со своими руководящими указаниями по РЗ. По-скольку этот процесс требует и авторов и финансирования, организация релей-щиков должна сформировать програм-му выпуска, начиная с самых важных.

В-третьих, нельзя сбрасывать со счета индивидуальную подготовку персонала. Но для этого организация релейщиков должна добиваться воз-рождения системы допусков к само-стоятельной работе на каждом кон-кретном устройстве РЗА, тем более что это записано как нормативное требование в «Инструкции по обслу-живанию устройств РЗА». Но систе-ма допусков имеет смысл только в том случае, если за освоение ново-го устройства или группы устройств

предусмотрена доплата к стандарт-ному окладу. Кстати, только так мож-но добиться оттока кадров из подраз-делений РЗА.

Наконец, ассоциация релейщиков должна принимать участие в под-готовке нормативно-технических документов под эгидой Министер-ства энергетики. Только через та-кие НТД можно провести границу между тем, что является коммер-ческой тайной или интеллектуаль-ной собственностью, и тем, что должно быть доступно всем работ-никам. Например, математическая

модель энергорайона для расчета токов КЗ должна быть единой для всех пользователей этого энерго-района. Ассоциация могла бы раз-работать механизм, позволяющий учесть трудозатраты каждого кол-лектива, но сохранить единство мо-дели. Другой пример. Разделение релейщиков в магистральных се-тях на МЭС и ТОИР противоречит принципам единства эксплуатации устройств РЗА. Только НТД может законодательно урегулировать эти и другие подобные вопросы.

Главная проблема в реализа-ции этого перечня лежит не в тео-рии релейной защиты, а в экономи-ке. И здесь организация релейщиков должна дать управленцам более или менее достоверные расчеты того, на-сколько выгоднее для частной или го-сударственной компании затратить дополнительные деньги на расшире-ние учебных центров, на издание от-носительно дешевой литературы, чем расплачиваться за аварии, причины которых теперь вместо назидания на будущее стыдливо прячут в тень ком-мерческой тайны.

Одним словом, организация ре-лейщиков нужна. И в ней, безуслов-но, примут участие не только отдель-ные энтузиасты, но те фирмы, и те энергокомпании, руководители кото-рых заинтересованы в долгосрочной экономической выгоде и понимают место релейной защиты и автомати-ки в электроэнергетике.

С выходом в свет журнала «Релейщик» появляется возможность широкого обсуж-дения и решения важных технических и организационных проблем, а их накопи-лось великое множество. Сменился го-сударственный строй, идет становление энергетики и ее техническое перевоору-жение, в том числе релейной защиты с использованием новой микропроцессор-ной и оптоволоконной техники. При этом указанная аппаратура укладывается на прокрустово ложе устаревших инструк-ций и нормативных документов, что су-щественно снижает эффективность ее использования.

Однако до настоящего времени неясно, кто будет выполнять весьма трудоемкую работу по разработке новых нормативных документов и как она будет финансиро-ваться. Необходимо также иметь в виду, что, будучи разработанными, эти докумен-ты должны в дальнейшем поддерживаться на должном уровне.

Весьма важной является проблема повы-шения квалификации персонала на местах до уровня, необходимого для эффективно-го использования новой техники. Решение этой проблемы требует разработки и соз-дания достаточно широкой и доступной системы обучения (необходимы помеще-ния, учебный персонал, пособия, тренаже-ры и т.д.), что связано со значительными затратами. Сегодня этой проблеме уделя-ется очень мало внимания. В результате на местах не видят пути совершенствования персонала и бытует мнение, что новую технику следует приспосабливать к сегод-няшнему уровню квалификации персона-ла данного объекта.

Затронутые вопросы являются общими для всей энергетики, которую можно срав-нить с крышей общего дома. Ее падение раздавит всех, и, следовательно, все долж-ны ее держать на должной высоте.

В связи с этим представляется необ-ходимым создать общеэнергетическую структуру (например, по типу МЭК), фи-нансируемую всеми собственниками энергообъектов, призванную выявлять и решать самостоятельно, или с помощью других организаций, проблемные задачи энергетики.

мнение

Петров С. Я.главный эксперт,

ЗАо «орЗАУМ»

Практика показывает, что на работе в подразделениях РЗА появляется молодежь, слабо знакомая даже с элементарной электротехникой.

№1 декабрь 2008 59

ПРАКТИКА

К вопросу о сертификации новой аппаратуры

В настоящее время энергетический рынок, как и вся экономика России, заметно акти-визировался. Увеличился предлагаемый к

эксплуатации поток нового энергетического обору-дования, созданного в нашей стране и за рубежом. Техника стала более сложной, процесс сертифи-кации более трудоемким, выросли объемы. Скла-дывается ситуация, когда от момента подачи за-явки до начала процесса сертификации проходят многие месяцы. Это замедляет процесс внедрения новой аппаратуры. Если учесть, что согласно дей-ствующим положениям – один раз в пять лет тре-буется подтверждение сертификата, то процесс внедрения новой аппаратуры может со временем остановиться.

В связи с этим возникает ряд вопросов и пред-ложений:

1. Поскольку процесс сертификации происхо-дит на платной (договорной) основе, непонятно, почему в целях ускорения процесса сертифика-ции нельзя дополнительно привлечь организации или частные лица на временной или постоянной основе для ускорения обработки заявок на серти-фикацию и распараллеливания ее процессов? На-пример: анализ представленной документации на соответствие типовым техническим требованиям

может осуществляться проектными институтами. При этом качество оценок, объективность и неза-висимость приглашаемых экспертов, может обе-спечиваться процессом отбора специалистов или организаций.

2. Очень важно информировать заинтересован-ных лиц от эксплуатации и других о процессе сер-тификации, в части:

название устройства, область применения, про- �

изводитель;когда подана заявка на сертификацию; �

когда реально начался и закончился процесс �

сертификации (при, задержке, допустим, более одного месяца, указать причину);

результаты сертификации (положительные или �

отрицательные), есть ли замечания, пожелания и какие;

публикация параметров и характеристик, кото- �

рые подтверждены при испытаниях в рамках сер-тификационного процесса (предполагается, что испытания по возможности проводятся на лицен-зированных одних и тех же стендах для сертифици-рованных в разное время аналогичных устройств)

При выполнении вышеперечисленного, полагаю, что процесс сертификации достигнет соответству-ющей прозрачности.

АвторБосенко В. И.

Босенко В.и., генеральный директор ООО «Уралэнергосервис»

Авторы статьи под опреде-лением «сертификация», ви-димо, имеют в виду систему аттестации электрооборудо-вания, технологий и мате-риалов, действующую в ОАО «ФСК ЕЭС» и имеющую ста-тус корпоративной системы допуска оборудования на объ-екты ЕНЭС. Необходимо так-же отметить, что аттестация электрооборудования, техно-логий и материалов прово-дится в рамках входного кон-

троля, не является отраслевой и не относится к системе сер-тификации.

Что касается сертификации оборудования, то произво-дитель вправе самостоятель-но выбирать для проведения добровольной сертификации своей продукции любой ор-ган по сертификации, об-ласть аккредитации которого распространяется на продук-цию, которую предполагается сертифицировать.

Проблемы аттестации элек-трооборудования, технологий и материалов в ОАО «ФСК ЕЭС» (речь идет об аттеста-ции сложных интеллектуаль-ных устройств и систем, к которым относятся релейная защита, противоаварийная автоматика и системы управ-ления), изложенные в статье действительно имеют место и ведут не только к значи-тельным затратам трудовых и финансовых ресурсов и как следствие увеличение цены оборудования и устройств, но и фактически являются тормозом технического про-гресса и внедрения новой тех-ники и технологий.

Выход из сложившейся ситуации с налаживанием оптимального процесса от-раслевой приемки релейной

защиты, противоаварийной автоматики и систем управ-ления неоднократно пред-лагался экспертом, как тех-ническому руководству ОАО «ФСК ЕЭС» в виде служебных записок, так и в выступлени-ях на многочисленных кон-ференциях.

Созданная общественная организация инженеров-ре-лейщиков – некоммер ческое партнерство «Содей ствие раз витию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» мо-жет взять на себя функцию, предусмотренную уставом партнерства, организации отраслевой аттестации (приемки) с соответствую-щим информационным обе-спечением участников этого процесса.

мнение

Белотелов А. К.к.т.н., президент некоммерческого

партнерства «Содействие развитию

релейной защиты, автоматики

и управления в электроэнергетике»

60 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

Опыт проектирования и разработки автоматики выделения собственных нужд Омской ТЭЦ-4 на базе многофункциональных шкафов ШЭ1111В данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Каково назначение автоматики выделения собственных нужд (АВСН)? Каков алгоритм работы электрической и тепловой части АВСН (на примере Омской ТЭЦ-4)?

В настоящее время в энергосистемах Рос-сии идет процесс модернизации и заме-ны морально и физически устаревшего

оборудования, в том числе устройств автома-тического управления, регулирования, защиты и автоматики на базе электронных и полупро-водниковых элементов. Им на смену прихо-дят различные цифровые микропроцессорные устройства. Тем не менее, в последние годы су-ществует тенденция увеличения числа аварий в энергосистемах. Так 7 октября 2003 г. часть об-ластей центра и черноземной зоны России ока-зались без электроснабжения (во Владимирской области без света остались 970 населенных пунктов, в Липецкой и Смоленской – 580 сел, в Тамбовской и Белгородской – 200, из-за об-рывов контактной сети останавливались поезда дальнего следования и электрички). Так же 25 мая 2005 г. из-за аварии энергосети централь-ной России пострадали Москва, Тульская, Мо-сковская, Калужская и Рязанская области. В последние десятилетия произошло несколько развалов крупнейших энергосистем, которые принесли огромный ущерб. Это обстоятельство

вновь и вновь предъявляет все новые требова-ния к устройствам релейной защиты и автома-тики и их повышенной надежности.

При авариях в объединенных энергосистемах (ОЭС) с отделением региональных энергосистем от ОЭС с большим дефицитом генерирующей мощности возможны значительные снижения ча-стоты ниже допустимых пределов (и снижении напряжения в узлах энергосистемы), при кото-рых возможно повреждение оборудования, нару-шение нормальной работы потребителей. Основ-ной задачей автоматики выделения собственных нужд (АВСН) и является поддержание живучести ТЭЦ при таких крупных авариях [1, 2].

Частота по своей сути является одним из глав-ных показателей качества электроэнергии, вы-рабатываемой генераторами электростанций и поставляемой потребителям. От частоты пере-менного тока зависит частота вращения элек-тродвигателей, а следовательно, и производи-тельность вращаемых ими механизмов (станков, насосов, вентиляторов и т.д.), поэтому при сни-жении частоты их производительность понижа-ется. Повышение же частоты приводит к пере-

АвторыБаракин К. А.Гольц С. И.Наумов В. А.Разумов Р. В.

№1 декабрь 2008 61

ПРАКТИКА

расходу электроэнергии, поэтому всякое отклонение частоты наносит ущерб по-требителю. Величина отклонения ча-стоты регламентирована. Как известно, хозяйства тепловых станций наиболее чувствительны к снижению частоты по объективным причинам.

В случае системных аварий возмож-но отделение станции от энергосистем с автономной работой на нагрузку соб-ственных нужд и нагрузку тупиковых линий. При этом отделение турбогене-раторов ТЭЦ должно происходить с из-бытком генерируемой мощности, в ре-зультате аварии происходит перерасчет баланса генерируемой и потребляемой мощности в отделившейся системе и выравнивание этого баланса за счет отключения нагрузок и использования всех имеющихся резервов электростан-ции [3]. В связи с этим для электростан-ций с поперечными связями по пару не-обходима не только электрическая часть АВСН (АВСН-Э), но и ее тепловая часть (АВСН-Т), которая производит балан-сировку паровой нагрузки ТЭЦ изме-нением количества вырабатываемого и потребляемого нагрузкой пара, опреде-ляет необходимое количество котлов.

Выполнение устройства АВСН на базе микропроцессорной техники позволяет достаточно точно определить оставшу-юся нагрузку собственных нужд и на-грузку турбогенераторов ТЭЦ в момент отделения ее от энергосистемы. Приме-нение микропроцессорной техники по-зволит произвести достаточно точную балансировку вырабатываемой и потре-бляемой активной и реактивной мощно-сти турбогенераторов ТЭЦ и нагрузки собственных нужд путем дискретных пе-реключений в системе основного элек-тротехнического и теплотехнического оборудования и исключить значитель-ное повышение частоты вращения тур-боагрегатов.

В настоящее время совместно с ОАО «Сибтехэнерго» на базе многофункцио-нального шкафа ШЭ1111 НПП «ЭКРА» реализован проект автоматики выделе-ния собственных нужд Омской ТЭЦ-4 и ее перехода на автономную работу на выде-ленную нагрузку собственных нужд и ту-пиковых линий.

Омская энергосистема связана с ОЭС Сибири слабыми и протяженными связя-ми 110-220 кВ, а также линиями 500 кВ от ОЭС Сибири, ОЭС Урала и ОЭС Казах-стана до ПС-500 кВ «Таврическая» с дву-мя автотрансформаторами 500/220 кВ. При выводе в ремонт одного автотранс-форматора и аварийном отключении вто-рого автотрансформатора на ПС «Таври-ческая» частота в Омской энергосистеме может снижаться от номинального значе-ния 50 Гц до 46,5 Гц, при этом может про-изойти полный останов электростанций, на которых отсутствует автоматика выде-ления собственных нужд.

Как показывает практика, причин, ко-торые могут привести к данной ситуа-ции, множество – это как потеря связей с системой при большом внутреннем по-треблении региона, потеря генерации крупных энергоблоков или даже целых электростанций, так и множество других. Резкое изменение баланса между гене-рируемой и потребляемой мощностью в сторону увеличения второго ведет за со-бой уменьшение частоты. Поэтому пуск АВСН-Э осуществляется при снижении частоты.

Рассмотренные факторы и легли в основу работы электрической части ав-томатики выделения собственных нужд ТЭЦ. Устройство содержит следующие измерительные (выявляющие) органы:

орган контроля работы состояния ТЭЦ, �

т.е. введенными в работу турбогенерато-рами и положениями системных линий, связывающих станцию с энергосистемой соседнего региона (при факте наличия таковых);

орган контроля присоединений, вы- �

являющий работу всех системных ли-ний и трансформаторов на них, запрета АПВ линий и сигнализацией о их со-стоянии включено-выключено. Работа АВСН-Э возможна только при получе-нии сигнала о достоверном отключении всех системных линий региона. В про-тивном случае автоматика прекращает свою работу;

частотный орган, производящий мо- �

ниторинг величины частоты в режиме реального времени и учитывающий как величину отклонения частоты, так и ско-рость ее изменения. Для большей на-

дежности измерение частоты ведется по напряжениям двух систем сборных шин. Верхний предел частоты опреде-ляется статическими характеристиками турбогенераторов, установленными на ТЭЦ. После проведения необходимых отключений устройством АВСН, прове-ряется соответствие частоты условиям нормального режима и выдается сигнал на тепловую часть АВСН-Т (при необ-ходимости) для балансировки активной мощности турбогенераторов и тепловой мощности котлоагрегатов. При этом для сохранения энергобаланса узла необ-ходимо также привести в соответствие расход пара, потребляемый турбинами с выработкой пара на котлах;

орган небаланса мощности, который �

ведет постоянный мониторинг величин мощности генерируемой и уходящей по каждой линии. По ним производится рас-чет величины отключаемой нагрузки по-сле срабатывания АВСН-Э по данным на момент выделения энергоузла. В общем виде активная мощность тупиковой на-грузки ТЭЦ, подлежащей отключению, вычисляется следующим образом (по ба-лансу генерируемой и потребляемой ак-тивной мощности):

где Рг – суммарная активная мощность, вырабатываемая турбогенераторами ТЭЦ на момент, предшествующий выделению энергоузла;SРнагр – суммарная активная мощность, потребляемая ТЭЦ на собственные нуж-ды и для питания тупиковых нагрузок в момент, предшествующий выделению энергоузла;f1 – частота напряжения на шинах ТЭЦ на момент предшествующий выделению энергоузла;Крf – регулирующий эффект активной мощности нагрузки.

Если значение DРоткл.нагр. отрицательно (т.е. выделяемый энергоузел дефици-тен), происходит отключение тупиковых линий в зависимости от группы их на-грузок и величины активной мощности (все отключаемые линий и порядок их отключения согласовываются с заказчи-ком). Величина активной мощности от-

Баракин к. А., к.т.н., начальник отдела ЭС ЭЦ ОАО «Сибтехэнерго», Россия

гольц С. и., главный специалист ОАО «Сибтехэнерго», Россия

наумов В. А., к.т.н., заведующий сектором ООО «НПП «ЭКРА», Россия

разумов р. В., инженер ООО «НПП «ЭКРА», Россия

62 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

ключаемых присоединений выбирается с условием: SРприс. ≥ DРоткл.нагр.

Однако если отключение нагрузки дан-ной мощности не приводит к желаемому результату, то при дальнейшем сниже-нии частоты генераторы не смогут ока-зывать воздействие на регулирование частоты и вытягивание ее до номиналь-ных параметров. Учет генераторов в ре-гулировании частоты по этой причине не производится, поэтому необходимо в дальнейшем использовать другую рас-четную формулу.

В случае если отключение тупиковой нагрузки для получения избытка актив-ной мощности в отделяемом энергоуз-ле не произошло и частота напряжения в энергоузле по прежнему находится на уровне ниже 49 Гц, АВСН-Э вычисляет небаланс активной мощности в энерго-узле исходя из отклонения частоты от номинального значения (fном = 50 Гц) по следующему выражению:

Устройство АВСН-Э непрерывно фик-сирует активную мощность каждого присоединения, суммарную активную мощность генераторов, суммарную по-требляемую активную мощность нагруз-ки собственных нужд Омской ТЭЦ-4, нагрузку тупиковых линий 6,3–35–110 кВ, определяет величину избытка или

дефицита активной мощности в отде-ляемом от Омской энергосистемы энер-гоузле до разделения Омской ТЭЦ-4 с линиями 110 кВ и 220 кВ Омскэнерго. Устройство АВСН-Э постоянно контро-лирует направление перетоков актив-ной мощности по шинам 110 и 220 кВ ОТЭЦ-4, частоту и скорость изменения частоты напряжения I и II системы кон-тролируемых шин.

АВСН-Э, исходя из информации от из-мерительных органов, определяет со-стояние ТЭЦ, прилегающей сети и при необходимости (по сигналу частотного органа), с учетом величин, определяе-мых органом небаланса мощности, вы-бирает и отключает (из оставшихся) ту-пиковые нагрузки. Величина активной мощности отключаемых присоединений всегда выбирается с условием:

SРприс. ≥ DРоткл.

Переход в режим ожидания устрой-ства АВСН-Э происходит при увеличе-нии частоты напряжения на контроли-руемых системах шин до 49 Гц или при приеме внешнего сигнала «Сброс». При этом любые последующие отключения нагрузки возможны только при повтор-ном пуске АВСН-Э.

Работоспособность этого способа проводилась на математических моде-лях энергосистем при различных вари-антах развития аварий. Кроме работы

АВСН, учитывались и другие устрой-ства противоаварийной автоматики, установленные в Омской энергосисте-ме, т.к. и они оказывают большое влия-ние на режимные параметры развиваю-щейся аварии и скорость установления нормального режима работы. На рис.1 приведено изменение частоты в зим-ний период времени при развитии ава-рии, вызванной дефицитом генерации из-за потери связи с энергосистемой. Выбраны и учтены все уставки, по ко-торым срабатывает АВСН-Э на основе проведенных расчетов. Из рисунка вид-но, что действие АВСН-Э происходит корректно, и необходимое достижение избытка генерируемой мощности про-исходит за короткий промежуток вре-мени со ступенчатым отключением на-грузки и анализом величины частоты после каждого отключения. Достигну-тый избыток генерируемой мощности приводит к повышению генерируемой мощности и вступает в работу АВСН-Т, проводя балансировку по вырабатыва-емому пару.

Как видно из графика, при расчетах учтены 2 типичных режима работы ТЭЦ в летний и зимний периоды времени с харак-терными потреблениями и генерациями.

На вход устройства АВСН-Э поступа-ют аналоговые сигналы от вторичных цепей трансформаторов тока и напря-жения турбогенераторов, ТСН и транс-форматоров связи, автотрансформато-ров, линий 6–35–110-220 кВ, шин ЗРУ. Также на вход устройства АВСН-Э по-ступают дискретные сигналы включен-ного положения выключателей турбо-генераторов, ТСН и трансформаторов связи, автотрансформаторов, линий 6–35–110-220 кВ, от АВСН-Т, которые участвуют в управляющих алгоритмах устройства АВСН-Э.

Логический контроллер обрабатыва-ет аналоговые и дискретные сигналы и в соответствии с алгоритмами АВСН-Э формирует через блоки реле выходные управляющие воздействия на отключе-ние выключателей системных линий 110 и 220 кВ с запретом АПВ, а также на от-ключение выключателей тупиковых ли-ний 110 кВ и секционных выключателей 35 и 6 кВ по мере необходимости.

В алгоритме действия АВСН-Э пред-усмотрена возможность изменения оче-редности отключения тупиковых на-грузок, а также возможность вывода

Рис.1 – Частота на шинах 110 кВ при развитии аварии и работе АВСН-Э на ОТЭЦ-4: 1 – летний режим, 2 – зимний режим

0 5 10 15 20 25 t °C

f, Гц

51

50

49

48

47

46

1 2

№1 декабрь 2008 63

ПРАКТИКА

отдельных позиций из перечня. Очеред-ность может быть изменена с помощью видеокадра, в котором задается номер отключаемого присоединения в списке очередности отключаемых присоедине-ний, а также оперативным персоналом задается символ, соответствующий вво-ду или выводу из списка очередности каждого присоединения.

Безусловно, ко всем обычным возмож-ностям управления работой ТЭЦ, АВСН-Э ведет протокол событий, который по за-просу передается по каналу связи на пер-сональный компьютер. Для каждого собы-тия записывается дата, время, основные параметры режима и специфическая ин-формация, соответствующая этому собы-тию. Ведется передача данных о состоя-нии работы тепловой станции на ГЩУ ТЭЦ, ведется передача данных в РДУ ре-гиона. Вся автоматика АВСН-Э реализо-вана в пределах одного многофункцио-нального шкафа ШЭ1111 производства НПП «ЭКРА».

Устройство АВСН-Э само по себе не является достаточным для балансиров-ки и нормальной работы ТЭЦ при си-стемных авариях. Наибольшую слож-ность работы на сбалансированную нагрузку представляет работа с котель-ным оборудованием, которое является наименее маневренной частью тепло-механического оборудования. Обыч-но воздействие на тепломеханическое оборудование возлагается на соответ-ствующий оперативный персонал ТЭЦ. Однако время воздействия обычно до-статочно велико, эффективность же не-достаточно высока. Совместная работа устройств АВСН-Э и АВСН-Т позволяет существенно повысить живучесть ТЭЦ при аварийных изменениях частоты в сети [4]. Теплотехническая часть ведет анализ работы котлов, задействованных в работе и готовых к пуску, учитывает в своих алгоритмах номинальную и реаль-ную загрузки котлов в их регулировоч-ных диапазонах, учет вида топлива и его параметров (с учетом возможного изме-нения параметров одного вида топлива), определяет потребность в паре турбин и ведет ввод/вывод новых мощностей. Применение достаточно сложного алго-ритма действия, учитывающего состав и режим работы действующего оборудо-вания ТЭЦ, требует реализации АВСН-Т на базе современного программно-технического комплекса (ПТК) повышен-ной надежности за счет дублирования

или троирования наиболее ответствен-ных частей ПТК.

Алгоритм работы тепловой части АВСН в основном по сути своей представляет собой обработку матрицы данных котель-ного оборудования, определяемую инди-видуально для каждого проекта и учиты-вающую:

номинальные нагрузки котлов; �

текущие нагрузки котлов за 30 секунд �

до срабатывания АВСН ;нагрузки котлов, участвующих в рабо- �

те АВСН;минимальные нагрузки котлов их регу- �

лировочных диапазонов;зависимость величины оборотов ПСУ �

(пылепитателей) от паровой нагрузки. Ис-ходя из этих данных возможно напрямую воздействовать на величину подачи то-плива на работающие котлы;

скорости вращения приводов топли- �

воподающих устройств котла (если ко-тел работает на твердом топливе) или расход газа на котел (если котел рабо-тает на газе), соответствующие загруз-кам котлов;

наличие в структуре регулирования �

горения регулятора топлива и регулято-ра тепловой нагрузки. Поскольку одним из преимуществ АВСН-Т является ши-рокое использование штатных систем автоматического управления теплоси-ловым оборудованием (защит, блоки-ровок, автоматических регуляторов), на выделяемых теплосиловых установ-ках эти системы должны отвечать соот-ветствующим требованиям и постоянно функционировать [5,6]. Например, если на котле регулятор питания не находит-ся в режиме автоматического управле-ния, то этот котел не может участвовать в работе АВСН при наличии сколько-нибудь значительных возмущений.

При пуске АВСН-Т обрабатывает ма-трицу данных и на основании текущей информации выдает сигналы на вклю-чение/отключение котлов, а также уста-навливает необходимую паровую на-грузку, воздействуя на регуляторы подачи топлива. С котлами, управление которыми осуществляется на базе про-граммируемых контроллеров, обмен сигналами производится по цифровым каналам связи. С котлами и турбина-ми, управление которыми построено без применения цифровых технологий, ,обмен сигналами производится унифи-цированным сигналом или дискретным сигналом в виде сухого контакта.

Выводы1) Реализация автоматики выделе-

ния собственных нужд электростанции на базе современного программно-технического комплекса (ПТК) повышен-ной надежности за счет дублирования или троирования наиболее ответствен-ных частей ПТК и непрерывного автома-тического контроля исправности практи-чески всех элементов системы, включая датчики и исполнительные механизмы, представляет новый, более удобный и эффективный подход к решению задач, связанных с живучестью ТЭЦ при ава-риях в энергосистеме.

2) Применение АВСН оправданно как с технической стороны, поскольку по-зволяет оставить генераторы станции в работе и сохранить электроснабжение части потребителей, уменьшая до пре-дела время ввода отделившейся стан-ции в ОЭС после устранения аварии, так и с экономической, позволяя исключить расходы на очередной запуск теплоге-нераторов.

3) Корректная работа АВСН достигает-ся при совместной работе в этом устрой-стве не только электрической, но и те-пловой части в совместно работающую единую автоматику, участие человека в которой сведено к минимуму.

литература:1) Стандарт ОАО «СО ЕЭС» Техниче-

ские правила организации в ЕЭС России автоматического снижения частоты при аварийном дефиците активной мощно-сти (автоматическая частотная разгруз-ка), 2008 г.

2) Сборник распорядительных материа-лов по эксплуатации энергосистем. Элек-тротехническая часть. Издание пятое. Часть 1 (СРМ-2000), М, 2002.

3) Инструкция по предотвращению раз-вития и ликвидации нарушений нормаль-ного режима электрической части Единой энергетической системы России / ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», 2006 г..

4) Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Россий-ской Федерации. Приказ Минэнерго РФ от 19.06.03 № 229, зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г, регистраци-онный № 4799.

5) Тепловые сети, СНиП 41-02-2003, Госстрой России, М. 2004

6) РД 10-249-98. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубо-проводов пара и горячей воды. М: 2000 г.

64 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

Построение систем РЗА и АИИС КУЭ на базе оптических трансформаторов тока и напряжения с цифровым интерфейсомВ данной статье вы найдете ответы на следующие вопросы: Каковы основные преимущества систем РЗА и АИИС КУЭ, использующих оптические трансформаторы тока и напряжения?

Каковы результаты исследования совместной работы устройств защиты с оптическими трансформаторами тока и напряжения?

Международный стандарт МЭК 61850 для систем связи внутри подстанций открыва-ет новую эру в построении подстанций. Он

влияет не только на проектные решения по защи-те, контролю и управлению подстанцией, но также затрагивает и технические решения по формиро-ванию вторичных цепей подстанции.

За последние несколько лет повышенная заинте-ресованность к новому международному стандарту МЭК 61850 была очевидна как со стороны произ-водителей оборудования, так и со стороны заказ-чиков. Основная цель стандарта – обеспечение в пределах одной подстанции полной функциональ-ной совместимости интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ) различных производителей.

Этот подход в значительной степени был скон-центрирован на вопросах реализации станционной шины МЭК 61850-8-1, моделирующей и совершен-ствующей традиционные подходы SCADA и заме-няющей обмен сигналами между устройствами защиты и управления подстанции при использо-вании электрических кабельных связей на обмен GOOSE-сообщениями. Тем не менее, станционная шина – только часть направлений развития реше-ний, предлагаемых стандартом МЭК 61850.

Часть стандарта МЭК 61850-9-2, остававшаяся до настоящего времени в значительной степени неис-

следованной, описывает способы взаимодействия с электронными измерительными трансформаторами, работающими на основе нетрадиционных, например, оптических технологий, в которых устранены ограни-чения, свойственные традиционным электромагнит-ным трансформаторам тока и напряжения.

У оптических решений есть ряд присущих им до-стоинств, как, например, отсутствие переходных про-цессов, повышение точности и эксплуатационной безопасности. Более чем 15 лет перспективных ис-следований и реализованных проектов по всему миру доказывают огромный потенциал этой технологии.

Наибольших успехов в создании оптических трансформаторов достигла компания NxtPhase T&D, объединившая в одно такие направления, как волоконно-оптические измерения, цифровую об-работку сигналов и разработку программного обе-спечения. Серийно выпускаются высоковольтные оптические измерительные трансформаторы тока NXCT, высоковольтные трансформаторы напряже-ния NXVT, комбинированные трансформаторы то-ка и напряжения NXVCT и трансформируемые из-мерительные оптические преобразователи тока NXCT-F3. Оптические трансформаторы относятся к классу электронных трансформаторов, требова-ния к которым сформулированы в международных стандартах [1, 2].

АвторыВласов М. А.Воронков М. В.Малков Б. Б.Сердцев А. А.

№1 декабрь 2008 65

ПРАКТИКА

Высоковольтные оптические трансформаторы (рис. 1) состоят из изоляционной колонны с уста-новленными на ней датчиками тока и напряжения и комплекта электроники, размещаемого в стандарт-ной 19” стойке.

В верхней части колонны трансформаторов тока расположен датчик, выполненный в виде полого коль-ца с расположенными внутри несколькими витками измерительного оптического волокна, огибающими шинопровод с током (рис. 2). При протекании тока во-круг проводника возникает магнитное поле, которое оказывает влияние на поляризацию двух поляризо-ванных световых сигналах с противоположным на-правлением вращения, проходящим по измеритель-ному волокну. Изменение поляризации вернувшихся световых сигналов позволяет вычислить угол Фара-дея, который прямо пропорционален току в первич-ной цепи. Запатентованный оптический фазовый мо-дулятор, являющийся основой технологии измерения датчиков тока NxtPhase, обеспечивает возможность измерения тока с высокой точностью. Конструкция датчиков отличается повышенной чувствительностью и универсальностью по сравнению с технологией дат-чиков тока с «объемной оптикой», использующей для охвата токонесущего проводника монокристалл.

В трансформаторах напряжения NxtPhase внутри колонны устанавливаются электрооптические ячей-ки на основе германата висмута, использующие эффект Поккельса, заключающийся в изменении преломления показателя света в кристаллах, поме-щенных в электрическое поле, и пропорциональный напряженности электрического поля. Величина на-пряжения вычисляется на основе взвешенной сум-мы значений, измеренных несколькими датчиками, установленными в определенных точках изоляцион-ной колонны. Это позволяет выполнить измерение напряжения с высокой точностью, не зависящей от температуры, вибраций и факторов, искажающих электрическое поле: загрязнение, геометрия обору-дования или влияние расположенных рядом фаз.

Конструкция датчиков тока и напряжения основана на пассивных оптических компонентах, никаких дру-гих измерительных элементов, кроме оптического во-локна и ячеек Поккельса в колонне, не присутствует. Оптические волокна от датчиков, проходя через поли-мерный изолятор, выводятся в основание колонны и кроссируются к оптическому фидерному кабелю.

Вся обработка сигналов проводится в блоках элек-троники, соединенных с колоннами магистральным оптическим кабелем. В состав электроники входит электронно-оптический блок и блоки усилителей то-ка и напряжения. Усилители в соответствии со стан-дартами IEEE и МЭК имеют выходы для приложений коммерческого учета с номинальным током 1 А и на-

пряжением 100 / √3 В. На задней панели электронно-оптического блока (рис. 3) выведены оптические разъ-емы для подключения к технологической шине МЭК 61850-9-2 и шине сигналов синхронизации 1PPS. Для приложений защиты цифровой интерфейс посылает 80 наборов с отсчетами дискретных значений на пе-риод питающей сети. В этот набор данных входят дан-ные параметров трехфазного напряжения, напряже-ния шины, напряжения нейтрали, трехфазных токов для защиты и измерения. Для приложений учета, кон-троля качества электроэнергии и осциллографирова-ния в одном кадре Ethernet передаются 8 наборов дан-ных с частотой 256 отсчетов на период.

За последние несколько десятилетий совершен-ствование технологий и улучшение оптических датчи-ков привели к появлению на рынке оптических пре-образователей тока и напряжения. Однако они не были широко приняты проектными, строительными и эксплуатационными организациями, поскольку их вторичные выходы не обеспечивают мощность, необ-ходимую для устройств защиты с аналоговыми входа-ми, и было немного электросчетчиков или терминалов релейной защиты с цифровыми интерфейсами из-за отсутствия стандартного протокола цифровой комму-никации. Принятие стандарта МЭК 61850 и появление на рынке счетчиков и устройств релейной защиты с цифровыми входами открывает пути к созданию пол-ностью цифровой системы защиты и измерения.

Так как новая полностью цифровая система, ском-понованная из ИЭУ от различных производителей, до сих пор практически никогда не реализовывалась или не тестировалась, необходимо было определить ее рабочие характеристики. Для подтверждения со-вместимости и интероперабельности оборудования Проектно-исследовательским центром энергоси-стем (PSERC) была выполнена работа под названи-ем «Система цифровой защиты с использованием оптических измерительных трансформаторов и циф-ровых устройств релейной защиты, объединенных вместе с помощью цифровой технологической шины МЭК 61850-9-2 [3,4]. Промышленными консультанта-ми при утверждении работы были представители от компаний ABB, American Electric Power, AREVA T&D, EPRI, GE, NxtPhase, TVA, Tri-State.

Исследование совместимости и интероперабель-ности полностью цифровой системы защиты пред-

Власов М. А. – генеральный директор, Воронков М. В. –

коммерческий директор, Малков Б. Б. – начальник техниче-

ского отдела, Сердцев А. А. – технический директор,

ООО «ПроЛайн».

Рис. 1

Рис. 2

Рис. 3

66 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

полагает два вида испытания – испытания на соот-ветствие техническим требованиям и испытания для определения рабочих характеристик. Часть стандар-та МЭК 61850-10 дает руководящие указания для про-верки на совместимость интеллектуальных электрон-ных устройств, объединенных в полностью цифровой системе защиты. Испытания в рабочих условиях пре-доставляют возможность получения расширенной оценки и могут быть использованы для определения рабочих характеристик комплексной системы, вклю-чая проверку поведения систем защиты, точности и времени их срабатывания при различных сценариях моделирования, соответствующих различным усло-виям, происходящим в энергосистеме.

В соответствии с разработанной методикой по-казатели совместимости рассчитывались исходя из анализа выходных сигналов ИЭУ, объединен-ных в единый испытательный комплекс. Общая схема установки показана на рис. 4.

Лаборатория высокого напряжения Университе-та штата Аризоны (ASU) разработала синхронный генератор высокого напряжения и тока для моде-лирования реальных напряжений и токов при ко-ротком замыкании в генераторе. Моделируемые сигналы высокого напряжения и тока приклады-вались к оптическим измерительным трансформа-торам тока и напряжения. Вся цифровая система максимальной токовой защиты была испытана в режиме с обратнозависимой характеристикой вы-держки времени с реальными значениями больших токов, прикладываемых к первичной стороне опти-ческого трансформатора тока. На рис. 5 и 6 приве-дены фотографии испытательного комплекса.

Однофазный трансформатор тока NXCT под-ключался к модулю объединения, формировав-шему на выходе дискретные значения сигнала в цифровом формате в соответствии со стандартом МЭК 61850 9 2. Модуль объединения был подклю-чен к Ethernet коммутатору ML600, пересылавше-му измеренные данные к терминалу релейной за-щиты AREVA MICOM P441.

Передача информации между трансформато-ром тока и модулем объединения осуществлялась по волоконно-оптическому кабелю. Обмен инфор-мацией между модулем объединения, коммутато-ром и терминалом защиты был организован через медный кабель по протоколу МЭК 61850-9-2.

В общей сложности 120 различных воздействий (1200 испытания, каждое воздействие воспроизве-дено 10 раз) созданы при тестировании защитного комплекса. Во время испытаний несколько модулей объединения были подключены к сети Ethernet, но только для одного устанавливался адрес получателя, соответствующий адресу терминала релейной защи-ты. Кроме того, для моделирования высокого уровня сетевого трафика на технологической шине использо-вался ПК, подключенный к той же самой сети, гене-рировавший случайные пакеты данных со скоростью, равной тысяча 1,5-Кбайтных пакетов в секунду.

Рис. 4. Схема испытательной установки

Рис. 5. Испытательная установка формирования токов короткого замыкания

Рис. 6. Испытательная установка тестирования системы защиты

№1 декабрь 2008 67

ПРАКТИКА

Следующие выводы были сделаны, на основе полученных результатов [3,4]:

Селективность функции максимальной �

токовой защиты для испытанной цифро-вой системы защиты соответствует рас-считанным значениям.

Сравнение усредненных времен от- �

ключения показывает, что для всех мо-делируемых типов короткого замыкания, время срабатывания подвергнутых испы-таниям систем сопоставимо.

Средние значения для среднеквадра- �

тичного отклонения показывают, что есть высокая степень достоверности того, что для испытанной системы цифровой за-щиты время срабатывания при любом конкретном повреждении будет опреде-ляться времятоковой характеристикой срабатывания с почти пренебрежимо ма-лым уровнем разброса от среднего вре-мени отключения – 2 миллисекунды.

Ток постоянного смещения не влияет �

на время отключения.Ток нагрузки и импульсные токи малой �

длительности не приводят к формирова-нию сигналов на отключение.

Общие рабочие характеристики системы �

защиты весьма незначительно зависят от обмена данными через Ethernet коммутатор при номинальном уровне информационного трафика на технологической шине.

В целом анализ результатов испыта-ний показал, что рабочие характери-стики полностью цифровой системы по выполнению функций направленной мак-симальной токовой защиты могут быть оценены как отличные, и предоставлен-ные компанией NxtPhase трансформатор тока и компанией AREVA цифровой тер-минал релейной защиты, доказали хоро-шие показатели совместимости и интеро-перабельности.

Из физической основы оптических трансформаторов вытекают их основные преимущества перед электромагнитными трансформаторами напряжения и тока.

Первый очень важный – отсутствие у оптических трансформаторов тока явле-ний насыщения, гистерезиса, остаточных необратимых изменений параметров по-сле перегрузки. Ферромагнитный сердеч-ник электромагнитного трансформатора тока в схемах релейной защиты неред-ко оказывается сильно насыщенным, и вследствие этого форма кривой вторич-ного тока оказывается в значительной степени искаженной. На рис. 7 показан промасштабированный график сигнала на выходе трансформатора при его насы-

щении апериодической составляющей то-ка короткого замыкания и реальное зна-чение тока в первичной цепи.

С учетом того факта, что расчетным ре-жимом работы трансформатора тока в схе-ме релейной защиты иногда является не установившийся, а переходный режим, ис-кажения сигнала от датчиков, при недоста-точно эффективной обработке в терминале, приводят к ее отказу, либо к ложной работе системы защиты. Это, в свою очередь, мо-жет повлечь за собой серьезное поврежде-ния оборудования, либо необоснованное от-ключение потребителей электроэнергии.

Прекрасно осознавая неизбежность на-сыщения трансформаторов тока, произво-дители устройств РЗА разрабатывают раз-личные алгоритмы цифровой обработки сигналов, поступающих в терминал защиты, с целью улучшения показателей быстродей-ствия, чувствительности, селективности и надежности распознавания аварийных си-туаций в электрических сетях. Как правило, данные алгоритмы обладают значительны-ми погрешностями в переходных процес-сах аварийных режимов и не обеспечивают должной точности срабатывания.

Современные оптические трансформато-ры тока NXCT, не имеющие магнитных ком-понентов и проблем, связанных с эффектом насыщения, обладают рабочими характери-стиками, значительно превышающими свой-ства электромагнитных трансформаторов. Широкая полоса пропускания и расширенный динамический диапазон позволяют транс-форматорам NXCT точно воспроизводить сигналы сложной формы, возникающие, на-пример, при коротких замыканиях, предо-ставляя реальные значения переменных и постоянных составляющих первичного тока.

Так, например, оптический трансфор-матор с номинальным током 2000 A, испы-танный с полностью смещенным в положи-тельную область апериодическим токовым сигналом с пиковым значением 108 kA (40 кARMS), обеспечивает погрешность переда-чи сигнала в сравнении с эталонным рези-стивным шунтом меньше, чем 2 % (Рис. 8).

Другое преимущество оптических транс-форматоров – широкий динамический ди-апазон измерений в сочетании с высокой линейностью и расширенной полосой пропу-скания. Вместе с тем, использование опти-ческих трансформаторов тока и напряжения при создании систем АИИС КУЭ позволяет повысить точность измерений вследствие частичного или полного исключения потерь во вторичных цепях трансформаторов. На рис. 9 представлена структура и значения погрешностей измерительной системы на базе традиционных трансформаторов.

При использовании оптических транс-форматоров с аналоговым выходом устра-няются погрешности, связанные с нагрузоч-ными характеристиками трансформаторов, и в значительной степени уменьшаются по-грешности из-за потерь во вторичных цепях напряжения, поскольку передача измери-тельной информации от первичных датчи-ков производится по оптическому волокну, и недоучет по этой причине, в силу малой длины вторичных цепей, исключается.

Применение цифрового интерфейса для передачи измеренных значений тока и на-пряжения от оптических трансформаторов к счетчику с цифровым измерительным входом позволяет дополнительно снизить погрешность измерительного комплекса.

Оптические преобразователи тока име-ют метрологические характеристики в ши-роком диапазоне токов от 0,1% до 200% и допускают перенастройку пользователем коэффициентов трансформации по току и напряжению. При этом один и тот же транс-форматор может использоваться как для номинальных токов 100 А, так и 1000 А.

Отличительным признаком оптических трансформаторов является высокая ста-бильность выходных нагрузочных характе-ристик усилителей тока и напряжения. Это позволяет подключать к их выходу усилите-ля напряжения измерительные приборы с мощностью потребления по фазе в диапа-зоне от 0 до 2.5 ВА, а для усилителя тока со-противление нагрузки может составлять ве-личину в пределах от 0 Ом до 3 Ом.

Рис. 7. Выходной сигнал традиционного измерительного трансформатора в сравнении с током в первичной цепи

68 №1 декабрь 2008

ПРАКТИКА

Кроме того, оптические измерительные трансфор-маторы, имея полосу пропускания в диапазоне от 30 Гц до 5 кГц, предоставляют возможность оценки до 100 гармонических составляющих напряжения и то-ка, что полностью соответствует всем требованиям действующих и перспективных стандартов по изме-рению качества электрической энергии.

Одним из важных преимуществ оптических транс-форматоров тока является повышение эксплуата-ционной безопасности на подстанции, базирующее-ся на высокой термической и электродинамической стойкости оптических датчиков, отсутствии в изоля-торе масла, бумаги или элегаза, исключение про-блем, связанных с феррорезонансом и опасностью размыкания вторичных токовых цепей.

В январе 2006 года в России установлены и за-пущены в эксплуатацию первые две трехфазные комбинированные системы оптических трансфор-маторов на напряжение 220 кВ на одном из ведом-ственных объектов в Вологодской области. Работы проводились при температурах ниже минус 15 °С. Основное отличие от монтажа традиционных транс-форматоров – это использование оборудования для сварки оптоволокна. Инсталляция выполнена успеш-но, и в настоящее время оптические трансформато-ров функционируют параллельно с традиционными электромагнитными трансформаторами (ТГФ 220, НАМИ 220), что создает уникальные возможности для проведения дальнейших исследований.

ВыводыОптические трансформаторы с цифровыми ин-

терфейсами МЭК 61850-9-2 являются качественно новым и перспективным видом оборудования для высоковольтных приложений в энергетике. Про-веденные лабораторные исследования и реализо-ванные проекты доказали их технические возмож-ности и повысили доверие к «защите на основе технологической шины». Использование этого вы-сокотехнологичного оборудования при реализации проектов для объектов нового строительства, ре-конструкции и расширении действующих объектов открывает новые возможности в создании совре-менных автоматизированных полностью цифровых систем подстанций.

литература1. IEC 60044-7, Instrument transformers – Part 7:

Electronic voltage transformer.2. IEC 60044-8, Instrument transformers – Part 8:

Electronic current transformer.3. M. Kezunovic, George G. Karady, «Digital Pro-

tection System Using Optical Instrument Transformers and Digital Relays Interconnected by an IEC 61850-9-2 Digital Process Bus», January, 2008.

4. Z. Djekic, L. Portillo, M. Kezunovic, «Compatibility and Interoperability Evaluation of All-Digital Protection Systems Based on IEC 61850-9-2 Communication Standard», IEEE PES General Meeting, Pittsburgh, July, 2008.

Рис. 8. Сравнение переходных характеристик оптического трансформатора тока с напряжением на эталонном резистивном шунте

Рис. 9. Структура погрешностей измерительного комплекса на базе традицион-ных и оптических трансформаторов

№1 декабрь 2008 69

рек

лам

ар

екла

ма

70 №1 декабрь 2008

ВЗГЛЯД

АлексейАрст:«Базисное направление деятельности ООО «Проектный центр Энерго» – инжиниринг в проектировании»

релейщик. Алексей Георгович, расска-жите, пожалуйста, о компании «Проект-ный центр Энерго»?

Алексей Арст. Очень рад, что предста-вилась возможность публично рассказать о нашей компании, потому что искренне считаю, что нам есть чем гордиться.

Чтобы объяснить, кем мы являемся сей-час, я коротко опишу процесс нашего станов-ления. «Проектный центр Энерго» появился в тот момент, когда на рынке электроэнер-гетики сложились условия, способствующие образованию множества мелких проектных организаций, в основном узкоспециализи-рованных, дроблению крупных проектных институтов. Изначально основной бизнес-идеей компании «Проектный центр Энерго» была интеграция разрозненных узкоспециа-лизированных проектировщиков, т.е. выпол-нение для заказчика функций генерального проектировщика или, другими словами, обе-спечение принципа «одного окна».

Очень быстро стало очевидно, что огра-ничиваться только лишь организацией процесса проектирования невозможно. Уровень квалификации проектировщиков в подрядных организациях приводил, да и, откровенно говоря, до сих пор иногда приводит к низкому качеству проектной документации. Поэтому компания «Про-ектный центр Энерго» начала набор соб-ственных проектных сил. К настоящему моменту у нас в штате есть проектные от-делы по всем основным электросетевым

специальностям: строительный отдел, электротехнический отдел, отдел релей-ной защиты и автоматики, отдел инже-нерных коммуникаций, отдел воздушных и кабельных линий, отдел проектов ор-ганизации строительства, отдел по раз-работке спецразделов, сметный отдел и другие. У нас открыты представительства в четырех крупных городах. Набор специ-алистов продолжается и по сей день.

Наличие собственных проектных сил позволяет нам более эффективно решать основную задачу, о которой я говорил в на-чале. Я хочу особо отметить, что за послед-ние 5 лет актуальность этой задачи ничуть не снизилась. И сейчас мы можем со всей ответственностью говорить, что мы – одна из немногих организаций, которая умеет эту задачу решать и решать хорошо. Я не стал бы теперь называть нас генеральным проектировщиком. Мы – интеграторы и за-нимаемся, как мы сами это называем, «ин-жинирингом в проектировании».

рЩ. При этом, насколько нам известно, инжинирингом в общепринятом смысле этого слова Ваша компания теперь тоже занимается?

А.А. Да, сейчас мы вошли в состав группы «Энергостройинвест-холдинг», которая объ-единяет наиболее крупные инжиниринговые компании, работающие в области строи-тельства и реконструкции энергообъектов. При этом мы получили статус инжинирин-

говой компании и теперь занимаемся стро-ительством и реконструкцией энергообъек-тов «под ключ». Но это отдельная большая тема, достойная отдельной статьи. Проекти-рование осталось для нас ключевым бизне-сом. И в этом смысле, думаю, присоедине-ние компании «Проектный центр Энерго» к холдингу – это серьезный шаг в нашем раз-витии и одновременно подтверждение на-шей востребованности.

рЩ. Что Вы называете «инжинирингом в проектировании»?

А.А. Я бы сказал, что это комплекс мер, направленных на повышение эффективно-сти и качества работы проектировщиков. Ключевыми элементами при этом являют-ся не только стандартные для генерально-го проектировщика организационные ме-ры, но и гибкость распределения работ. Важную роль здесь играют собственные проектные силы. Последнее время соб-ственные силы стали очень мощным инте-грирующим звеном, таким же важным, как главные инженеры проектов.

рЩ. Комплексный подход к проекти-рованию позволяет Вам эффективно ре-шать возникающие перед компанией за-дачи. Считаете ли Вы целесообразным принимать участие и в решении каких-либо принципиальных вопросов, связан-ных со взаимодействием заказчика и про-ектных организаций?

В интервью нашему журналу главный инженер компании «Проектный центр Энерго» Алексей Арст рассказывает о проблемах, существующих в области проектирования, и об эффективных путях их решения, основываясь на опыте компании.

№1 декабрь 2008 71

ВЗГЛЯД

А.А. Мы не только считаем целесообраз-ным, но и всегда принимаем посильное участие в решении принципиальных вопро-сов, связанных с проектированием. Напри-мер, идея разбития стадии «П» на два эта-па, когда на первом этапе разрабатываются основные решения по объекту, и только по-сле их согласования всеми заинтересован-ными сторонами проектирование переходит на второй этап с разработкой детализиро-ванных решений по всем разделам, роди-лась в нашей компании. Сейчас проекти-рование объектов ОАО «ФСК ЕЭС» только так и ведется, это нашло отражение в типо-вом техническом задании (ТЗ). Мы всегда с готовностью отзываемся, когда заказчик предлагает нам высказать свое мнение по поводу разрабатываемых им документов или поучаствовать в их разработке. Это ка-сается не только типового ТЗ, но и, напри-мер, сборников цен, типовых наработок по различным системам, которые сейчас об-суждаются в аппарате ЦИУС.

рЩ. Зарубежные производители – од-ни из основных поставщиков техники на энергообъекты РФ. И становится их с каждым годом все больше и больше. Как следствие, специалистам непрерывно приходится знакомиться с особенностями новой техники при решении задачи проек-тирования. Является ли это проблемой?

А.А. Я бы не назвал это проблемой. Про-сто это требует постоянного общения с производителями, обмена опытом с кол-легами. Такое взаимодействие всегда бы-ло необходимо, и оно всегда имело место, даже когда техника использовалась только отечественная. Раньше главенствующую роль в этом процессе играл ОАО «Институт «Энергосетьпроект». В начале экспансии зарубежных поставщиков и на фоне обра-зования рыночных отношений в энергетике он эту роль долгое время продолжал вы-полнять. Я проработал там достаточное ко-личество времени и не понаслышке знаю, что за то многое, что сейчас мы все знаем про зарубежную технику, а ее производите-ли знают про особенности отечественных принципов, благодарить надо эту органи-зацию. Здесь надо уточнить, конечно, что речь идет об идеологическом центре, по-тому что организационным центром был и остается заказчик в лице ОАО «ФСК ЕЭС», а теперь еще и ЦИУС.

С появлением множества зарубеж-ных поставщиков необходимость посто-янного решения всевозможных вопросов, связанных с использованием их техни-

ки, на всех уровнях (и во взаимодействии проектировщик-поставщик, и на уровне заказчик-поставщик-аттестационные орга-ны) возросла. А вот идеологического цен-тра, по моему мнению, не стало. Все про-ектные организации сами по себе. Обмен знаниями имеет место, конечно: на конфе-ренциях, семинарах, рабочих совещаниях, организуемых заказчиком, на уровне вза-имодействия отдельных специалистов. Но этого недостаточно, потому что вопросы ес-ли и озвучиваются, то зачастую не решают-ся окончательно. Имеется в виду не разре-шение вопроса для какого-то конкретного случая, конкретного объекта, а завершение работы над ним на уровне разработки не-ких регламентирующих отраслевых доку-ментов. Вот это – проблема. Какие это во-

просы? Ну, например, в части РЗА: вопрос выполнения АПВ на кабельных заходах, ис-пользование DC/DC конвертеров для пита-ния оперативной блокировки и т.п. Кроме того, в процессе разработки РД мы часто сталкиваемся со специфическими вопро-сами, озвучивать которые в рамках кон-ференций не всегда позволяет регламент. К примеру: выполнение автоматического ускорения резервных защит АТ, телеуско-рения резервных защит ВЛ и т.д.

Вопросов может возникать огромное множество. Обусловлено это тем, что в разных энергосистемах, у разных орга-низаций (ОАО «ФСК ЕЭС», МЭС, ЦИУС, ОДУ, РДУ) зачастую есть свое видение от-дельных алгоритмов работы техники РЗА, при этом современная техника позволяет реализовывать практически любые алго-ритмы. А их нужно опробовать, проверить в эксплуатации, в некоторых случаях про-вести аттестацию. Нужно проводить се-рьезную работу, чтобы решения в разных регионах были по возможности одинако-выми с той целью, чтобы не допускать од-ни и те же ошибки несколько раз.

рЩ. Какие видятся подходы к решению данной проблемы?

А.А. В этом смысле мне очень нравится идея создания Вашего журнала и то, что журнал планирует принимать активное участие в становлении и функционирова-нии некой ассоциации релейщиков. Такой

тандем, конечно, не сможет решить про-блему в глобальном смысле. Это остается задачей заказчика. Но он сможет помочь заказчику объединить усилия организаций и отдельных ведущих специалистов и на-править их в нужное русло. Сейчас я объ-ективно понимаю: мы, как и большинство проектных организаций, не достаточно участвуем в обмене опытом.

рЩ. Алексей Георгович, раз уж мы за-говорили об опыте, расскажите, в разра-ботке каких проектов участвовала Ваша компания? Можете выделить какие-либо наиболее значимые? И какие интересные решения в части РЗА удалось внедрить?

А.А. За последние два года мы разрабо-тали около 25 проектов по ПС 220 кВ, около

15 по объектам 330 кВ и 500 кВ, за это время начали и сейчас продолжаем вести разра-ботку РД по примерно трети этих объектов.

К наиболее значимым проектам я бы отнес расширение ПС 750 кВ «Белый Раст», входящей в «Московское кольцо 500 кВ», строительство ПС «Емелино» 500 кВ под г. Екатеринбург, ПС 330 кВ «Восточная» и ПС 330кВ «Западная» в г. Санкт-Петербург, системный про-ект по г. Санкт-Петербург и Ленобласти, электроснабжение 24 насосных станций ВСТО-2. Можно перечислять достаточно долго. По сути, все работы, которые мы выполняем, являются очень важными, по-тому что речь всегда идет о системообра-зующих подстанциях.

Что же касается интересных решений по РЗА, то вряд ли я смогу Вас чем-то удивить. Например, на ПС 330кВ «Завод Ильич» в г. Санкт-Петербург мы приме-нили решение по установке терминалов управления присоединением в шкафы управления КРУЭ, частично обеспечив их связь с аппаратурой РЗА и АСУ ТП на ре-лейном щите по волоконно-оптическим ка-белям и тем самым уменьшив количество медных кабелей. Это не очень распростра-ненное пока решение, но и не «ноу-хау». Такое решение обсуждается и постепенно внедряется уже достаточно давно. Мы про-сто идем в ногу со временем.

Я бы выделил другое: работу в области принципиальных системных решений. На-

Мы не только считаем целесообразным, но и всегда принимаем посильное участие

в решении принципиальных вопросов, связанных с проектированием.

72 №1 декабрь 2008

ВЗГЛЯД

пример, системный проект «Разработка системно-технических решений по орга-низации диспетчерско-технологического управления, РЗА, ПА, АИИС КУЭ и систем связи для объектов г. Санкт-Петербург и Ле-нинградской области», разработанный нами

в 2007г., – это, на мой взгляд, очень серьез-ная, полезная работа, которая позволила ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Северо-Запада за-фиксировать принципиальные подходы по выполнению систем РЗА и ПА, конкретизи-ровав многое из того, что допускает вариант-ность в нормативных документах, спланиро-вать развитие систем связи, диспетчерского управления, учета электроэнергии, распре-делив необходимые инвестиции во времени и по объектам. В современных условиях та-кая систематизация очень важна.

рЩ. Учитывая загруженность Вашей организации, нельзя не затронуть активно обсуждаемый вопрос проблемы кадров в электроэнергетике. Ощущаете ли Вы та-кую проблему и как Вы ее решаете?

А.А. Да, проблема с кадрами есть. Ре-шаем мы ее, во-первых, так же, как все, –

путем постоянного поиска новых ключевых специалистов, набора в рабочие группы к таким специалистам молодых инженеров, только что окончивших институт. Это пер-вый уровень решения проблемы, второй уровень – это повышение эффективности

работы компании «Проектный центр Энер-го» как интегратора в целом.

Давайте рассмотрим это на примере ра-боты отдела РЗА. Вам это будет интерес-но, а я с помощью этого примера поясню то, о чем мы говорили в начале. В отделе в Московском офисе 8 инженеров, в пред-ставительствах – еще 4 инженера. Такой скромный на первый взгляд численный со-став, тем не менее, позволяет нам «пропу-скать через себя» очень большое количе-ство проектов разных стадий. Я не скажу, что отдел отвечает за документацию по всем проектам, которые выпускает компа-ния. Для этого есть ГИПы. Но отдел выпол-няет самые ответственные участки работы по своему разделу или, при необходимости, свой раздел целиком, если речь идет о про-ектировании особо ответственного энерго-объекта. Наряду с ГИПом отдел помогает

руководству правильно распределить ра-боты между субподрядчиками, находится в постоянном взаимодействии с основны-ми субподрядчиками по своему разделу, а это подразумевает консультации, провер-ку документации при необходимости, под-ключение к работе подрядчиков, если те не справляются и т.п. Вот это мы и называем «инжиниринг в проектировании».

Еще одним очень важным моментом в условиях недостатка кадров являет-ся правильное распределение функций внутри отдела. Я убежден, что хороших специалистов широкого профиля почти не бывает. Не стоит нацеливаться на вы-полнение работ, качество которых отдел не может гарантировать. У нас нет спе-циалистов по ПА в отделе, хотя это очень близкая к РЗА область. Значит, мы пока не разрабатываем проекты по ПА свои-ми силами. Начальник отдела – тот са-мый уникальный случай хорошего специ-алиста в нескольких смежных областях? Да. Значит, мы назначаем его начальни-ком департамента ИТС и СС, и он теперь курирует не только РЗА, но и разработку ПА, проектов по связи и т.д. А вот инже-нер по РЗА должен знать специальность от и до. Значит, мы перераспределяем зо-ны ответственности каждого из сотрудни-ков отдела из проекта в проект. Такой же принцип мы пытаемся воплотить в жизнь и в наших подрядных организациях.

ООО «Проектный центр Энерго» осуществляет функции генерального проектировщика.В этом направлении реализуются все виды проектных работ по реконструкции и новому строительству энергетических объектов любой сложности для сетей напряжением от 110 кВ и выше:

разработка проектно-сметной документации по строящимся и реконструируемым объектам;

разработка рабочей документации и проведение изыскательских работ; разработка схем энергоснабжения, схем выдачи мощности и схем развития

электрических сетей; согласование проектно-сметной документации в государственных и иных надзорных

инстанциях; авторский надзор на строящихся и реконструируемых энергетических объектах.

ООО «Проектный центр Энерго» занимается строительством объектов «под ключ». В рамках этого решаются следующие задачи:

рабочее проектирование; управление строительным процессом; комплексное оснащение строящихся объектов.

Базисом развития Компании является стремление к постоянному повышению качества проектирования, направленному на максимальное удовлетворение нужд Заказчика

Адрес: 125315, г. Москва, ул. Балтийская, д. 15,

БЦ «Алмазный»

Тел.: +7 (495) 234-23-49 +7 (495) 783-55-77 +7 (495) 980-80-00

Факс: +7 (495) 780-46-05

http: //www.pc-energo.ru

E-mail: [email protected]

Нужно проводить серьезную работу, чтобы решения в разных регионах были по-возможности одинаковыми с той целью, чтобы не допускать одни и те же ошибки несколько раз.

рек

лам

а

рек

лам

а

74 №1 декабрь 2008

ПРОБЛЕМА

Проблема обеспечения дальнего резервирования

Вопрос: Какие задачи и кем должны быть решены для разработки рекомендаций по принципам обеспечения дальнего резервирования при использовании современных устройств релейной защиты?

Представляется, что одной из важных тех-нических проблем релейной защиты, тре-бующей широкого обсуждения, является

обеспечение дальнего резервирования, допол-няющего ближнее резервирование. Согласно ПУЭ, к защитам предъявляется требование обе-спечения дальнего резервирования, если та-ковое возможно осуществить. Таким образом, наряду с выполнением полноценного ближнего резервирования, обладающего высоким быстро-действием, необходимо рассмотреть и реализо-вать возможности обеспечения дальнего резер-вирования, которое в силу рассредоточенности резервирующих объектов обладает большей на-дежностью, чем сосредоточенная система ближ-него резервирования, что существенно в экстре-мальных условиях.

Невыполнение требований дальнего резер-вирования защитами данной подстанции требу-ет усиления ближнего резервирования на дру-гих, возможно, не соподчиненных, подстанциях/станциях, что при рыночных отношениях создает определенные трудности.

Проблему резервирования сегодня следует решать с учетом использования микропроцес-сорных терминалов, которые обладают суще-ственно большим техническим совершенством по сравнению с традиционными устройствами защит и в настоящее время достаточно широко внедряются. На отечественном рынке имеется достаточно большой ассортимент микропроцес-сорных защит различных фирм.

Терминалы всех фирм содержат не менее пяти ступеней дистанционных органов от всех видов КЗ, имеющих четырехугольную характеристику, широкий диапазон независимого регулирования сопротивлений срабатывания по реактивной и активной осям и возможность отстройки от со-противлений нагрузки путем «вырезания» соот-ветствующей области. Указанное существенно расширяет возможности осуществления даль-него резервирования, поскольку выбор уставок, необходимых для срабатывания дистанционных органов в области удаленных КЗ практически не зависит от нагрузки защищаемого элемента.

Терминалы, помимо дистанционной защиты от КЗ на землю, содержат четыре направленные/ненаправленные ступени токовых защит нуле-вой последовательности с независимыми вы-держками времени. При этом, используя при необходимости имеющиеся в терминалах до-полнительные функции, можно выполнить пя-тую ступень. Одновременно в терминалах име-ется возможность выполнить некоторые ступени с зависимой характеристикой выдержки време-ни, вид которой устанавливается пользователем согласно приведенным алгоритмам. Представ-ляется перспективным выполнение резервирую-щих ступеней с использованием логарифмиче-ски зависимой характеристики.

Новая техника раскрывает достаточно широ-кие возможности осуществления дальнего резер-вирования, однако в настоящее время отсутству-ют положения о принципах их использования.

АвторПетров С. Я.

Петров С.я., главный эксперт ЗАО «ОРЗАУМ»

№1 декабрь 2008 75

Задайте вопрос или выскажите личное мнение по темеДля этого заполните форму, представленную на оборотной стороне, и отправьте ее нам:

Почтой России по адресу: 125252, Москва, ул. Новопесчаная, 17/7, корпус 23, офис 200

По факсу (499) 157-24-12,

Электронной почтой по адресу [email protected]

Семенов А. И.начальник департамента информационно-технологических систем и систем связи ооо «Проектный центр Энерго»

Требования нормативных документов в части дальнего резервирования не менялись уже

несколько десятков лет и, естественно, не учиты-вают как кардинальное изменение техники и тех-нологии релейной защиты, так и изменившейся ситуации с показателями надежности ближнего резервирования. И, как следствие, тема, подни-маемая корифеем релейной защиты Петровым Сергеем Яковлевичем, более чем актуальна.

Задача обеспечения дальнего резервирова-ния должна решаться не в рамках конкретного энергообъекта, а в рамках всей сети, а при про-ектировании релейной защиты энергообъектов проектные организации должны использовать действующие на настоящий момент времени нормативные документы, которые, как отмеча-лось ранее, устарели. Только при таком подходе возможно внедрение решений по обеспечению дальнего резервирования, в частности, указан-ного Петровым Сергеем Яковлевичем решения по использованию ступеней с зависимой харак-теристикой выдержки времени. С учетом теку-щего разделения энергообъектов РФ по различ-ным собственникам разработка нормативных документов в части дальнего резервирования и дальнейшее воплощение разработанных требо-ваний при проектировании должно выполняться с непосредственным участием СО ЕЭС (в том числе ОДУ, РДУ).

При этом нужно понимать, что разработан-ные новые решения по обеспечению дальнего резервирования могут потребовать реализации новых алгоритмов как в устройствах релейной защиты отечественных производителей, так и в устройствах релейной защиты зарубежных про-изводителей.

76 №1 декабрь 2008

ПРОБЛЕМА

Уважаемый Сергей Яковлевич затронул один из актуальных вопросов развития релейной защи-

ты, а именно тему реализации дальнего резервиро-вания в электрических сетях. Во многих публикациях освещается актуальность данной темы, но универ-сального решения пока нет. Действительно, дальнее резервирование подразумевает ликвидацию повреж-дений защитой смежного элемента в случае отказа защиты или коммутационной аппаратуры смежного поврежденного элемента. Но для линий электропе-редачи смежными элементами могут быть не только другие присоединения, отходящие от подстанции уда-ленного конца, но также и отпаечные трансформато-ры, находящиеся на линии. Как правило, отпаечные трансформаторы на стороне высокого напряжения не имеют выключателей, а их защита действует на короткозамыкатель, который создает искусственное КЗ, создавая условия для срабатывания резервных защит линии.

Если для сетей 220 кВ и выше вопросы дальнего резервирования можно решить с помощью совре-менных устройств релейной защиты (обычно это дис-танционная защита), которые обладают рядом преи-муществ по сравнению с традиционными (большое количество ступеней, полигональные характеристики срабатывания и т.д.), то для линий с отпаечными под-станциями ситуация другая.

Осуществить защитами линий дальнее резерви-рование при замыкании в трансформаторе отпайки сложнее, чем при замыкании на линиях. Это связано с ограниченными возможностями достижения необхо-димой чувствительности защит линий и обусловлено тем, что нагрузка линии, определяющая параметры срабатывания последних ступеней защиты линий 110–220 кВ, в большинстве случаев значительно превыша-ет номинальную мощность трансформатора отпайки.

Исходя из этого, предлагается при разработке ре-комендаций по обеспечению дальнего резервирова-ния рассмотреть вопрос о защите дальнего резерви-рования отпаечных трансформаторов, как смежных элементов линии электропередачи. Не стремиться применять одни и те же принципы для дальнего ре-зервирования защиты линии и отпаечных трансфор-маторов, поскольку это разные элементы энерго-системы. Для обеспечения полноценного дальнего резервирования на линиях с отпайками использовать современные устройства, которые используют адап-тивные алгоритмы, что снимает проблему ограниче-ния чувствительности нагрузочным режимом линии.

Павлов А. О.к.т.н., начальник отдела рЗА ооо «нПП Бреслер»

Ваш вопрос или мнение:

Пожалуйста, укажите следующую информацию о себе:

Ф.И.О.:

Организация:

Занимаемая должность:

Контактные данные:

рек

лам

а

78 №1 декабрь 2008

ЛЮДИ И ДАТЫ

Релейная защита: взгляд в прошлое

Совершенствование устройств ре-лейной защиты (РЗ) непосред-ственно связано с общим про-

грессом электроэнергетики, ставившей перед РЗ все новые и новые задачи.

Задача обеспечения надежной защи-ты электрооборудования встала перед энергетиками с первых дней развития отрасли.

Первая высоковольтная линия элек-тропередачи (ВЛ) трехфазного пере-менного тока была построена под ру-ководством выдающегося русского инженера Михаила Осиповича Доливо-Добровольского. Высоковольтная линия электропередачи длиной 170 км и на-пряжением 15 кВ соединила ГЭС близ местечка Лауфен с городом Франкфурт-на-Майне, где проходила Международ-ная электротехническая выставка.

В числе других элементов на ВЛ были смонтированы и устройства ее защиты от повреждений.

Официальный пуск ВЛ состоялся 25 августа 1891 г. Однако перед пуском ВЛ возникли неожиданные затруднения. Дело в том, что ВЛ пересекла террито-рии четырех германских земель, и мест-ные власти очень опасались высокого напряжения. Люди испытывали страх перед деревянными столбами с таблич-ками, на которых был изображен череп. Люди очень опасались обрыва прово-да и падения его на землю, хотя было разъяснено, что все меры безопасности предусмотрены и ВЛ надежно защище-на. Тогда М. О. Доливо-Добровольскому пришлось провести опасный, но убе-дительный эксперимент. На границе двух земель собрались представите-ли местных властей. Включили ВЛ под напряжение и на глазах у всех присут-ствующих искусственным путем обо-рвали провод, который с яркой вспыш-кой упал на рельсы железной дороги. М.О. Доливо-Добровольский сейчас же подошел и поднял провод голыми ру-ками – настолько он был уверен, что спроектированная им защита сработа-ет надежно. Это было первое короткое замыкание и первое правильное сра-

батывание РЗ, но чтобы этого достичь, учеными и практиками была проделана большая работа.

Самые первые «релейщики» – разра-ботчики теории и конструкции электро-измерительных приборов, реле.

1751 г. Г. В. Рихманом создан первый измерительный прибор – электроскоп, который уже содержал основной прин-цип построения измерительного при-бора и реле: взаимодействие двух сил,

АвторПуляев В. И.

Высоковольтная линия пересекла территории четырех германских земель, и местные власти очень опасались высокого напряжения. Люди испытывали страх перед деревянными столбами с табличками, на которых был изображен череп.

№1 декабрь 2008 79

ЛЮДИ И ДАТЫ

одна из которых является функцией из-меряемой величины, а другая функцией положения подвижной части.

1757 г. М. В. Ломоносов, изучая элек-трические явления, дал идею исполь-зования сил взаимодействия элек-трических токов для построения элек троизмерительных приборов.

1832 г. Русским ученым П. Л. Шил-лингом был впервые разработан и по-строен аппарат (прототип реле). Этот аппарат составил существенную часть вызывного прибора в изобретенном им телеграфе.

1833–1844 гг. Русские ученые Э. Х. Ленц и Б. С. Якоби создали учение об элек-тромагнитной индукции, дав, таким об-разом, предпосылки для построения ин-дукционных приборов и реле.

1837 г. Аппарат получил примене-ние в телеграфии, в связи с чем, по-видимому, и получил наименование «реле» (французское слово relais в пер-воначальном смысле соответствовало

русским выражениям «перекладные ло-шади», «почтовая станция», где стояли сменные лошади).

1845 г. Немецкий физик Г.Р. Кирхгоф сформулировал основные законы рас-чета сложных электроэнергетических систем.

Широкое применение для защит реле получают в начале XX столетия.

В истории развития отечественной техники РЗ непосредственную роль сы-грали две мировые войны и либерали-зация экономики. В 1888 г. в Риге был создан завод Всеобщей электрической компании (ВЭК). Во время Первой ми-ровой войны летом 1915 г., когда не-мецкие войска приблизились к городу, завод был эвакуирован в Харьков, где был образован Харьковский электро-механический завод (ХЭМЗ). Во время Великой Отечественной войны, когда осенью 1941 г. немецкие войска при-близились к Харькову, несколько цехов завода, в том числе и цех, где изготов-лялись реле защиты, были эвакуирова-ны в Чебоксары. До 1992 г. Чебоксар-

ский электроаппаратный завод (ЧЭАЗ) был единственным заводом производи-телем и поставщиком техники РЗА для электроэнергетической отрасли СССР. С 1992 г. в России появилось несколько фирм разработчиков, производителей и поставщиков техники РЗА.

Важную роль в развитии РЗА игра-ли и играют эксплуатационные службы РЗА.

Первая служба РЗА была образована в УСЭ (Ленэнерго). Приказом от 4 октя-бря 1928 года первым заведующим ре-лейной службой был назначен Прилуц-кий Иван Иванович. В то время в службе работали Рыжов П. И., Иванов В. И., ав-тор первой в СССР книги по релейной защите (1931 г.), и другие выдающиеся «релейщики». Многие устройства, раз-работанные инженерами службы в то время (конец 20-х – начало 30-х годов), являются прообразами существующих и ныне устройств релейной защиты и автоматики.

Михаил Осипович Доливо-Добровольский (2.01.1862–15.11.1919)

Родился в России, работал в Германии. Из-за участия в сту-денческом движении он был ис-ключен из университета и поехал учиться в Германию, где в 1884-м окончил с отличием высшее тех-ническое училище в Дармштадте и поступил на работу конструк-тором на заводы электротех-нической компании Deutsche Edison-Gesellschaft für angewandte Elektricität (впоследствии фирма AEG; с 1909-го – директор этой фирмы). Доказал оптимальность системы трехфазного тока, по-строил первый трехфазный гене-ратор переменного тока и создал трехфазный асинхронный двига-тель (1888–1889), построил пер-вую трехфазную систему переда-чи электроэнергии (1891).

Электротехника того времени использовала постоянный ток. Михаилу Осиповичу Доливо-Добровольскому и Николе Тес-ла принадлежит честь создания генераторов переменного тока, которые совершили революцию в электротехнике. В 1889 году Доливо-Добровольский построил трехфазный двигатель и электри-ческую систему, по которой пере-дается трехфазный ток напряже-нием 8500 В, мощностью 220 кВт на расстояние 175 км. Он постро-ил ее всего за один год.

Доливо-Добровольский пер-вым обнаружил, что самый эко-номичный способ передачи энергии на расстояние — сверх-высокие напряжения в миллио-ны вольт и постоянный ток. Вы-нужденный эмигрировать из России, Доливо-Добровольский почти всю жизнь прожил в Гер-мании, но не отказался от русско-го подданства.

Пуляев Виктор иванович, заместитель начальника Департамента информационно-технологических систем –

руководитель направления аналитики, мониторинга и эксплуатации ИТС ОАО «ФСК ЕЭС»

В истории развития отечественной техники релейной защиты непосредственную роль сыграли две мировые

войны и либерализация экономики.

Агентство «Роспечать»

72240

«Пресса России»

41485«Межрегиональное

агентство подписки»

11447

Наименование организации:

Юридический адрес:

ИНН: КПП:

Тел.: ( ) Факс: ( ) E-mail:

Контактное лицо (Ф.И.О.):

Информация для получения журнала по почте

Получатель журнала в организации (должность/отдел, Ф.И.О):

Адрес для доставки:

только ПодПиСчикАМ:

гарантированное получение всех выходящих номеров журналов бесплатный доступ к электронным архивам журналов приглашение на мероприятия, проводимые под эгидой журналов

(«круглые столы», конференции и т.д.)Предложение действительно на период подписки

Вы можете оформить подписку на журналы «ЭНЕРГОЭКСПЕРТ» и «РЕЛЕЙЩИК» через редакцию, отправив заполненную заявку удобным для Вас способом (по факсу (499) 157-24-12, e-mail [email protected] или по-чте по адресу: 125252, Москва, ул. Новопесчаная, д. 17/7, корп. 23, оф. 200), либо в любом почтовом отделении через подписной каталог.

По всем вопросам обращайтесь к менеджеру по подписке – тел. (499) 157-50-59

ПодПиСкА нА жУрнАл «ЭнергоЭкСПерт» В ПочтоВоМ отделении

(почтовый индекс) (почтовый адрес)

Подписка на 2009 год

Количество экземпляров:

Подписной период (отметьте необходимое):

Подписка на I полугодие 2009 г. (3 номера) – 1350 рублей

Подписка на 2009 г. (6 номеров) – 2700 рублей

Стоимость подписки включает НДС и цену доставки

Стоимость одного номера – 450 рублей

Подписка возможна с любого номера журнала

Количество экземпляров:

Подписной период (отметьте необходимое):

Подписка на I полугодие 2009 г. (2 номера) – 1600 рублей

Подписка на 2009 г. (4 номера) – 3200 рублей

Стоимость подписки включает НДС и цену доставки

Стоимость одного номера – 800 рублей

Подписка возможна с любого номера журнала

Аналогичный бланк подписки можно заполнить на сайте журнала www.energyexpert.ru

Спецпредложение! Стоимость годовой подписки на оба журнала составляет 4799 руб!

ПодПиСкА череЗ редАкциЮ нА жУрнАлы

новая техника: Какие новые устройства систем релейной защиты и автоматики, АСУ ТП и АИИС КУЭ появились на рынке? Какие пре-имущества дает новая техника? Каким образом наиболее эффективно применять новые решения при проектировании систем РЗА, АСУ ТП и АИИС КУЭ? Какие особенности новой техники должны быть извест-ны эксплуатационному персоналу? Эксплуатация и техническое об-служивание: Как создать эффективную систему эксплуатации и тех-нического обслуживания устройств систем РЗА, АСУ ТП и АИИС КУЭ? Какое оборудование и как наиболее эффективно применять для тех-нического обслуживания устройств? нормативно-техническое обе-спечение: Разработка каких нормативно-технических документов в области РЗА, ПА, АСУ ТП и АИИС КУЭ производится в настоящий мо-мент времени? Кто занимается разработкой нормативно-технических документов и кто должен этим заниматься? Проектирование: Как проектировать системы РЗА, АСУ ТП и АИИС КУЭ, опираясь на со-временную технику и технологии? Как обеспечить унификацию тре-бований и решений по проектированию систем РЗ, АСУ ТП и АИИС КУЭ и необходимо ли это на самом деле? Аттестация устройств и систем: Каким должен быть подход к аттестации новых устройств и систем в условиях широкого внедрения современной техники? ЭМС: Каковы источники электромагнитных помех и каково их вли-яние на современные устройства систем РЗА, ПА, АСУ ТП и АИИС КУЭ? Как обеспечить электромагнитную совместимость? Современ-ные программные комплексы: Какие современные программные комплексы и для каких целей можно использовать при разработке и проектировании систем РЗА, ПА, АСУ ТП и АИИС КУЭ? Стандарт МЭк 61850: В сетях какого уровня напряжения применение стандар-та МЭК 61850 является целесообразным? Какими должны быть тре-бования к проектной документации при разработке систем на базе стандарта МЭК 61850? Каковы проблемы эксплуатации и техниче-ского обслуживания систем на базе стандарта МЭК 61850? Каков за-рубежный опыт проектирования систем на базе данного стандарта?

В журнале «Релейщик» в следующем году мы расскажем

рек

лам

а

52 МЭК 61850 - Цифровая подстанцияdigitalsubstation.com › wp-content ›...

Documents

Transcript of 52 МЭК 61850 - Цифровая подстанцияdigitalsubstation.com › wp-content ›...