Журнал «релейная защита и автоматизация» №1 (02) 2011 by РИЦ "СРЗАУ"

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

«Релейная защита и автоматизация» – научно-практическое издание. №01 (02), 2011 год, март. Периодичность: 4 раза в год. Тираж: 3000 экз. Издатель: ООО «Рекламно‑издательский центр «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» (ООО «РИЦ «СРЗАУ»). Учредители: ООО НПП «ЭКРА», ООО «НПП Бреслер», ООО «НПП «Динамика», ЗАО «ОРЗАУМ», НП «СРЗАУ». Состав редакционной коллегии: Главный редактор – Белотелов Алексей Константинович, к.т.н., президент НП «СРЗАУ». Выпускающий редактор – Иванова Наталия Анатольевна. Члены редакционной коллегии: Арцишевский Ян Леонардович, к.т.н., доцент – МЭИ (Технический университет); Дорохин Евгений Георгиевич – филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ; Журавлев Евгений Константинович – ОАО «Ивэлектроналадка»; Илюшин Павел Владимирович – ОАО «Холдинг МРСК»; Караулов Александр Александрович – ОАО «ВНИИАЭС»; Левиуш Александр Ильич, д.т.н. – ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; Любарский Дмитрий Романович – институт «Энергосетьпроект»; Маргулян Александр Михайлович – ЗАО «НОВИНТЕХ»; Нагай Владимир Иванович, д.т.н., профессор – Южно-Российский государственный технический университет; Орлов Юрий Николаевич – филиал ОАО «ИЦ ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС»; Петров Сергей Яковлевич – ЗАО «ОРЗАУМ»; Пуляев Виктор Иванович – ОАО «ФСК ЕЭС»; Шевцов Виктор Митрофанович, к.т.н., профессор, член СИГРЭ – Чувашский государственный университет; Шуин Владимир Александрович, д.т.н., профессор – Ивановский государственный энергетический университет. Редакция журнала: Адрес: 428003, Россия, Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр-кт И. Яковлева, 3, тел.: (8352) 226-394, 226-395 e-mail: ina@srzau-ric.ru Главный редактор: тел.: (495) 984-29-05, добавочный 231 e-mail: info@srzau-np.ru Печать: ООО «НН ПРЕСС», 428031, Россия, г. Чебоксары, пр-д Машиностроителей, д. 1с. Редакция не несет ответственности за достоверность рекламных материалов. Рекламируемая продукция подлежит обязательной сертификации и лицензированию. Перепечатка, цитирование и копирование размещенных в журнале публикаций допускается только со ссылкой на издание. Регистрационное свидетельство ПИ № ФС77-44249.

Уважаемые коллеги и читатели журнала! Время летит неумолимо быстро. Кажется недавно на выставке «Электрические сети России-2010» мы представляли Вам новый проект Некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» – журнал «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ». Мы, конечно, волновались по поводу того, как воспримут и оценят этот новый журнал специалисты электроэнергетической отрасли. Но сегодня мы можем с полной уверенностью сказать, что наши надежды оправдались и журнал постепенно приобретает популярность. В очередном номере журнала представлены статьи как ставших уже постоянными, так и новых авторов по актуальным вопросам разработки, внедрения и эксплуатации систем РЗА, ПА и АСУ ТП. Не обойдены вниманием вопросы интеграции цифровых устройств РЗА в АСУ ТП и практического применения стандарта МЭК 61850. В рубрике «СОБЫТИЯ» мы знакомим с прошедшими и, на наш взгляд, знаковыми мероприятиями, и, конечно, не могли обойти вниманием такое событие, как 10-летие активного функционирования форума релейщиков в Интернете. Основу журнала составляют две крупные рубрики «НАУКА» и «ПРАКТИКА». Однако эти две рубрики взаимосвязаны, и отнесение статей к той или иной рубрике порой имеет условный характер. В статьях, опубликованных в рубрике «ПРАКТИКА», часто присутствуют элементы научных исследований, а в статьях, опубликованных в рубрике «НАУКА», используется практический опыт. В связи с участившимися случаями системных аварий за прошедшее десятилетие представляет интерес статья «Крупные аварии в ЭЭС: причины и меры противодействия им». Эта тема будет продолжена в последующих выпусках журнала. Кстати, один из авторов этой статьи – М.И. Успенский, входил в состав организаторов и был активным участником научно-технического семинара 1975 года «Применение управляющих ЦВМ для выполнения функций релейной и технологической защиты и противоаварийной автоматики в электроэнергетических системах». Информация о семинаре, вместе с фотографией участников, представлена в рубрике «ИСТОРИЯ. Давайте вспомним». После рассмотрения одним из наших постоянных авторов проекта Концепции цифровой подстанции у него родилась оригинальная идея по Системе Безопасности цифровых подстанций, и он делится своими размышлениями на страницах журнала. Вопросы аттестации или добровольной сертификации электрооборудования, поставляемого на объекты электроэнергетики, волнуют не только их производителей, но и эксплуатацию. Поэтому надеемся, что эта тема в дальнейшем будет продолжена. Мы планируем также в последующих номерах журнала акцентировать внимание на кадровых проблемах в электроэнергетике и продолжить тему обеспечения надежности функционирования систем РЗА ЕЭС России в условиях нахождения в эксплуатации 90% электромеханических аналоговых устройств РЗА. Уважаемые читатели! Ждем от Вас откликов и публикаций на волнующие Вас темы. Для нас очень важна обратная связь. С уважением, главный редактор Алексей Белотелов

01 / Ноябрь 2010

CОДЕРЖАНИЕ:

стр.

1. События: •  Молодежная научно-практическая конференция . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04 • Выставка «Электрические сети России-2010» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 06 • Общение релейщиков в Интернете (Форумы «Советы бывалого релейщика») . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 • Поздравляем . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2. Наука: Релейная защита: •  Митрофанов О.В., Варганов П.Г. Интеграция микропроцессорных блоков РЗА серии БЭМП в АСУ ТП с помощью «ЧЭАЗ OPC DA Сервер» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 •  Вдовин С.А. , Шалимов А.С. Применение резервных токовых защит для шунтирующих реакторов 110-220 кВ. . . . . . . . . . . . . . 18 •  Гарке В.Г., Исаков Р.Г. Ступенчатые токовые защиты распределительных сетей с зависимой характеристикой срабатывания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 АСУ ТП: •  Гарке В.Г., Жегалов А.А. Способ мониторинга и диагностики высоковольтных выключателей в автоматическом режиме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 Аналитика: •  Успенский М.И., Смирнов С.О. Крупные аварии в ЭЭС: причины и меры противодействия им . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Автоматика: •  Козлов В.Н., Петров М.И. Дугогасящие реакторы в сетях среднего напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 3. Практика: Релейная защита: •  Исаев В.В., Никитин И.А. Релейная защита установок плавки гололеда . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Стандарт МЭК 61850: • Зайцев Б.С. Актуальные вопросы комплексной проверки устройств РЗА, использующих стандарт МЭК 61850 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Оперативный ток: •  Галкин И.А., Турханов К.В., Иванов А.Б. Реле контроля симметрии аккумуляторной батареи ООО НПП «ЭКРА» типа РСАБ-01М . . . . . . . . . 50 •  Семёнов Д.А., Быков К.В. АВР в системе собственных нужд переменного тока 0,4 кВ на подстанциях и электростанциях . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 Аттестация: • Босенко В.И., Горохов А.Л. Вопросы аттестации нового оборудования. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 Эксплуатация: •  Щедриков Б. Д. Система безопасности цифровой подстанции (мысли вслух) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 4. Представляем партнеров НП «СРЗАУ»: •  ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 •  ООО «Энергопромавтоматизация» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 •  ЗАО «ОРЗАУМ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 •  ООО «РЗА СИСТЕМЗ» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 5. История: •  Фотография напомнила . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 6. Внимание: фотоконкурс. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .67 7. Требования к оформлению статей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 8. Подписка на журнал . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

научно‑практическое издание

СОБЫТИЯ

Конференции

МОЛОДЕЖНАЯ НАУЧНОПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ

7-9 декабря 2010 года в Филиале ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана прошла ежегодная V открытая молодежная научно-практическая конференция «Диспетчеризация в электроэнергетике: проблемы и перспективы», посвященная Дню энергетика.

Целями конференции являлись обмен опытом и развитие научно-технического потенциала молодежи, выявление учащихся вузов и молодых специалистов, обладающих высокими аналитическими и организационными способностями, для включения их в кадровый резерв филиалов Системного Оператора и энергокомпаний Республики Татарстан. Тематика представленных докладов охватывала проблематику всех основных направлений функционирования электро- и теплоэнергетики, влияющих на надежность функционирования и режимы как энергосистемы в целом, так и отдельных энергоустановок. 4

01 / Март 2011

В конференции приняли участие молодые специалисты ОДУ и РДУ операционной зоны ОДУ Средней Волги и ОДУ Урала, а также студенты, аспиранты и преподаватели Самарского государственного технического университета, Казанского государственного технического университета (КАИ), Казанского государственного энергетического университета и Уральского федерального университета, молодые специалисты ОАО «Сетевая компания» (Татарстан), ОАО «ТГК-6», ООО «НкТЭЦ», ОАО «Татнефть», ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС», ООО НПП «ЭКРА», сервисных и проектных предприятий Холдинга «КЭР-Инжиниринг». На конференции было представлено и заслушано 39 авторских работ. Кроме этого, в формате заочного участия, рассмотрены 36 авторских работ. По итогам конференции экспертной комиссией, состоящей из руководителей РДУ Татарстана и Башкирского РДУ, специалистов ОДУ Средней Волги и РДУ Татарстана, профессоров и руководителей КГЭУ, были выбраны лучшие доклады и вручены ценные призы молодым специалистам (3 премии) и студентам вузов (3 премии). Был также отдельно отмечен ряд работ молодых специалистов по критериям: новизна и актуальность, практическая значимость, личное участие в реализации описанных задач, и их авторы тоже получили призы.

СОБЫТИЯ

Конференции

Экспертная комиссия приняла решение о награждении всех участников молодежной научно-практической конференции дипломами за активное участие и ценными подарками. Актуальность, практическая значимость представленных работ и заинтересованность всех участников в данном формате обмена опытом предопределили успех этой конференции. Экспертной комиссией был отмечен возросший уровень представленных работ, практически всех участников конференции по сравнению с предыдущими годами. Необходимо отметить, что результатом предыдущих конференций стало назначение на руководящие должности или повышение в должности многих ее участников. Так, в РДУ Татарстана четверо участников предыдущих конференций были назначены на должности начальников отделов, пятеро повышены в должности, двое зачислены в кадровый резерв руководящих работников Филиала. Учитывая накопившийся опыт Филиала ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана в проведении данных конференций, был поставлен вопрос о проведении в 2011 году VI открытой Всероссийской молодежной научно-практической конференции в г. Казань. По материалам Пресс-релиза Филиала ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана.

научно‑практическое издание

СОБЫТИЯ

Выставки

ВЫСТАВКА «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ РОССИИ-2010» С 30 ноября по 3 декабря 2010 года в выставочном павильоне ВВЦ № 69 в г. Москва прошла очередная международная выставка «Электрические сети России-2010». Как всегда, она стала авторитетной площадкой для демонстрации достижений и обмена опытом у компаний, работающих в области передачи и распределения электроэнергии. Проведение ежегодной выставки и семинара «Электрические сети России» стало хорошей традицией и является для всех энергетиков значимым событием. Прошедшая выставка и конференция не явилась исключением и собрала рекордное количество (свыше 400) организаций-участников. Количество посетителей выставки за время ее работы составило около 26 тысяч. Деловой и значимый характер выставке и проведенным в ее рамках семинарам придало участие руководства Министерства энергетики РФ и двух крупных компаний электросетевого комплекса России – ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК». И конечно, во главу угла были поставлены вопросы инновационных подходов в области передачи и распреде-

01 / Март 2011

ления электроэнергии, а также модернизации всего электросетевого хозяйства на основе новой техники и технологий. Каждый из участников выставки демонстрировал свои достижения в области развития, проектирования, внедрения, диагностики и эксплуатации цифровых систем релейной защиты, противоаварийной автоматики и интегрированных систем управления. Естественно, основное внимание было уделено реализации стандарта МЭК 61850 в системах РЗ, ПА и АСУ ТП. Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» также приняло самое активное участие в выставке и проводимых семинарах: 17 из 18-ти организаций-членов Партнерства показали свои достижения на стендах. Надо сказать, что многие участники выставки не только преследовали цель рекламы своего продукта и приобретения заказчика. Для них было важно живое общение с конкурентами, в спорах и дискуссиях с которыми порой рождались новые идеи и решения. На время работы выставка практически превратилась в клуб по интересам. Специалисты организаций-членов Партнерства приняли участие в работе семинара и выступили с докладами на секциях: «Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики» (секция №3) и «АСУ ТП и информатизация, связь и АСКУЭ» (секция №4). К сожалению, одновременная и раздельная работа указанных секций создавала некоторые неудобства участникам семинара.

СОБЫТИЯ

Выставки

Широко обсуждаемые темы цифровых подстанций и реализации протокола МЭК 61850 на секции №4 интересовали также участников секции №3, которые вынуждены были периодически перемещаться из зала в зал. В первый же день работы выставки Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» провело презентацию первого номера нового журнала «Релейная защита и автоматизация». Журнал вызвал большой интерес, и к моменту выпуска второго номера он уже приобрел популярность в среде специалистов по соответствующей тематике. В последний день работы выставки состоялось ее торжественное закрытие с подведением итогов, и на нем выступил Председатель Правления ОАО «ФСК ЕЭС» Олег Михайлович Бударгин. В связи с переводом ОАО «ФСК ЕЭС» на 5-летнее планирование он подробно остановился на планах модернизации и нового строительства электрических сетей на основе современных технологий. При этом была отмечена необходимость привлечения прикладной науки и активизации научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. В завершение были подведены итоги конкурса на лучшие разработки. Награждение победителей конкурса проводил О.М. Бударгин. Он лично поздравил победителей конкурса и пожелал им дальнейших успехов в работе. Отрадно отметить, что в номинации «Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики» все три призовых места заняли члены нашего Партнерства:

научно‑практическое издание

СОБЫТИЯ

Выставки

I место – «Радиус Автоматика» за разработку устройства определения мест повреждения на ЛЭП «Сириус-2-ОМП», использующее методы одностороннего и двустороннего замеров с достоверизацией данных. II место – НПП «ЭКРА» за разработку полной номенклатуры устройств РЗА сети 110-750 кВ с поддержкой протокола МЭК 61850. III место – НПП «Динамика» за разработку испытательного комплекса РЕТОМ-61 с функцией анализа передаваемых сигналов в виде GOOSE-сообщений, имитирующих работу различных терминалов РЗА по МЭК 61850. Поздравляем и наших коллег, занявших призовые места в номинации «Автоматизированные системы управления и связь»: I место – ООО «НПП “Микроника”» за разработку и представление комплексного решения по автоматизации электроэнергетических объектов (подстанций и Центров управлений

01 / Март 2011

СОБЫТИЯ

Выставка

сетями) на базе единой унифицированной линейки оборудования. II место – ОАО «НИИПТ» за разработку эмуляторов для отладки и тестирования систем автоматизации цифровых подстанций на базе стандарта МЭК 61850. III место – ООО «Пауэр Грид Инжиниринг» (Россия). Открытие года. За перспективные решения в области применения Автоматизированной системы диспетчерскотехнологического управления в интеллектуальных сетях Smart Grid. Прошедшая выставка и семинары показали, что российская электроэнергетика обладает значительным научно-техническим потенциалом для своего развития, а отечественные производители электротехнического оборудования являются серьезными конкурентами для их зарубежных коллег. А.А. Нечаева

научно‑практическое издание

СОБЫТИЯ

Форум

ОБЩЕНИЕ РЕЛЕЙЩИКОВ В ИНТЕРНЕТЕ (ФОРУМЫ «СОВЕТЫ БЫВАЛОГО РЕЛЕЙЩИКА») Семнадцать лет назад впервые появился Рунет как одна из ветвей всемирной «паутины» – Интернета. Вскоре появился и первый из русскоязычных сайтов, посвященных релейной защите, созданный под эгидой ЦДУ ЕЭС России. Примерно в это же время на этом ресурсе появился и форум, посвященный данной тематике – «Советы бывалого релейщика» . Первое сообщение, которое удалось сохранить, датируется 21 сентября 2000 года – именно эту дату можно считать и днем рождения форума. С сентября 2000 по март 2007 года форум располагался на разных бесплатных сервисах (http://www.webboard.ru/ wb.php?board=4121&ord=1, http://rza.e7e.info/, он же http://cdu.elektra.ru/RZA/opit, http:// offtop.ru/rza/). Особую актуальность тема релейной защиты и автоматики (РЗиА) в Интернете приобретает в нынешних условиях. На смену СССР пришли независимые государства и их энергосистемы, имевшие в своем составе генерацию, распределение электроэнергии, сервисное обслуживание и подготовку кадров, также раздробились на независимые бизнесы. В этих условиях особое значение приобрел альтернативный путь неформальной подготовки кадров – сайты и форумы РЗиА. Вот что написал по этому поводу Алексей Николаевич Владимиров, создатель форума «Советы бывалого релейщика»: «Идея витала в воздухе. Ее надо было просто воплотить в жизнь. И чем дольше работаешь в области РЗиА, тем очевиднее тот факт, что релейная защита и автоматика – это не только устройства, но и люди. Их опыт и знания. То, чему, к сожалению, учат в институтах (прямо по А. Райкину), практически является только фундаментом, а все остальное – это опыт. Специалисты-релейщики на подстанциях и электростанциях по жизни разобщены. Они могут подсказать или научить правильно об-

01 / Март 2011

ращаться с устройствами РЗА только рядом работающих релейщиков. С реформой электроэнергетики перестал существовать механизм оповещения о выявленных дефектах и неисправностях устройств РЗА (в Минэнерго СССР было Главное техническое управление, выпускавшее противоаварийные и эксплуатационные циркуляры, в том числе и по РЗА). И можно считать, что к 2000 году вызрела идея перевести борьбу с неисправностями и обмен опытом эксплуатации в Интернет и создать форум. Чтобы не связываться с нашими «вычислителями», воспользовались бесплатными сервисами. Так появился первый форум релейщиков, а потом было еще несколько клонов, ведь бесплатные ресурсы не вечны». С марта 2007 года по январь 2011 года форум базировался на бесплатной площадке http://rza.communityhost.ru/, и особых проблем в его работе не наблюдалось. Но был один, очень знакомый релейщикам, существенный недостаток – это «надежность», а точнее, её отсутствие. С форума то и дело безвозвратно пропадали темы, и с этим ничего нельзя было сделать, ведь хозяева сервиса бесплатных форумов не несут никакой ответственности за сохранность всех сообщений. Такое положение вещей многих не устраивало. В начале 2011 года группа энтузиастов начала «опыты» по тестированию программного обеспечения для организации нового форума, спустя некоторое время была создана современная версия форума, которая сохраняет цели и традиции, сформировавшиеся

СОБЫТИЯ

Форум

за все годы существования форумов на старых площадках. Обновленные форумы располагаются по адресам RZIA.RU и РЕЛЕЙЩИК.РФ. Круг рассматриваемых вопросов – от сигнализации в КРУ и выборе сечения контрольного кабеля до философии построения УРОВ в различных проектах. В дополнение к классическим вопросам РЗиА, на форуме большое внимание уделяется теме малой генерации, устройствам передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) и ВЧ-связи, вопросам по СОПТ и по методам проверок устройств РЗиА. Благодаря многим активным участникам развитие получила тема программного обеспечения для расчётов ТКЗ, РЗиА и АСУ ТП, АИИС КУЭ. Форум даёт возможность свободного общения и обмена опытом для проектировщиков, наладчиков, специалистов эксплуатации, служб РЗА диспетчерских центров Системного оператора, производителей РЗиА, АСУ ТП и оборудования для проверок. Активное участие принимают как специалисты, имеющие за плечами 30- и 40-летний опыт работы, так и молодые специалисты, студенты. На форумах регулярно выступают десятки активных участников из различных регио-

научно‑практическое издание

нов России, от Тихого океана до Балтийского моря, из стран СНГ: Украины, Белоруссии, Молдавии, Казахстана, Туркмении, Азербайджана, Узбекистана, а также Литвы, Латвии и Эстонии. Активное участие принимают коллеги из дальнего зарубежья: Германии, Англии, Австралии, Израиля. Сотни специалистов ежедневно просматривают форумы, и за два месяца появилось более трехсот зарегистрированных участников, а также тысячи сообщений на различные темы – от 400 В до 500 кВ. Форумы «Советы бывалого релейщика» являются одним из самых демократичных и доступных мест для общения широкого круга специалистов по РЗиА, и поэтому так активно востребованы в настоящее время. Степанов В.А., Любимов Н.О., Владимиров А.Н., Дорохин Е.Г.

СОБЫТИЯ

01 / Март 2011

Поздравляем

СОБЫТИЯ

Выставка

научно‑практическое издание

НАУКА

Авторы: О.В. Митрофанов, инженер-исследователь СКБ РЗА;

П.Г. Варганов,

Релейная защита

«ИНТЕГРАЦИЯ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ БЛОКОВ РЗА СЕРИИ БЭМП В АСУ ТП С ПОМОЩЬЮ «ЧЭАЗ OPC DA СЕРВЕР»

начальник СКБ РЗА; ЗАО «ЧЭАЗ».

Аннотация: рассмотрены ключевые достоинства ОРС-технологии для интеграции микропроцессорных устройств в АСУ ТП. Дано краткое описание стандарта ОРС. Предметом статьи служит использование стандарта ОРС DA для устройств БЭМП. Приведен алгоритм быстрой настройки конфигурации ОРС-сервера для доступа к данным устройств БЭМП. Перечислены основные преимущества использования ЧЭАЗ ОРС Сервер.

Ключевые слова: стандарт ОРС, автоматизация, интеграция, ЧЭАЗ ОРС Сервер, БЭМП, АСУ ТП, Modbus.

The key features of OPC technology for integrate SCADA with different microprocessor devices are shown. A short description of the OPC standard is given. A subject of the article is OPC DA standard application for BEMP device. A quick OPC server configuration algorithm, for BEMP data access, is given. The CHEAZ OPC server advantages are listed. Keywords:

Введение Автоматизация производства С приходом «интеллектуальных» устройств стала доступна различная информация, связанная с их работой. Она предоставляется в виде данных о состоянии устройства, его конфигурационных параметрах, измеренных или расчетных данных и т.д. Вся эта информация может быть представлена пользователю избирательно и последовательно. Информация, ранее собираемая вручную, сегодня стала доступна автоматически. Для автоматизации обмена данных устройств с программными приложениями существуют различные интерфейсы и протоколы связи. Одни из них стандартные, а другие специализированные. Каждый производитель выбирает тот способ связи, который наиболее ему удобен. При этом для удобства настройки и управления устройством

пользователю предлагаются фирменные программы мониторинга. Для решения более крупных задач, таких как управление производственным циклом, требуется объединить и обработать информацию многих устройств, и при этом разных производителей. Здесь не обойтись без создания специальных автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП). До появления технологии ОРС существовали определенные проблемы интеграции устройств в систему АСУ ТП (рис. 1): •  для каждой клиентской программы необходимо было разработать драйвер для определенного производителя аппаратной части, •  изменения в аппаратной части способствовали ошибкам в работе с устройством, •  необходимо учитывать специфику аппаратной части каждого производителя, •  два приложения не могли одновременно работать с устройством.

OPС-standard, automation, integration, OPС-server, SCADA, Modbus

Рис. 1. Схема интеграции устройств без ОРС

01 / Март 2011

НАУКА

Релейная защита

Положение дел по интеграции БЭМП в АСУ ТП до выпуска сервера Устройство БЭМП является «интеллектуальным» устройством и поддерживает два интерфейса: USB и RS-485. Обмен данными реализуется на основе протокола Modbus в двух его подмножествах. (ASCII – по каналу USB, RTU – по каналу RS485). Для интеграции устройства БЭМП в систему АСУ ТП подстанции инженерам-программистам предлагалось, изучив руководство программиста АСУ ТП, самим разработать соответствующий драйвер обмена. В основу разработки предлагалось использовать таблицу групп переменных, доступных для АСУ ТП, через порты связи. Разрабатывая драйвер стандартного протокола Modbus, необходимо было бы учитывать всю специфику устройства БЭМП. Все это усложняло интеграцию устройства в SCADA-систему. Решенные проблемы интеграции БЭМП в АСУ ТП с появлением сервера Для удобства и простоты настройки устройств БЭМП, а также для его интеграции в SCADA-систему было разработано сервисное ПО: «ЧЭАЗ ОРС Cервер». Оно поставляется в комплекте с БЭМП. Сервер позволяет использовать устройство БЭМП в составе SCADA-системы других производителей, которая поддерживает технологию ОРС. Данная разработка обладает преимуществами присущей ей ОРС-технологии. Стандарт ОРС ОРС (OLE for Process Control) – это технология OLE для управления технологическими процессами. Технология OPC содержит набор стандартных объектов, методов и свойств, отвечающих требованиям промышленных приложений реального времени. Эти требования включают в себя синтаксис для доступа к объектам, эффективную передачу данных от оборудования к приложениям, способность клиента работать с несколькими серверами одновременно и поддержку конфигурации сервера. Программные пакеты на основе OPC легко интегрировать в бизнес-приложения (типа Excel), поддерживающие механизм OLE. Технология OPC позволяет различ-

Рис. 2. Программная шина ОРС

ным программным модулям, разработанным самостоятельно или другими компаниями, взаимодействовать друг с другом через стандартный интерфейс (рис. 2). Стандарт OPC описывает два типа интерфейсов для приложений. Первый тип интерфейса предназначен для обмена большими объёмами информации при высокой пропускной способности. Это специализированный интерфейс OLE custom interface. Второй тип интерфейса – OLE Automation interface – позволяет получать доступ к данным более простым способом. Он предназначен для использования в программах, разработанных на языках Visual Basic (VB) и Visual Basic для приложений (VBA). Преимущества технологии OPC Стандарт OPC был разработан для обеспечения доступа клиентской программы к нижнему уровню технологического процесса в наиболее удобной форме. Широкое распространение технологии OPC в промышленности имеет следующие преимущества: •  Независимость в применении систем диспетчеризации (клиентских программ) от используемого в конкретном проекте оборудования. •  Разработчики программного обеспечения не должны постоянно модифицировать свои продукты из-за модификации оборудования или выпуска новых изделий. •  Заказчик получает свободу выбора

научно‑практическое издание

между поставщиками оборудования, а также имеет возможность интегрировать это оборудование в информационную систему предприятия, которая может охватывать всю систему производства, управления и логистики. Стандарт ОРС DA Стандарт обмена данными предполагает общий язык, на котором договариваются производители железа и разработчики программ. Этот язык называется спецификацией. Существует специальный консорциум OPC Foundation, который занимается разработкой данных спецификаций. Стандарт ОРС разделен на множество частей, основными являются спецификации: •  ОРС DA – доступ к данным реального времени; •  ОРС A&E – уведомление о тревогах и событиях; •  OPC HDA – доступ к архивным данным. Каждая часть описывается своей спецификацией и имеет номер версии. Наиболее распространенным является стандарт DA версии 2. Программа «ЧЭАЗ OPC Сервер», разработанная в ЗАО «ЧЭАЗ» в 2008 г., предназначена для автоматизации обмена информацией между устройствами БЭМП производства ЗАО «ЧЭАЗ» и SCADA-системами различных производителей, поддерживающих стандарт ОРС, реализует стандартный интерфейс доступа к данным в соответствии со 15

НАУКА

Релейная защита

Варганов Петр Геннадьевич, родился 09.08.1976 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 1998 г., кафедра «Электрические и электронные аппараты». Начальник специального конструкторского бюро

Рис. 3. Внешний вид

РЗА ЗАО «ЧЭАЗ».

Митрофанов Олег Владимирович, родился 30.07.1978 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 2000 г., кафедра «Электрические и электронные аппараты». Инженерисследователь отдела СКБ РЗА ЗАО «ЧЭАЗ».

01 /Март 2011

«ЧЭАЗ ОРС Сервер»

спецификацией OPC Data Access (ОРС DA) Custom Interface 2.0. Работа с сервером (особенности реализации): Чтобы начать работу с ОРС-сервером, достаточно сделать следующее: •  запустить сервер; •  указать аппаратную конфигурацию системы: –  параметры линии связи, тип протокола; –  свойства и исходный набор переменных конкретного устройства БЭМП (ini-файл); •  создать пространство имён, добавив в проект нужные группы и переменные; •  выбрать величины, в которых будут отображаться переменные; •  сохранить конфигурацию; •  осуществить доступ к данным с помощью ОРС клиента. Возможности, появившиеся с созданием ОРС-сервера: •  подключение (создание пространства имён для) одного или более устройств БЭМП ЗАО «ЧЭАЗ»; •  доступ к пространству переменных устройства; •  автоматический старт сервера при запуске SCADA-системы и загрузку рабочей конфигурации; •  проведение мониторинга значений переменных устройства, а также произведение записи

в переменные через интерфейс пользователя ОРС-сервера; •  ведение журнала работы, в котором фиксируются основные события и нештатные ситуации; •  возможность сохранения и загрузки конфигурации; •  масштабирование переменных; •  задание произвольного имени значений. Заключение OPC-серверы включаются в оборудование все большего числа производителей. В то же время увеличивается число разработчиков систем диспетчеризации, которые поддерживают сбор данных через OPC-сервер с помощью собственных OPC-клиентов. Поэтому, оценивая очевидные преимущества технологии ОРС, программный модуль «ЧЭАЗ ОРС Сервер» был включен в состав устройства БЭМП. Очевидно, что данное решение ставит его на новый уровень информационной интеграции. Литература: 1. Спецификация OPC Overview, Version 1.0. October 27, 1998 www.opcfoundation.org 2. Спецификация OPC Common Definitions and Interfaces, Version 1.0. October 27, 1998 www.opcfoundation.org 3. Спецификация OPC Data Access Custom Interface Standard, Version 2.05A. July 28, 2002 www.opcfoundation.org 4. Технология OPC – Основные принципы и преимущества. Журнал Automatizace, No. 10/2000 www.automatizace.cz/

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316.925

Авторы: С.А. Вдовин, А.С. Шалимов, ООО «НПП Селект», г. Чебоксары S. Vdovin, A. Shalimov, SPE «Select», Cheboksary.

ПРИМЕНЕНИЕ РЕЗЕРВНЫХ ТОКОВЫХ ЗАЩИТ ДЛЯ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ 110-220 КВ APPLICATION BACKUP CURRENT PROTECTION OF SHUNT REACTORS 110-220 kV Аннотация: рассматривается применение функций токовой защиты обратной последовательности и максимальной токовой защиты микропроцессорных устройств РЗА для резервирования основных быстродействующих защит шунтирующих реакторов при всех видах электрических повреждений.

Ключевые слова: шунтирующий реактор, резервирование, токовая защита обратной последовательности, максимальная токовая защита.

This paper considers the application negative sequence and overcurrent protection for backup main high-speed protection of shunt reactors from all kind of electrical damages.

Keywords: shunt reactor, backup, negative sequence current protection, overcurrent protection.

01 / Март 2011

В соответствии с требованиями п. 3.2.52 ПУЭ РФ [1], для шунтирующих реакторов (ШР) 500 кВ предусматриваются устройства релейной защиты (РЗ) от следующих видов электрических повреждений (КЗ): 1)  однофазных и двухфазных замыканий на землю в обмотках и на выводах; 2)  витковых замыканий в обмотках; 3)  частичного пробоя изоляции вводов. Следует особо отметить, что в действующей редакции ПУЭ (так же, как и в предыдущих редакциях) определены требования к релейной защите, по существу, только для шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ (или выше). При этом практически не рассматриваются функции защиты для шунтирующих реакторов напряжением 220 кВ (или ниже), которые в последние десятилетия получили достаточно широкое распространение в связи с необходимостью компенсации реактивной мощности в сетях указанных уровней напряжения. Вследствие этого в сложившейся практике проектирования указанные положения ПУЭ автоматически распространяются на релейную защиту шунтирующих реакторов напряжением ниже 500 кВ. Такой подход в ряде случаев следует признать упрощенным и не всегда отвечающим реальным требованиям надежности защиты шунтирующих реакторов, имеющих конструктивное исполнение, отличное от типового исполнения реакторов 500 кВ. ШР напряжением 500 кВ (и выше), в основном, представляют собой группу из трёх однофазных реакторов, фазы которых (с расщепле-

нием или без расщепления) располагаются в отдельных маслонаполненных корпусах (баках). Вероятность возникновения внутренних междуфазных КЗ ШР (без замыкания на землю) при такой конструкции практически отсутствует. Обмотки шунтирующих реакторов в трёхфазном исполнении (как правило, это реакторы напряжением 110-220 кВ) размещаются в общем маслонаполненном баке, внутри которого достаточно велика вероятность возникновения междуфазных КЗ (без замыкания на землю). Типичный (полный) набор функций РЗ для ШР включает: •  продольную дифференциальную токовую защиту от всех видов электрических повреждений реактора (за исключением витковых замыканий обмотки); •  поперечную дифференциальную токовую защиту ШР с расщеплением обмоток (реагирующую практически на любые повреждения в реакторе, включая витковые замыкания); •  две отдельные функции токовой защиты нулевой последовательности: ТЗНП на стороне высоковольтных вводов (ВВ) и ТЗНП на стороне нейтрали ШР (имеющие соответствующие зоны чувствительности при замыканиях на землю в обмотке реактора); •  функцию резервирования при отказе выключателя (УРОВ); •  функцию контроля изоляции вводов (КИВ для ВВ-330 кВ и выше); •  защиту минимального напряжения, которая выполняет функцию автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) на шинах подстанции или линии электропередачи. В современных проектах РЗА ШР 330-750 кВ применяются, как правило, основные (дифферен-

НАУКА

Релейная защита

циальные токовые) защиты в двух комплектах микропроцессорных устройств (при этом функции поперечной и продольной дифзащиты могут совмещаться в одном устройстве РЗ), а так же два отдельных комплек та микропроцессорных ус тройс тв: КИВ и ус тройс тво резервных токовых защит на с тороне ВВ ШР. Для ШР 110-220 кВ с расщеплением фаз представляется надежным и экономически целесообразным применение трех отдельных комплектов микропроцессорных устройств защиты: комплект продольной дифзащиты ШР, комплект поперечной дифзащиты, включающий функцию ТЗНП нейтрали ШР, и комплект резервных токовых защит на стороне ВВ ШР. Для ШР 110-220 кВ без расщепления фаз достаточно двух отдельных комплектов защиты: комплект продольной дифзащиты ШР, включающий функцию ТЗНП ВВ ШР, и комплект резервных токовых защит на стороне ВВ ШР, включающий функцию ТЗНП нейтрали ШР. Учитывая особенности конструктивного исполнения трёхфазных ШР (а также реакторов без расщепления фаз), наряду с дифференциальными защитами, а также токовой защитой от замыканий на землю в обмотке реактора (ТЗНП), целесообразно также рассмотреть применение резервных токовых защит от всех видов повреждений, использующих иные принципы функционирования, такие как: • токовая защита обратной последовательности (ТЗОП) от любых несимметричных КЗ, включая витковые замыкания в обмотке реактора; • максимальная токовая защита (МТЗ) от многофазных КЗ или замыканий на землю в обмотке реактора. Указанные защиты, в пределах их чувствительности (определяемой уставкой срабатывания по току), можно рассматривать как частично резервирующие функции основных быстродействующих защит реактора, в т.ч.: • МТЗ (защита, реагирующая на полные токи фаз реактора) резервирует продольную токовую дифзащиту; • ТЗОП (защита, реагирующая на составляющие обратной последовательности

токов фаз реактора) резервирует поперечную токовую дифзащиту, а для реакторов с нерасщепленными обмотками – газовую защиту при межвитковых замыканиях в обмотке реактора. Рассматриваемые функции защиты: ТЗОП и МТЗ, с измерением токов на стороне высоковольтных вводов (ВВ) ШР могут выполняться одноступенчатыми и должны действовать с заданными независимыми выдержками времени на: • отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения); • на пуск УРОВ выключателей реактора. Необходимо особо подчеркнуть, что применение ТЗОП на стороне ВВ ШР наиболее актуально для реакторов, имеющих нерасщепленные фазы (безотносительно, трехфазного или однофазного исполнения), т.к. в этом случае указанная защита является единственной чувствительной электрической защитой от витковых замыканий обмотки. Так как функции ТЗОП и МТЗ, как правило, реализуются в многофункциональных микропроцессорных устройствах наряду с другими функциями защиты, их применение обычно не требует дополнительного аппаратного обеспечения. Ниже, на рис. 1, приведён пример

а)

распределения основных функций защиты микропроцессорных устройств для трёхфазного шунтирующего реактора 110-220 кВ (второстепенные функции, такие как УРОВ, АОСН и электроизмерения, не показаны). В качестве микропроцессорных устройств защиты рассматривается оборудование зарубежных и российских фирм-изготовителей, таких как: Siemens AG, AREVA, GE Multilin, ABB и НПП «ЭКРА». Далее приводятся рекомендации по выбору уставок для ТЗОП и МТЗ шунтирующего реактора. ТЗОП, как указывалось выше, использует измерения фазных трансформаторов тока на стороне высоковольтных вводов реактора. Ток срабатывания ТЗОП выбирается по условию отстройки от тока небаланса в реакторе при нарушении симметрии напряжений в сети высокого напряжения (ВН): 1) где IНОМ.Р – номинальный ток реактора; KU=1,35 – коэффициент запаса, учитывающий перенапряжения в сети ВН, допустимые для шунтирующих реакторов

б)

Рис. 1. Пример распределения защит по комплектам и ТТ для ШР 110-220 кВ с расщеплёнными (а) и нерасщеплёнными (б) обмотками

научно‑практическое издание

(

НАУКА

Релейная защита в течение ограниченного периода времени (согласно п. 5.11.17 ПТЭ РФ [2]). Выдержка времени на отключение и пуск УРОВ ШР может приниматься равной:

Вдовин Сергей Аркадьевич, руководитель группы проектирования ООО «НПП Селект». Дата рождения: 19.05.1955 г. Год окончания вуза – 1978, Политехнический институт г. Самара.

(2) где ТСЗ.СМ.ПР – максимальная выдержка времени резервных защит (ступеней) смежных присоединений в сети ВН, в конце зоны действия которых (при несимметричных КЗ) действие ТЗОП не отстроено по току срабатывания (в целях упрощения расчетов может использоваться максимальное время срабатывания последних ступеней указанных защит); – ступень селективности по времени. Коэффициент чувствительности (КЧ) ТЗОП на стороне высоковольтных вводов реактора определяется при металлических КЗ по выражению: (3)

второй гармоники в фазных токах реактора. Для шунтирующих реакторов, имеющих незначительное содержание высших гармонических составляющих в токе включения (уточняется согласно техническим данным изготовителя ШР), вместо торможения функции МТЗ на стороне ВВ реактора по току 2-й гармоники рекомендуется применение функции динамической коррекции уставок при холодном пуске: автоматическое увеличение тока срабатывания МТЗ, вводимое с заданной выдержкой времени (Т ОТКЛ.ВЫКЛ.) после отключения выключателя ШР, и с продлением действия на заданное время (Т ДЕЙСТ.ДИН.) после его включения под напряжение (диаграмма рис. 2). По истечении времени продления действия функции динамической коррекции уставок или после уменьшения токов фаз ШР ниже величины уставки МТЗ нормального режима производится возврат штатных уставок МТЗ по току срабатывания (рассчитанных, согласно выражению (4), для

где – минимальный (по режиму) ток обратной последовательности при КЗ двух фаз на ошиновке ВН; – ток срабатывания защиты. МТЗ, аналогично ТЗОП, использует измерения фазных трансформаторов тока на стороне высоковольтных вводов реактора. Ток срабатывания МТЗ выбирается по условию отстройки от возможных перегрузок реактора по току в симметричных режимах повышения напряжения в сети ВН: Рис. 2. Временная диаграмма функции динамической кор-

где КОТС – коэффициент отстройки; КU– то же самое, что в выражении (1). Выдержку времени на отключение и пуск УРОВ ШР рекомендуется принимать из условий отстройки от кратковременных повышений напряжения в высоковольтной сети (с учетом действия устройств противоаварийной автоматики – АОПН линий 330-500 кВ): (4) Для трехфазной МТЗ шунтирующего реактора целесообразно также применение специальных мероприятий, предотвращающих излишнее срабатывание защиты при включении ШР под рабочее напряжение. В том числе в данном качестве может применяться внутренняя функция торможения (блокирования) защиты при бросках тока намагничивания, использующая оценку величины составляющей 20

01 / Март 2011

рекции уставок при холодном пуске

нормального режима работы ШР). Уставка по току срабатывания функции динамической коррекции уставок защиты должна выбираться по условию отстройки от максимальных токов переходного процесса включения ШР под напряжение (бросок тока включения): (5) где КОТС =1,3 ; – величина броска тока включения реактора (максимальное значение). Выдержки времени функции динамической коррекции уставок определяются на основании нагрузочных характеристик защищаемого объекта и должны быть выставлены достаточными, чтобы перекрыть продолжительность перегрузки в условиях холодного пуска (переходного процесса).

НАУКА

Релейная защита Коэффициент чувствительности МТЗ на стороне высоковольтных вводов реактора определяется при металлических КЗ по выражению: (6)

Шалимов Александр Станиславович, ведущий инженер ООО «НПП Селект». Дата рождения 24.02.1982 г. Год окончания вуза – 2005, электротехнический факультет Чувашского государственного университета, кафедра электрических и электронных аппаратов.

где IКЗ.МИН – минимальный (по режиму) ток КЗ в трех фазах на ошиновке ВН реактора. Проверка чувствительности ТЗОП и МТЗ по выражениям (3) и (6) выше носит, по сути, формальный характер, т.к. при КЗ на стороне высоковольтных вводов реактора указанное требование будет выполняться практически всегда. При этом защищаемые зоны ТЗОП и МТЗ включают только часть обмотки ШР, т.к. определяются граничными условиями отстройки тока срабатывания. Типовое решение с использованием функций ТЗОП и МТЗ ранее было предложено в проектах защиты шунтирующих реакторов с использованием микропроцессорных устройств SIPROTEC, реализованных при модернизации устройств РЗА присоединений 110-500 кВ в составе программы реабилитации национальной электрической сети Республики Казахстан в течение 2004-2010 гг. Разработка проектов велась при непосредственном участии одного из авторов статьи. В настоящее время завершается разработка методических указаний по выбору параметров срабатывания микропроцессорных защит (с использованием оборудования Siemens AG, AREVA, GE Multilin, НПП «ЭКРА», ABB) для шунтирующих реакторов 110-750 кВ и для управляемых шунтирующих реакторов 220-500 кВ, выполняемая по заданию ФСК ЕЭС (исполнитель – «НПП Селект», Чебоксары). Указанные документы содержат (в том числе) рекомендации по применению и выбору параметров срабатывания функций ТЗОП и МТЗ реактора. В заключение отмечаем, что применение рассматриваемых функций резервных токовых защит ШР возможно также и для сетевой обмотки (высокого напряжения) управляемых шунтирующих реакторов (УШР) в трёхфазном исполнении, с учетом некоторой специфики выбора уставок по току срабатывания ТЗОП и МТЗ для конкретного типа УШР.

ния основных быстродействующих защит при всех видах электрических повреждений обмотки ШР. Литература: 1. Правила устройства электроустановок [Текст]: все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ‑7. 8-й выпуск. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во. 2007. 854 с., ил. 2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М.: СПО ОРГРЭС, 2003. 3. РУ по РЗ Выпуск 13Б «Релейная защита понижающих трансформаторов и АТ 110-500 кВ. Расчеты» М. Энергоатомиздат. 1985 г. 4. Многофункциональное устройство защиты и местного управления 7SJ62/64 V4.7. Руководство по эксплуатации. C53000‑G1156‑C207‑1. Русская версия. 5. F60 Реле управления фидером. Руководство по эксплуатации терминалов серии UR. F60 версия: 5.2x. Руководство №: 1601– 0214–P1 (GEK‑113224), 2008 GE Multilin. 6. MiCOM P141, P142, P143. Техническое справочное руководство. 7. Relion 615 series. Feeder Protection and Control REF615. Application Manual. Document ID 1MRS756378, product version 2.0, revision E. ABB, 03.07.2009. 8. Шкаф защиты управляемого шунтирующего реактора напряжением 35 – 220 кВ типа ШЭ2607 049249. Руководство по эксплуатации. ЭКРА.656453.164 РЭ. 9. Зоран Гаич (Zoran Gajiс). Вопросы релейной защиты высоковольтных шунтирующих реакторов с точки зрения инженера релейной защиты. Публикации 30-й Конференции по Релейной Защите Spokane, Washington Октябрь 21-23, 2003.

Выводы Применение токовой защиты обратной последовательности и максимальной токовой защиты для шунтирующих реакторов во многих случаях является целесообразным, т.к. повышает надежность и эффективность резервированаучно‑практическое издание

НАУКА

Релейная защита УДК 621.316

Авторы: д.т.н. В.Г. Гарке, Р.Г. Исаков. Федеративный научноисследовательский центр Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева

СТУПЕНЧАТЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ С ЗАВИСИМОЙ ХАРАКТЕРИСТИКОЙ СРАБАТЫВАНИЯ

(Казанский авиационный

STEPPED OVERCURRENT PROTECTION OF DISTRIBUTION SYSTEMS

институт), г. Казань,

WITH DEPENDENT OPERATING CHARACTERISTICS

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.

Аннотация: токовая защита является наиболее простой и надежной защитой, и поэтому широко применяется для защиты линий с односторонним питанием (распределительные сети). Использование зависимых характеристик для токовых защит позволяет существенно улучшить ее параметры.

Ключевые слова: распределительная сеть, максимальная токовая защита, зависимая характеристика срабатывания защиты. Article's abstract: Overcurrent protection is the simplest and most reliable protection, therefore it is widely used for protection on lines with source at one end (distribution systems). Application of dependent operating characteristics for overcurrent protection can significantly improves its parameters.

Токовые защиты являются наиболее простыми и надежными защитами, и поэтому широко применяются для защиты линий электропередачи с односторонним питанием (распределительные сети). Токовые защиты могут быть двух видов: максимальная токовая защита (МТЗ) и токовая отсечка (ТО) [1, 2]. МТЗ отстраивается по току срабатывания от максимального рабочего режима, а селективность ее обеспечивается выбором времени срабатывания, тем большим, чем ближе МТЗ расположена к источнику питания, то есть, чем больше ток короткого замыкания (КЗ). Существенный недостаток МТЗ – большие выдержки времени срабатывания (несколько секунд).

Keywords:

Distribution system,

Рис. 1.

overcurrent protection,

Трехступенчатая

dependent operating

токовая защита

characteristic of protection.

(ТО1, ТО2, МТЗ)

01 / Март 2011

ТО отстраивается по току срабатывания от максимального тока КЗ в конце защищаемого объекта, что позволяет этой защите работать без выдержки времени. Основной недостаток ТО – невозможность обеспечить защиту всего объекта (в худшем случае защищается 20% объекта). Поэтому на объектах обычно устанавливают трехступенчатую (четырехступенчатую) токовую защиту (рис. 1), содержащую и ТО, и МТЗ: • I ступень – ТО1 без выдержки времени (время срабатывания близкое к нулю); • II ступень – ТО2 с выдержкой времени, равной ∆t (время срабатывания 0,3 – 0,5 с, в зависимости от исполнения защиты); • III ступень – МТЗ с выдержкой времени, превышающей выдержки времени всех предыдущих защит (время срабатывания до 5 с).

НАУКА

Релейная защита

Результирующие времятоковые характеристики трехступенчатой токовой защиты линий электропередачи с независимыми характеристиками времени срабатывания будут иметь ступенчатую форму (рис. 1). Если защиты со ступенчатой характеристикой выдержки времени устанавливаются на смежных участках, то согласование их выполняется по току и времени. Первая ступень защиты является типовой ТО1 (защита части защищаемого объекта без выдержки времени). Третья ступень – типовая МТЗ (защита за-

щищаемого объекта и резервирование предыдущего объекта с накоплением времени срабатывания при приближении к источнику питания). Вторая ступень (ТО2 со временем срабатывания ∆t) – компромиссное решение между ТО и МТЗ. Ток срабатывания данной защиты отстраивается от максимального тока КЗ в конце действия ТО предыдущего объекта, и время срабатывания согласуется с этой же ТО, то есть равно ∆t. Ступенчатые защиты позволяют снизить время срабатывания защит и обеспечить защиту двух следующих

минимально возможным временем срабатывания и обеспечить селективность работы всех защит, установленных на линиях Л1, Л2 и дальнейших объеках. В настоящее время существуют реле тока с зависимыми времятоковыми характеристиками срабатывания (время срабатывания обратнозависимое от тока) (рис. 3). Времятоковые характеристики разных типов имеют различную степень крутизны. Для семейства характеристик по стандарту МЭК время срабатывания вычисляется по формуле [7]: ,

где – время срабатывания защиты (функция от тока); I* – отношение тока короткого замыкания к току срабатывания защиты; k, α, β – определяют крутизну зависимости времятоковых характеристик; Т – заданное время. Использование обратнозависимых характеристик является одним из способов снижения времени срабатывания токовой защиты. Однако известные обратнозависимые характеристики соответствуют перегрузочной способности оборудования, этому соответствуют и характеристики предохрани-

Рис. 2. Двухступенчатая токовая защита (ТО, МТЗ)

друг за другом объектов, то есть обеспечивают основную и резервную защиту. Но компромисс между ТО и МТЗ во вторых ступенях рассматриваемых защит приводит либо к неполной защите защищаемого объекта (вторая ступень – ТО2 не всегда обеспечивает защиту защищаемого объекта), либо к большим временам срабатывания вторых и третьих ступеней. То есть, недостатки ТО и МТЗ сохраняются и в случае ступенчатых защит с независимыми по времени срабатывания характеристиками защит [1, 2, 3]. Данные недостатки можно значительно уменьшить, используя двухступенчатую токовую защиту (рис. 2), состоящую из [4]: • I ступени – ТО без выдержки времени,

(1)

• II ступени – МТЗ с зависимой характеристикой срабатывания. Принцип работы и параметры ТО остаются неизменными. ТО работает без выдержки времени, поскольку зона ее действия не выходит за пределы защищаемого объекта, но она не защищает весь объект. Вторая ступень защиты представляет собою МТЗ и выполняется с зависимой времятоковой характеристикой срабатывания, состоящей из двух частей: первая часть характеристики (для ближнего резервирования и защиты защищаемого объекта), вторая часть характеристики (для резервирования защит резервируемого объекта). Итак, назначение второй ступени (МТЗ) – полностью защитить линию Л1 (основная защита) и полностью защитить линию Л2 (резервная защита). При этом обеспечить защиту линий Л1 и Л2 с

научно‑практическое издание

Рис. 3. Времятоковые характеристики: а) стандартная обратнозависимая, б) очень обратнозависимая, в) чрезвычайно обратнозависимая, г) характеристика реле РТ-80

НАУКА

Релейная защита телей. Например, реле РТ-80 создавалось для согласования с перегрузочной способностью защищаемого объекта и с времятоковыми характеристиками предохранителей. Обратнозависимые времятоковые характеристики имеются и в микропроцессорных терминалах РЗА различных производителей. Но такие характеристики очень сложно согласуются друг с другом (обычно их согласование осуществляется многократным подбором) [5], и поэтому такие защиты (в особенности известное реле тока типа РТ-80) нашли широкое распространения в энергосистемах в качестве защиты конечных объектов распределительных сетей, например, мощных электродвигателей [6]. Предлагаемая зависимая времятоковая характеристика МТЗ зависит от тока КЗ и имеет вполне определенное время срабатывания в начале и конце защищаемого и резервируемого объекта (рис. 4). Если выразить место КЗ через сопротивления системы и линий, то получим следующие выражения: - при ZK1 = ZC, tс.з.= 0; - при ZK2 = ZC + ZЛ1, tс.з.=Δt; (2) - при ZK3 = ZC + ZЛ1 + ZЛ2, tс.з.=2Δt. Первая часть характеристики (от начала до конца Л1): , при ZC < ZK < ZC + ZЛ1б

(3)

за второй линией можно применить и третью часть характеристики по тому же принципу. Из выражений (3), (4) видно, что время срабатывания защиты зависит линейно от расстояния до места КЗ. На самом деле в токовой защите (без цепей напряжения) мы имеем параметр IК (ток короткого замыкания), а не параметр ZК. Переведем все выражения от ZК к IК. Тогда выражения (3), (4) примут вид при тех же условиях: Первая часть характеристики (от начала до конца Л1): (5) Вторая часть характеристики (от начала до конца Л2): (6) , где IК, IК(С), IК(Л1), IК(Л2) – ток КЗ, ток КЗ в начале линии 1, ток КЗ в конце линии 1, ток КЗ в конце линии 2, соответственно. В данном случае зависимость времени срабатывания защиты от тока КЗ уже будет не линейной, а обратнозависимой. Время срабатывания МТЗ зависит от тока КЗ, который, в свою очередь, зависит от сопротивления системы и защищаемых объектов. Так как сопротивление системы изменяется от режима электрической сети, то и время срабатывания МТЗ будет изменяться соответственно. При максимальном режиме электрической сети (ZCmin) ток КЗ в заданной точке будет мак-

Рис. 4. Пример времятоковой характеристики

Вторая часть характеристики (от начала до конца Л2): , при ZC + ZЛ1 < ZK < ZC + ZЛ1+ ZЛ2 (4) При необходимости, по условию селективности 24

01 / Март 2011

Рис.5. Характеристика МТЗ при максимальном режиме энергосистемы

НАУКА

Гарке Владимир Георгиевич, д.т.н. Рижского технического университета, профессор кафедры электрооборудования Федеративного научно-исследовательского центра Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева (Казанский авиационный институт); дата рождения 22 февраля 1941 года;

Релейная защита симальным, а время срабатывания рассматриваемой МТЗ минимально возможным. Следовательно, для обеспечения селективности защиты в любом режиме за расчетный режим времени срабатывания следует принимать максимальный режим электрической сети, то есть сопротивление системы нужно принимать минимальным (рис. 5). При изменении режима работы энергосистемы (ZC > ZCmin) время срабатывания защиты изменяется (увеличивается). Данное изменение приводит к погрешности времени срабатывания защиты. Следовательно, погрешность времени срабатывания защиты МТЗ зависит от режима энергосистемы. Максимальная погрешность по времени срабатывания МТЗ первой части характеристики при изменении сопротивления системы при минимальном режиме вычисляется из выражения (3), где ZK = ZCmax:

окончил в 1963 году

Иркутский политехниче-

а время срабатывания защиты будет равно (рис. 7):

(10)

Рассмотрим пример расчёта временной погрешности (рис. 7). Дано: ХСmin=0,192 Ом; ХСmax=0,3 Ом; Х Т=1,512 Ом; ZКЛ1=0,81 Ом; ZКЛ2=0,4 Ом; IK1(min)=18,97 кА; IK1(max)=12,14 кА; IK2(min)=2,137 кА; IK2(max)=2,009 кА; IK3(min)=1,448 кА; IK3(max)=1,388 кА; IK4(min)=1,249кА; IK4(max)=1,205 кА.

(7)

ский институт, кафедра электромеханики; в 1971 году в Рижском

а время срабатывания защиты будет равно (рис. 6):

техническом институте защитил кандидатскую диссертацию на тему: «Быстродействующие измерительные органы дистанционной защиты», в 1991 году в Рижском техническом университете была присвоена ученая степень д.т.н. за эту же тему.

Рис. 6. Характеристика токовой защиты при минимальном режиме энергосистемы

(8) Погрешность по времени срабатывания защиты второй части характеристики при изменении сопротивления системы вычисляется из выражения (4), где ZK=ZCmax+ZЛ1: Рис. 7. Пример распреде-

, (9)

научно‑практическое издание

лительной сети

НАУКА

Исаков Руслан Геннадьевич, аспирант кафедры электрооборудования Федеративного научно-исследовательского центра Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева (Казанский авиационный институт); дата рождения: 16 декабря 1986 года; окончил в 2009 году Казанский государственный энергетический университет, кафедра Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем.

01 / Март 2011

Релейная защита Применение такой токовой защиты даёт несколько преимуществ: 1)  п оследовательно установленные комплекты согласуются с меньшим накоплением выдержек времени; 2)  м аксимальное время срабатывания защиты своего объекта (линия 1) равно ∆t, а последующего объекта (линия 2) равно 2∆t. Кроме того, следует учитывать возможную погрешность; 3)  д анная двухступенчатая защита обеспечивает как ближнее резервирование (первая часть характеристики МТЗ), так и дальнее резервирование (вторая часть характеристики МТЗ); 4)  о беспечивается селективная работа всех защит, установленных на линиях Л1, Л2 и дальнейших линий и объектов; 5)  р аспределительная сеть начинается на шинах подстанций напряжением 110-220 кВ (глубокий ввод). Первым объектом защиты распределительной сети является понижающий трансформатор, сопротивление которого значительно больше, чем сопротивление системы. Поэтому погрешности времени срабатывания МТЗ (6) и (8) будут незначительными.

Литература:

1. Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат. 1992. – 528 с. 2. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. пособие для техникумов. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 800 с. 3. Гельфанд Я.С. Релейная защита распределительных сетей – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с. 4. Гарке В.Г., Исаков Р.Г. Ступенчатые защиты с зависимыми характеристиками. Электроэнергетика глазами молодежи: научные труды всероссийской научнотехнической конференции: сборник статей. В 2 т. Екатеринбург: УрФУ, 2010. Т. 2. с. 98 – 102. 5. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.А. Шабад. 3-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985. – 296 с. 6. Реле защиты. В.С. Алексеев, Г.П. Варганов, Б.И. Панфилов, Р.З. Розенблюм. М., «Энергия», 1976. – 464 с. 7. Методические указания по выбору характеристик и уставок защиты электрооборудования с использованием микропроцессорных терминалов серии Sepam производства Schneider Electric. Выпуск №3.

НАУКА

Автоматика

научно‑практическое издание

НАУКА

АСУ ТП УДК 621.316.542

Авторы: д.т.н. В.Г. Гарке, А.А. Жегалов, Федеративный научноисследовательский центр, Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева (Казанский авиационный институт), Россия. Federated Research Center

СПОСОБ МОНИТОРИНГА И ДИАГНОСТИКИ ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ В АВТОМАТИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ METHOD FOR MONITORING AND DIAGNOSTICS OF HIGH-VOLTAGE CIRCUIT BREAKERS IN AUTO MODE

of Kazan State Technical University named after A. N. Tupolev (Kazan Aviation Institute), Kazan, Russia.

Аннотация: рассмотрен способ применения микропроцессорных терминалов релейной защиты, автоматики и управления в качестве базового элемента системы мониторинга и диагностики высоковольтных выключателей, позволяющий перейти к техобслуживанию и ремонту по техническому состоянию. Выбран метод определения сработанного и остаточного ресурса выключателя – по величине энергии, выделяемой в результате коммутации.

Ключевые слова: мониторинг и диагностика высоковольтного выключателя, применение терминалов релейной защиты, автоматики и управления в системе мониторинга и диагностики, ресурс выключателя, энергия электрической дуги. The way of application of digital protective relay as a base element of system of monitoring and diagnostics of the highvoltage circuit breakers is considered. This method allows for maintaining and repairing by the technical condition. The method of definition of the worked and residual resource of the high-voltage circuit breakers – on amount of the energy allocated as a result of switching is chosen.

Keywords: monitoring and diagnostics of high-voltage circuit breakers, application of digital protective relay in monitoring and diagnostics system, high-voltage circuit breakers resource, the energy of electric arc.

01 / Март 2011

В настоящее время стратегия планового технического обслуживания и ремонта высоковольтного оборудования постепенно уходит в прошлое. На смену ей приходит другая стратегия – по техническому состоянию оборудования [1]. Эта тенденция затрагивает, в первую очередь, наиболее ответственное оборудование энергосистемы, в частности, высоковольтные выключатели (ВВ). Являясь основными коммутационными аппаратами электрической системы, выключатели должны обеспечивать высокую надежность выполнения своих функций отключения и включения как в нормальном, так и в аварийном режиме работы. Соответственно, они требуют проведения своевременного и обоснованного технического обслуживания и ремонта. Однако невозможно осуществлять техобслуживание и ремонт по техническому состоянию, не располагая современной системой мониторинга и диагностики, способной оценивать текущее состояние и определять расход и остаток ресурса ВВ. Сейчас учет расхода ресурса ВВ на энергетических объектах ведется оперативным персоналом, а определение остаточного ресурса производится на основе упрощенных методов, дающих большую погрешность. Существующие же системы мониторинга и диагностики (СМД) состояния ВВ в большинстве своем могут применяться лишь на выведенном из работы ВВ, что является их очевидным недостатком.

В Концепции диагностики электротехнического оборудования подстанций и линий электропередачи электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» от 01.03.2005 [2] декларируются 4 уровня диагностики: •  автоматизированные системы мониторинга и диагностики, интегрированные в АСУ ТП; •  периодический контроль под рабочим напряжением; •  периодический контроль с выводом оборудования из работы; •  комплексное обследование и диагностика. И если последние два уровня активно используются уже сейчас, то второй, и особенно первый уровни диагностики до сих пор недостаточно развиты. Однако с развитием микропроцессорной (МП) техники задачи построения современной СМД, работающей в автоматическом режиме, становятся решаемыми. Современные МП терминалы релейной защиты, автоматики и управления (РЗАУ) осуществляют функции защит, а также функции автоматики и управления выключателем. При этом в них ведется постоянное измерение параметров сети, автоматическая регистрация и осциллографирование аварийных событий. Наличие системы связи с АСУ и ЭВМ дает возможность передачи диагностических данных по каналам связи на верхний уровень диагностики. Рассмотрим способ, основывающийся на применении МП терминалов РЗАУ в качестве базовых органов СМД ВВ ( р и с . 1).

НАУКА

АСУ ТП

Рис. 1. Организация системы мониторинга и диагностики высоковольтных выключателей на основе МП терминалов РЗАУ

В такой системе терминалы РЗАУ служат источником диагностических данных, поступающих в качестве параметров в модель технического состояния ВВ. Алгоритм модели технического состояния ВВ решается в отдельном центральном модуле (ЦМ СМД ВВ), осуществляющем сбор и обработку диагностических данных от всех МП терминалов РЗАУ энергообъекта. К диагностическим данным относятся: •  количество операций с выключателем; •  время отключения (включения) выключателя; •  ток отключения (включения); •  напряжение. Весь набор вышеперечисленных данных имеется в МП терминалах РЗАУ и может быть передан на более высокий уровень (ЦМ СМД) посредством протоколов связи. По итогам обработки диагностических данных автоматически определяются параметры технического состояния выключателя (остаточный технический ресурс, остаточный коммутационный ресурс, общий диагностический коэффициент состояния ВВ). Рассмотрим более подробно влияние режима работы выключателя на его техническое состояние, а так-

же принцип оценки его технического состояния. Как известно, выключатели характеризуются своим механическим и коммутационным ресурсом. Механический ресурс отражает состояние привода выключателя и, как правило, во много раз превосходит коммутационный ресурс, который характеризует состояние дугогасительной камеры и контактной системы [3]. Наибольшая сработка коммутационного ресур-

научно‑практическое издание

са выключателя происходит при коммутации токов КЗ, сопровождающихся дугой. Дуговой разряд вызывает оплавление и испарение материала контактов. Степень износа контактов за одну операцию зависит от величины тока дуги, длительности ее горения, скорости смещения дуги по поверхности контактов, материала контактов и конструктивных особенностей выключателя. При больших коммутируемых токах и сравнительно редких операциях общий износ выключателя находится в зависимости от числа коммутаций и от энергии, выделяющейся на его контактах. Энергия, выделяющаяся на контактах выключателя (W) при отключении тока КЗ (рис. 2), складывается из энергии, которая выделяется на контактах выключателя при токах КЗ (WКЗ), и энергии, которая выделяется при разрыве контактов и дугового разряда, возникающего в процессе отключения (Wоткл) W = Wкз + Wоткл (1) При этом энергия тока КЗ: Wкз = K Д.П. I2кз rк tкз (2) Увеличение сопротивления в результате поверхностного эффекта и эффекта близости учитывается коэффициентом добавочных потерь К Д.П., который равен отношению активного сопротивления металла контактов переменному

Рис. 2. Осциллограмма отключения выключателя при КЗ на ЛЭП: UФ, IФ – фазные значения напряжения и тока; Н.Р. – время нормального режима; К.З. – время КЗ; Откл. – время отключения

НАУКА

АСУ ТП току RПЕР к сопротивлению металла постоянному току RПОСТ

Гарке Владимир

Ввиду того, что температура контактов при КЗ может достигать больших значений, необходимо учитывать изменение сопротивления металла от температуры [4].

где b – падение напряжения на единицу длины дуги; υ – скорость расхождения контактов выключателя. Ток, который будет протекать при отключении выключателя, из выражения (3):

Георгиевич,

д.т.н. Рижского технического университета, профессор кафедры электрооборудования Федеративного научноисследовательского центра Казанский государственный технический университет им. А.Н. Туполева (Казанский авиационный институт); дата рождения 22 февраля 1941 года; окончил в 1963 году Иркутский политехнический институт, кафедра

где ρ0 – удельное сопротивление контактов при 0 C 0 , Ом.м; α – температурный коэффициент сопротивления, 1/C0; g – площадь сечения контактов. При отключении выключателя его контакты расходятся, однако цепь тока не разрывается, так как между контактами возникает электрическая дуга, то есть сильно ионизированный столб газа, ставший проводящим под влиянием высокой температуры. Для случая отключения выключателем чисто активной нагрузки уравнение баланса напряжений имеет вид [5]:

электромеханики; в 1971 году в Рижском техническом институте защитил кандидатскую диссертацию на тему: «Быстродействующие измерительные органы дистанционной защиты», в 1991 году в Рижском техническом университете была присвоена ученая степень

Рис. 3. Схема замещения процесса отключения

д.т.н. за эту же тему.

выключателя ,

где EС – ЭДС системы; R – сопротивление нагрузки; RД – сопротивление дуги; tОТКЛ – время отключения выключателя; φ0 – начальная фаза отключения.

При отключении выключателя происходят многократные повторные зажигания дуги. Дуга гаснет окончательно только после того, как ее длина сделается настолько большой, что напряжение на дуге U д = b ⋅υ ⋅ t ОТКЛ станет равным ЭДС системы. Включение выключателя С точки зрения выделяемой энергии, процесс включения является менее тяжелым. Горением дуги можно пренебречь, так как она гаснет в момент замыкания контактов. Однако при включении выключателя на КЗ с последующим его отключением выбросы энергии становятся весьма существенными и также требуют учета в качестве эксплуатационного фактора. Достаточно тяжелым режимом может оказаться включение выключателя на существующее КЗ в результате неуспешного АПВ. Например, в масляных выключателях отключение второго КЗ происходит в более тяжелых условиях, так как после первого отключения дугогасительное устройство может быть только частично заполнено маслом [6]. Таким образом, с точки зрения энергии, выделяемой в выключателе, процесс включения на существующее КЗ сводится к процессу отключения КЗ. Процесс отключения КЗ показан на осциллограмме (рис. 2). Энергия дугового разряда, возникающего в процессе отключения (WОТКЛ): (4)

В общем случае величина R Д является функцией длины дуги:

С учетом (2) и (4) выражение (1) примет вид: (5) Энергия, выделяемая при отключении КЗ: ,

01 / Март 2011

(3)

где kПЕР – коэффициент передачи, характеризую-

НАУКА

АСУ ТП щий количество активной энергии, расходуемой на нагрев контактной системы ВВ. С учетом выражения (5):

Жегалов Андрей

Используя модель оценки технического состояния ВВ [3], выражение для сработанного ресурса может быть записано в виде:

Александрович, магистр; аспирант

Казанского государственного технического университета им. А.Н. Туполева; родился 22 июля 1986 г.; окончил в 2009 г. Казанский государственный энергетический университет (КГЭУ), кафедра РЗиА; год защиты магистерской диссертации – 2009, место защиты – КГЭУ, тема диссертации: «Микропроцессорное устройство для локаци-

(6)

где X*W – относительное значение эксплуатационного фактора, учитывающего воздействие энергии тока, коммутируемого выключателем; ΔX*W – относительное отклонение фактора X*W. Величину X*W можно принять равной W*, где , W0* – активная энергия, выделяемая на контактах выключателя при отключении номинального тока отключения. Величину ΔX*W можно принять равной ΔW*, где , ΔW – абсолютное отклонение величины W (при каждом увеличении фактора W на величину ΔW* фактический сработанный ресурс электрооборудования увеличивается в e раз, а при уменьшении – уменьшается в e раз). Таким образом, выражение (6) примет вид:

онного зондирования линий электропередачи».

Нормативный остаточный ресурс определим по формуле:

– зона хорошего состояния, что соответствует нормальной работе выключателя; – зона удовлетворительного состояния, что соответствует «тревожному» состоянию выключателя; – зона неудовлетворительного состояния, рекомендовано проведение ремонтных работ. Внедрение систем мониторинга и диагностики выключателя в микропроцессорную релейную защиту – это объективная реальность, обусловленная тенденцией интеграции различных функций в одном устройстве, а также усложнением техники в целом. Ведущие мировые производители релейной защиты уже полноценно применяют функции мониторинга и диагностики в своих устройствах. Однако идеология построения СМД ВВ, как правило, различается в зависимости от производителя. К примеру, в устройствах Siemens, GE Multilin, Schneider Electric функция мониторинга и диагностики осуществляется по упрощенным алгоритмам. Areva и ABB имеют более сложные системы с большим набором контролируемых параметров. Соответственно варьируется и точность оценки состояния выключателя. Однако очевидно, что перегрузка устройств релейной защиты функциями, отличными от их прямого назначения, недопустима. Поэтому задача создания сбалансированной системы диагностики выключателя, интегрированной в РЗАУ, весьма актуальна и сейчас. Литература:

Модель технического состояния ВВ построена на оценке и учете коммутационного ресурса ВВ и является основной частью алгоритма диагностики. Модель технического состояния ВВ представляет собой функцию степени опасности развивающихся дефектов k Д=f(k1,k2), где k Д – общий диагностический коэффициент состояния ВВ, характеризующий степень опасности дефектов, – коэффициент, характеризующий отношение остаточного ресурса ВВ к критическому значению остаточного ресурса ВВ (статический коэффициент), – коэффициент, характеризующий скорость сработки ресурса ВВ (динамический коэффициент). Исходя из значения коэффициента k Д определяется текущее техническое состояние высоковольтного выключателя. Значение коэффициента k Д: научно‑практическое издание

1. Новости электротехники [Электронный ресурс]. – М., [2008]. – Режим доступа: http://www.news.elteh.ru/arh/2008/50/20.php 2. Концепция диагностики электротехнического оборудования подстанций и линий электропередачи электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» от 01.03.2005. 3. Назарычев А.Н., Андреев Д.А., Таджибаев А.И. Справочник инженера по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электрических станций и сетей.- М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 928 с. 4. Кляйн Р. Я. Электрические и электронные аппараты. Учебное пособие. Часть I. Физические явления в электрических аппаратах. – Томск: ТПУ, 2000. - 73 с.5. Физические процессы в электрических аппаратах: учебное пособие/ А.С. Варфоломеева, Н.Н. Кургузов, Л.И. Кургузова, Ю.А. Леньков; ОмГТУ. Омск, 2007. –197 с. 6. Чунихин А.А. Электрические аппараты.- М.: Энергоатомиздат, 1988. – 720 с.

НАУКА

Аналитика УДК 621.316:681.3

Авторы: к.т.н. М.И. Успенский, С.О. Смирнов, ИСЭиЭПС КНЦ УрО РАН, Сыктывкар.

M. Uspensky, S. Smirnov.

КРУПНЫЕ АВАРИИ В ЭЭС: ПРИЧИНЫ И МЕРЫ ПРОТИВОДЕЙСТВИЯ ИМ LARGE-SCALE FAILURES OF POWER SYSTEM: REASONS AND COUNTERACTION MEASURES BY THEM Аннотация: рассмотрены подходы к моделированию каскадных аварий и их последствий в электроэнергетических системах. Показана последовательность развития таких нарушений. Предложены направления исследований в управляемом делении электроэнергетических систем на острова.

Ключевые слова: электроэнергетические системы, каскадные аварии, погашения, управляемое деление. Approaches to modeling of cascade failures and their consequences for power systems are considered. The sequence development for such disturbances is shown. Research directions in power system operated division on islands are offered.

Keywords: power systems; cascade failures; blackouts; operated division.

01 / Март 2011

Современная электроэнергетическая система (ЭЭС) России охватывает огромную территорию от Читинской до Калининградской области и от Северного Кавказа до Кольского полуострова, включает ряд электроэнергетических объединений, параллельно работающих по межсистемным связям, состоит из многих тысяч электростанций, линий электропередачи и трансформаторов, связана с электроэнергетическими системами соседних стран. Сложное силовое электроэнергетическое и электронное оборудование, бесчисленное множество систем автоматического контроля и управления, включая релейную защиту и противоаварийную автоматику (РЗ и ПА), которые работают десятки лет по 24 часа в сутки семь дней в неделю. Понятно, что такое количество элементов просто не сможет работать столь продолжительное время безотказно. Изнашивается оборудование, проявляются природные условия (штормы, обледенение, грозы и т.п.), ошибается дежурный персонал, да и посторонние представители населения не всегда ведут себя толерантно к электроэнергетическому оборудованию. Тем не менее тысячи крупных нарушений в ЭЭС ежегодно устраняются устройствами РЗ и ПА практически незаметно для потребителя, лишь иногда мигнет напряжение. ЭЭС, входящие в систему страны, спроектированы так, чтобы отказ одного ее элемента не приводил всю систему к крупной аварии. Значительно сложнее события с наложением нескольких нарушений. В ряде случаев автоматике удается справиться и с этими нарушениями, но при определенных условиях может произойти неуправляемое их развитие, так называемая

каскадная авария. Противодействует каскадным авариям противоаварийная автоматика более высокого уровня, выполняя отключение менее ответственных потребителей, деление ЭЭС на отдельные изолированные подсистемы – острова, сбалансированные по мощности [1]. И все же в таких условиях возможны серьезные погашения ЭЭС с катастрофическими последствиями и для потребителей, и для самой системы. К сожалению, и исследователи это показали [2, 3], в столь сложной структуре, как ЭЭС, полностью избежать таких аварий невозможно. В середине 90-х годов в США были предложены две модели на основе двух общих теорий систем. Одна – модель оптимизации – созданная группой Дойля из Калтеха, предполагает, что инженерыэлектрики делают сознательный и рациональный выбор, чтобы сосредоточить ресурсы на предотвращении меньшего и более распространенного нарушения; крупные погашения происходят потому, что ЭЭС не спроектирована для их предотвращения. Конкурирующее объяснение, предложенное командой при Ок-Риджской национальной лаборатории в Теннеси, рассматривает погашения как некую действенную силу в неконтролируемой петле обратной связи, которая действует годы или десятилетия. Погашения поощряют инвестиции в сильно перегруженные ЭЭС, периодически уравновешивая давление по максимизации возвращения инвестиций и поставке электроэнергии по самой низкой стоимости. Если либо осознанная оптимизация, либо неконтролируемая обратная связь приводят ЭЭС к нарушениям, то крупные каскадные погашения – естественный аспект ее работы. Ряд исследователей в числе составляющих причины развития аварий отмечает недоработки широкой либерализации рынка энергообеспечения [4, 5]. Рост либерализации индустрии

НАУКА

Успенский Михаил Игоревич, родился 09.04.1943. В 1971 г. окончил электромеханический факультет Ленинградского политехнического института с квалификацией инженер-электрик. В 1984 г. там же защитил кандидатскую диссертацию на тему «Защита генератора от внутренних коротких замыканий на базе микроЭВМ». Работал в Пермском наладочном участке Свердловского ПНУ, на Согринской ТЭЦ «Алтайэнерго», доцентом кафедры «Электрификация и автоматизация сельского хозяйства» Сыктывкарского лесного института – филиала ГОУ ВПО «Санкт-Петербургская государственная лесотехническая академия им. С.М. Кирова». В настоящее время работает в Институте социальноэкономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра Уральского отделения РАН в должности ведущего научного сотрудника.

Аналитика

Рис. 1. Основная последовательность событий развития системных аварий

поставок электроэнергии привел к существенному увеличению межобластных (или международных) поставок, при которых часто должным образом не проводится оценка надежности функционирования системы. Традиционный децентрализованный путь оперативного управления системой существующими диспетчерскими центрами, с заботой каждого из них только о своей области управления и небольшим информационным обменом в реальном времени, приводит к неадекватной и медленной реакции на непредвиденные обстоятельства. Здесь необходим новый способ скоординированного оперативного управления для поддержания указанной надежности системы. Этот новый режим работы требует преодоления ряда организационных, психологических, правовых и технических проблем. Есть третья школа, считающая, что с неизнаучно‑практическое издание

бежностью каскадных аварий, приводящих к погашению всей ЭЭС, следует смириться. Ее взгляды были ясно сформулированы в университете Карнеги Меллон в Питсбурге (США) и его Центре производства электроэнергии. В оригинальном подходе, изложенном в работе «Каскадные аварии: Выживание против предотвращения» [6], команда Карнеги Меллон утверждает, что если погашения так же непредсказуемы и непредотвратимы, как цунами и землетрясения, то мы должны быть готовыми к ним. Вопрос не в том, как предотвратить погашения, а в том, как пережить их. Один из примеров связан с заменой источников света на диодные, с низким энергопотреблением, поддерживаемые аккумуляторами. Такое бросающее вызов авариям освещение могло бы устранить одну из проблем погашения, поддерживая в чрезвычайной ситуации освещенные маршруты. 33

НАУКА

Смирнов Сергей Олегович, родился 26.10.1985. Окончил в 2008 г. Сыктывкарский лесной институт – филиал ГОУ ВПО «Санкт-Петербургская государственная лесотехническая академия им. С.М. Кирова» с квалификацией: инженер по специальности «Электрификация и автоматизация сельского хозяйства». Аспирант Института социальноэкономических и энергетических проблем Севера Коми научного центра Уральского отделения РАН.

01 / Март 2011

Аналитика

То же касается лифтов, которые автоматически спускаются вниз к ближайшему этажу при отключении электроэнергии. И в этом направлении в США ведется большая работа. Так, уже созданы источники аварийного электроснабжения на литиевых аккумуляторах мощностью 8 МВт. Строится источник на 32 МВт. Ожидается получение источников мощностью до 100 МВт [7]. Тем не менее, независимо от взглядов на с ущес тво погашений, инженеры-электрики полагают, что риски обесточения систем можно существенно снизить. Для лучшего представления проблемы воспользуемся схемой протекания аварий (рисунок), приведенной в [8]. Из схемы видно, что при наложении возмущений в ЭЭС сначала режим системы не переходит границу зоны необратимых последствий; РЗ и ПА, а также оперативный персонал обслуживают достаточно быстрое восстановление режима при минимальных потерях поставок электроэнергии потребителям. Однако существует такое событие возмущения (нарушения), которое переводит режим через указанную границу. Часто его называют спусковым или триггерным возмущением [9]. Ряд исследователей делят причины рассматриваемых крупных аварий на неизбежные и те, которых можно избежать [10]. К первым относят случайные события типа падения самолета на линию, удара строительного крана, природных явлений и т.п. Во вторые, например, включают неправильные действия реле защиты (брак в выборе уставок или диагностике), неправильные действия дежурного персонала (недостатки скорости реакции на события, тренировок или информации), перекрытия из-за касания деревьев (недостатки обслуживания технологической просеки). Причины второй группы чаще проявляются в развитии аварии. Задача автоматики – спрогнозировать возможность появления триггерного события и принять меры к недопущению этого возмущения с помощью операций изменения балансов активной и реактивной мощностей, гл а в ным образом, ограничением нагрузок и управляемым делением. По существу это последняя стадия работы РЗ и ПА. Как правило, она решается в режимах функционирования оборудования ЭЭС, близких к предельным. В отличие от неуправляемого деления, выполняемого автономной автоматикой объектов ЭЭС, под управляемым понимается деление, скоординированное по ряду признаков режима и нацеленное на предупреждение триггерного события. В свою очередь, управляемое деление включает две части. Первая

распадается на три подзадачи: когда начать деление, по каким сечениям его выполнить и в какой последовательности. Вторая определяет, когда и в какой последовательности наиболее рационально собирать острова в общую ЭЭС. Выводы Резюмируя изложенное, можно отметить следующее. При функционировании ЭЭС необходимо учитывать возможность крупных аварий с погашением потребителей. Инициирование к погашению определяется одним из последовательных событий возмущения в ЭЭС, которое называется триггерным событием. Снижение рисков погашения связано с развитием методов исследования и моделей проявления аварий, а также мер противодействия им. К числу таких мер относится управляемое деление, включающее три подзадачи: когда, где и как выполнять деление ЭЭС. В следующих публикациях мы остановимся на них более подробно. Литература: 1. Adibi M.M. Power system restoration: methodologies & implementation strategies / Wiley-IEEE Press, 2000. – 690 p. 2. Fairley P. The Unruly Power Grid // IEEE Spectrum, August 2004. – P. 22-27. 3. Родюков Ф.Ф. Корректная математическая модель синхронной машины и математическая модель большой электроэнергетической системы. // Математика в ВУЗе, № 10. Интернет-журнал СПбГПУ. – www.spbstu.ru/public/m_v/N.../contents.html 4. Bialek J.W. Погашения в США/Канаде и континентальной Европе в 2003: действительно ли виновата либерализация? // IEEE PowerTech, Russia, June 2005. – Paper #698. 5. Ilič, M. Technologies and Management Structures to Support Reliable and Efficient Operation over a Broad Range of Generation and Demand // First Energy, Inc. website, November 2003, (also New Electricity Transmission Software (NETSS), Inc. WP03-01, December 2003). 6. Sarosh N. Talukdar et al. Cascading Failures: Survival Versus Prevention // The Electricity Journal, November 2003. – P. 25-31. 7. LaMonica M. Giant batteries steady grid in New York // news.cnet. com/8301-11128_3-20028148-54.html#ixzz1B37Mhaqi. 8. Pourbeik P., Kundur P.S., Taylor C.W. The Anatomy of a Power Grid Blackout // IEEE Power&Energy Magasin September/ October 2006. – P. 22-29. 9. Voropai N. I., Efimov D. N. Analysis of Blackout Development Mechanisms in Electric Power Systems // IEEE Power and Energy Society General Meeting - Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century, 2008. – P.1-7. 10. Каскадные аварии в энергосистемах, их предотвращение и восстановление работоспособности энергосистем: Предотвращение крупномасштабного веерного отк лючени я э ле к тр оснабжени я в круп ны х город ах-мегап о л ис ах // ftp.so-cdu.ru/RZA/old_archiv/ kaskad_avar.pdf

НАУКА

Автоматика

Авторы: к.т.н. В.Н. Козлов, к.т.н. М.И. Петров,

ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ В СЕТЯХ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

«НПП Бреслер», г. Чебоксары.

Аннотация: рассмотрены вопросы компенсации емкостных токов замыкания на землю в электрических сетях с изолированной нейтралью. Приведены основные виды электрооборудования, применяемого для решения этой задачи, и его производители. Рассмотрены достоинства и недостатки аппаратов для компенсации емкостных токов замыкания на землю.

Ключевые слова: однофазные замыкания на землю, дугогасящий реактор, резонанс, контур нулевой последовательности сети. Наиболее частым видом повреждений в линиях электропередачи являются однофазные замыкания на землю (ОЗЗ). Одно из основных достоинств сетей с изолированной нейтралью – возможность сохранения их в работе при этом виде повреждений. Основным критерием, вынуждающим все же отключать потребителей в режиме ОЗЗ, является величина тока в месте замыкания, приводящая к возникновению устойчивой дуги и, как следствие, тяжелым авариям. Один из вариантов решения проблем ликвидации ОЗЗ предложен в 1916 году Петерсоном [1], который заключается в отводе емкостных токов от места замыкания посредством специальных индуктивностей – дугогасящих катушек (ДГК) или дугогасящих ректоров (ДГР). Включение ДГР кроме снижения тока в месте замыкания приводит к увеличению времени восстановления напряжения на поврежденной фазе, что способствует восстановлению диэлектрических свойств изоляции в месте повреждения. Одним из главных преимуществ сетей с компенсацией емкостных токов является снижение кратности перенапряжений в случае дуговых замыканий, до 2,4 - 2,6 Uф (Uф – фазное напряжение сети) при резонансной настройке контура нулевой последовательности сети. В условиях развития сетей и изменения их конфигурации поддержание резонансной настройки требует новых подходов к автоматике управления ДГР [2]. Значения емкостных токов, при превышении которых требуется компенсация и условия выбора дугогасящих аппаратов, приведены в руководящих документах (РД) [3]. В настоящее время, с целью повышения эффективности эксплуатации электрических сетей, компенсацию применяют при токах, существенно меньших рекомендованных ПУЭ и ПТЭ. В условиях современной тенденции заме36

01 / Март 2011

ны кабелей с маслонаполненной изоляцией на пластмассовую (СПЭ) увеличиваются емкости относительно земли и актуальность задачи компенсации емкостных токов постоянно нарастает. В частности, этот факт отражен в Положении о технической политике в распределительном электросетевом комплексе, утвержденном 25 октября 2006 г. распоряжением председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС» [4], в котором определено, что «при новом строительстве, расширении и реконструкции сетей напряжением 6-35 кВ необходимо рассматривать варианты проектных решений сети с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор с автоматической компенсацией емкостных токов». Схемы включения ДГР Принципиально ДГР должны быть установлены в каждой фазе сети (рис. 1). При таком техническом решении катушка, подключенная к конкретной фазе, компенсирует емкостный ток замыкания на землю этой фазы. Высокая стоимость трехфазной системы компенсации емкостных токов, ее громоздкость и технические сложности в пофазной настройке дугогасящих реакторов привели к тому, что наибольшее распространение получило решение с установкой одного ДГР в нейтраль сети (рис. 2). Однако такое решение требует наличия явно выраженной нейтрали сети, которая не всегда имеется. На рис. 2 ДГР подключен к сети посредством специального нейтралеобразующего трансформатора TN. Принципиально добиться компенсации емкостного тока сети можно как изменением индуктивности ДГР, так и изменением добавочной емкости СД, устанавливаемой параллельно ДГР (рис. 2). Однако на практике существует целый ряд сложностей в управлении высоковольтными конденсаторными установками. Кроме того, наличие дополнительного контура, образуемого емкостью С Д и индуктивностью рассеяния трансформатора TN, создает предпосылки к воз-

НАУКА

Автоматика

Рис. 1. Эквивалентная схема трехфазной сети 6-35 кВ с пофазной компенсацией емкостных токов

подсоединяется ДГР. Кроме того, необходимо наличие вторичных обмоток, соединяемых в замкнутый «треугольник», что обеспечивает малое сопротивление трансформатора токам нулевой последовательности сети. Малого сопротивления токам нулевой последовательности сети можно также добиться соединением обмоток трансформатора в «зигзаг» [6]. Первичная обмотка такого трансформатора разбита на две равные части, которые соединяются последовательно встречно с половинкой обмотки другой фазы (рис. 3). В результате такого соединения суммарное количество витков, приходящихся на одну фазу, в 1,15 раза больше, чем в аналогичной обмотке при соединении просто в «звезду». Однако отсутствие необходимости во вторичной обмотке, соединяемой в замкнутый «треугольник», делает такое решение экономически оправданным для задачи искусственного создания нейтрали. Такие трансформаторы получили название – фильтры нулевой последовательности (ФЗМО). Серийно ФМЗО мощностью от 200 до 1600 кВАр выпускает ОАО «РЭТЗ Энергия».

Рис. 2. Эквивалентная схема сети с одним компенсирующим устройством

никновению коммутационных перенапряжений на ДГР. Поэтому в настоящее время, в основном, применяются только управляемые дугогасящие реакторы. Мощность ДГР в схеме (рис. 2) должна быть не меньше суммарной реактивной мощности фазных емкостей СА, СВ, СС сети. Как правило, мощность ДГР выбирается с учетом перспективного развития сетей и возможности компенсации емкостных токов одним реактором при объединении секций шин (СШ) и выводе в ремонт реактора другой СШ. В [5] приводятся расчет мощности и выбор дугогасящих аппаратов. Некоторые положения этого документа во многом устарели. В частности, рекомендация в установке двух и более ДГР при емкостных токах более 50 А.

Нейтралеобразующие устройства Трансформаторы, использующиеся для создания искусственной нейтрали с целью присоединения к ней ДГР, принято называть нейтралеобразующими, подземляющими, присоединительными или фильтрами нулевой последовательности. Последнее название подчеркивает тот факт, что реактор при ОЗЗ создает контур для протекания токов нулевой последовательности сети. В качестве таких присоединительных трансформаторов могут применяться любые трехфазные трансформаторы соответствующей мощности. Первичные обмотки трансформатора должны быть соединены в «звезду» с выведенной нейтралью, к которой и

научно‑практическое издание

Рис. 3. Схема подключения ДГР посредством ФМЗО

Если силовые трансформаторы (T на рис. 4) или трансформаторы собственных нужд сети имеют подходящее соединение вторичных обмоток, ДГР может быть подключен непосредственно к их нейтрали. В этом случае 37

НАУКА

Автоматика костных токов необходимо обратить внимание на влияние сопротивления TN на выбор величины тока ДГР [5]. Истинное значение тока реактора можно рассчитать по формуле: ,

Рис. 4. Схема включения ДГР к нейтрали сети 35 кВ и 6-10 кВ с помощью TN

мощность реактора не должна превышать 7-10% номинальной мощности трансформатора. Для компенсации емкостных токов в сети генераторного напряжения дугогасящий реактор можно подключать к нейтральной точке генератора G (рис. 5). В качестве нейтралеобразующих трансформаторов могут применяться силовые масляные трансформаторы серий ТМ, ТМА, ТМГ с выведенной нейтралью и соединенной в «треугольник» вторичной обмоткой (TN на рис. 4). Все производители трансформаторного оборудования принимают заказы и на поставку этого оборудования. При проектировании системы компенсации ем-

Рис. 5. Схема включения ДГР в сети генераторного напряжения

01 / Март 2011

где: IL – максимальное паспортное значение тока реактора; X L – минимальное значение индуктивного сопротивление ДГР в заданном диапазоне регулирования; X TN – эквивалентное сопротивление TN токам нулевой последовательности. Последнее рассчитывается по формуле: , где: U K , U HOM и S HOM – соответственно, напряжение короткого замыкания трансформатора (паспортное значение в %) TN, номинальные напряжение и мощность трансформатора. Дугогасящие реакторы Дугогасящие реакторы выпускаются регулируемого и нерегулируемого исполнения. Регулируемые ДГР нашли широкое применение в распределительных сетях 6-35 кВ. По принципу регулирования ДГР подразделяются на ступенчато- и плавнорегулируемые. К первому типу относятся катушки типа ЗРОМ, РЗДСОМ и эксплуатируемые в СССР с 50-60 гг. XX века реакторы типа CEUF (ГДР). В настоящее время данный тип реакторов практически не выпускается. Плавнорегулируемые представлены плунжерными реакторами, в которых регулирование индуктивности производится изменением немагнитного зазора сердечника и ДГР с подмагничиванием сердечника, за счет которого изменяется рабочая точка на нелинейной характеристике магнитопровода, а следовательно, и индуктивность реактора. Попытки избавиться от основного недостатка плунжерных реакторов – наличия механического привода, привели к появлению в СССР в 60-80 гг. XX века большого количества разнообразных ДГР с подмагничиванием от внешнего источника продольного, поперечного и смешанного возбуждения. Однако

большая потребляемая мощность, малый диапазон регулирования тока компенсации, наличие высших гармонических в токе рабочей обмотки, сложность автоматического управления сделали этот тип ДГР неконкурентоспособным на рынке электрооборудования. Большая часть этих реакторов демонтирована, а остальная постепенно выводится из эксплуатации. В настоящее время в ДГР со смешанным возбуждением выпускает серийно только Кентауский завод трансформаторов (Казахстан). В практике других стран ДГР с подмагничиванием даже не рассматриваются как альтернатива плунжерным реакторам. Единственным предприятием в России, выпускающим ДГР с подмагничиванием (типа РУОМ), является ОАО «РЭТЗ Энергия», г. Раменское, Московская область. К дугогасящим реакторам с плавным регулированием индуктивности предъявляются следующие основные требования: • линейность регулировочной характеристики; • линейность ВАХ, отклонение, не более 2%; • процент высших гармонических составляющих в токе реактора, не более 2; • добротность аппарата Q, не менее 50; • глубина регулирования, не менее 3; • возможность дистанционного управления без отключения от сети. Технические параметры плунжерных ДГР, поставляемых в электрические сети России, приведены ниже. Конструкция ДГР Большинство ДГР, эксплуатируемых в электрических сетях России, выпускаются в двух- и трехстержневом исполнениях (рис. 6). Двухстержневая конструкция характерна для ступенчато-регулируемых реакторов и реакторов серии РУОМ. Обе половинки рабочей обмотки реакторов соединяются параллельно. На стержнях дополнительно наматываются сигнальная обмотка и обмотка управления. Последняя рассчитывается на подключение активного сопротивления для снижения добротности контура нулевой последовательности сети. Основное отличие магнитных си-

НАУКА

Автоматика

Рис. 6. Конструктивное исполнение ДГР

стем реакторов РЗДСОМ и РУОМ состоит в том, что стержни ступенчатого ДГР имеют по 6-8 немагнитных зазоров, равномерно расположенных по длине. Общая высота зазоров составляет 6-8 см. Наличие зазоров позволяет линеаризовать вольтамперную характеристику реактора, нелинейность которой не должна выходить за рамки допустимых значений к статическим аппаратам этого типа (не более ±2%). Плунжерные дугогасящие реакторы, в основном, имеют трехстержневую конструкцию магнитопровода. Регулирование индуктивного тока осуществляется изменением высоты немагнитного зазора в центральном стержне (рис. 7). Для этого центральный стержень разрезается на 2 части. Возможны два варианта регулирования индуктивности катушки: симметричное, когда зазор изменяется одновременно в обе стороны относительно центральной оси А сердечника, и несимметричное – подвижной является лишь одна часть сердечника. В первом случае характеристика регулирования ДГР более плавная, чем во втором. Минимальный зазор определяет величину минимального тока реактора. Максимальный зазор рассчитывается по величине максимального тока реактора из условия 2-часовой непрерывной работы ДГР. Отношение максимального тока реактора к минимальному называют кратностью

Рис. 7. Схема магнитопровода плунжерного реактора

научно‑практическое издание

регулирования тока КР . Для снижения потерь в катушке и магнитопроводе мощные ДГР серии РЗДПОМ выполняются пятистержневыми (четырехлучевая звезда). Самые совершенные реакторы ASR и ZTC фирмы EGE выполняются по схеме симметричная шестилучевая звезда. Такое конструктивное исполнение магнитопровода позволило минимизировать потери в стали, в том числе за счет упорядочивания потоков рассеяния в немагнитных зазорах. Для снижения потерь в катушке и магнитопроводе мощные ДГР серии РЗДПОМ выполняются пятистержневыми (четырехлучевая звезда). Самые совершенные реакторы ASR и ZTC фирмы EGE выполняются по схеме симметричная шестилучевая звезда. Такое конструктивное исполнение магнитопровода позволило минимизировать потери в стали, в том числе за счет упорядочивания потоков рассеяния в немагнитных зазорах. Производители дугогасящих реакторов Плунжерные катушки, за исключением России и стран СНГ, выпускают в пяти странах мира: Чехия (EGE); Австрия и Канада (подразделения TRENCH); Китай (YUNFA) и Индия. В СНГ производством ДГР плунжерного типа заняты предприятия: ОАО «Белэнергоремналадка» (Белоруссия), ООО «ЭЛИЗ» (г. Запорожье, Украина), ОАО «Электрозавод» (г. Москва), ЦРМЗ филиал ОАО «Мосэнерго» (г. Москва), ООО ВП «НТБЭ» (г. Екатеринбург) и ОАО «Свердловэлектроремонт» (г. Екатеринбург). В таблице 1 приведен список изготовителей и поставщиков плавнорегулируемых ДГР в энергетику России. ОАО «Электрозавод», предприятия EGE и фирма TRENCH выпускают реакторы для электрических сетей класса напряжения 6, 10, 20 и 35 кВ. Единственным предприятием, поставляющим ДГР сухого исполнения для закрытых подстанций, является фирма TRENCH. 39

НАУКА

Автоматика

Тип реактора

РДМР

РЗДПОМ

СвердловПроизводитель

евроэлектроре-

Белэлектроремонт, «ЭЛИЗ», Электрозавод, ЦРМЗ Мосэнерго

монт, ВП «НТБЭ»

Охлаждение

Масляное

ASR, ZTC

РУОМ

Масляное

ОАО РЭТЗ «Энергия»

Масляное

TRENCH

EGE

TRENCH

(Чехия),

(Австрия),

ООО

НПО «ТехноСервис-

«ЭНЕРГАН»

Электро»

(дилер EGE)

(дилер TRENCH)

Масляное

Масляное, Сухое

Таблица 1. Производители дугогасящих реакторов

Одинарное,

Комбинированное

6, 10

6, 10, 20, 35

120-1520

90-1520

50-8000

100-1000

Исполнение

Одинарное

Класс напряжения, кВ

6, 10

6, 10, 20, 35

Кратность регулирования

8-25

Диапазон мощностей, кВА

300-820(1520)

EGE�� и �� TRENCH�� предлагают к поставке дугогасящие аппараты комбинированного исполнения, представляющие собой нейтралеобразующий трансформатор (ФМЗО) и дугогасящий реактор, установленные в одном маслонаполненном баке. Однако их применение в отечественной практике не соответствует

нормативным документам, так, в п. 6.1 «Типовой инструкции...» [4] говорится, что «включение или отключение трансформаторов, предназначенных для подключения дугогасящих реакторов, допускается производить только при отключенном дугогасящем реакторе (разъединитель в цепи реактора должен быть отключен)».

РЕАКТОРЫ

НАИМЕНОВАНИЕ ПАРАМЕТРА

Таблица 2. Электрические параметры дугогасящих реакторов серии РДМР

01 /Март 2011

РДМР300/6

РДМР485/10

РДМР360/6

РДМР610/10

РДМР440/6

РДМР730/10

РДМР490/0

РДМР820/10

1. Номинальное напряжение основной обмотки, кВ

6,6/√3

10,5/√3

6,3/√3

10,5/√3

6,3/√3

10,5/√3

6,3/√3

10,5/√3

2. Максимальное допустимое напряжение основной обмотки, кВ

6,6/√3

11/√3

6,6/√3

11/√3

6,6/√3

11/√3

6,6/√3

11/√3

3. Пределы регулирования тока, А

15-80

10-80

5-100

6-120

7-135

НАУКА

Козлов Владимир Николаевич,

Автоматика

Тип реактора

Номинальное напряжение, кВ

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

Предельные токи при номинальном напряжении, А

Потери суммарные, не более, кВт

РЗДПОМ-120/6 У1

6,6/√3

7,2/√3

26,2 – 5,2

2,5

РЗДПОМ-300/6 У1

6,6/√3

7,2/√3

65,5 – 13,1

6,25

РЗДПОМ-190/10 У1

11/√3

12/√3

25,0 – 5,0

4,0

РЗДПОМ-480/10 У1

11/√3

12/√3

63,0 – 12,6

10,0

РЗДПОМ-480/20 У1

22/√3

24/√3

31,4 – 6,3

10,0

РЗДПОМ-480/20 У1

15,75/√3

17,/√3

44,0 – 8,8

10,0

РЗДПОМ-700/35 У1

38,5/√3

40,5/√3

28,4 – 5,7

15,75

родился 15.08.1952 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова в 1975 г., кафедра «Электрические аппараты». В 1985 г. защитил

Таблица 3. Электрические параметры дугогасящих реакторов серии РЗДПОМ

кандидатскую диссертацию в Ленинградском политехническом

Тип реактора

Мощность реактора, кВА

Номинальное напряжение сети, кВ

Номинальное напряжение реактора, А

Диапазон тока компенсации, А

ZTC 50

100

3,46

6 – 30

ZTC 50

190

3,46

11 – 55

ZTC 250

300

3,46

17 – 87

ZTC 250

480

3,46

28 – 139

ZTC 50

100

5,77

3 – 17

ZTC 50

190

5,77

6 – 33

ZTC 250

300

5,77

10 – 52

ZTC 250

480

5,77

17 – 83

институте на тему «Комплексная защита судовых генераторов». Доцент кафедры «ТОЭРЗА» Чувашского госуниверситета, главный конструктор ООО «НПП Бреслер».

Таблица 4. Электрические параметры дугогасящих реакторов серии ZTC (EGE)

Тип реактора

Мощность реактора, кВА

Номинальное напряжение сети, кВ

Номинальное напряжение реактора, А

Диапазон тока компенсации, А

ASR 1.0

840

3,46

48 – 243

ASR 1.6

1520

3,46

44 – 439

ASR 1.0

840

5,77

29 – 145

ASR 1.6

1520

5,77

52 – 263

ASR 1.0

1010

20,2

10 – 50

ASR 1.6

1620

20,2

16 – 80

ASR 2.0

2020

20,2

20 – 100

ASR 2.6

2500

20,2

24 – 124

Таблица 5. Электрические параметры дугогасящих реакторов серии ASR (EGE)

научно‑практическое издание

НАУКА

Автоматика

Виды ДГР

Петров Михаил

Номинальное напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Номинальная мощность, кВАр

Работающие длительно

ETD

6-10-35

5-500

100-1000

Работающие кратковременно

ETK

6-10-35

5-500

100-1000

С сухой изоляцией/ длительно

EDD

6-10-35

5-500

100-1000

С сухой изоляцией/ кратковременно

EDK

6-10-35

5-500

100-1000

Длительно

END

6-10-35

5-500

100-1000

Кратковременно

ENK

6-10-35

5-500

100-1000

Со ступенчатым регулированием/ длительно

ESD

6-10-35

5-500

100-1000

Со ступенчатым регулированием/ кратковременно

ESK

6-10-35

5-500

100-1000

Работающие длительно

ELD

6-10-35

5-500

100-1000

Работающие кратковременно

ELK

6-10-35

5-500

100-1000

Иванович, родился 07.10.1956 г. Окончил Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова

Одиночный дугогасящий реактор

в 1979 г., кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий». В 1994 г. защитил кандидатскую диссертацию в Московском энергетическом институте на тему «Совершенствование средств компенсации емкостных токов замыкания на землю». Доцент кафедры «ЭСПП им А.А. Федорова» Чувашского госуниверситета, главный специалист по режимам нейтрали

Трансформаторный агрегат (дугогасящая катушка и подземляющий трансформатор в одном корпусе)

ООО «НПП Бреслер». Таблица 6. Электрические параметры дугогасящих реакторов фирмы TRENCH

Все ДГР, приведенные в таблицах, имеют две дополнительные вторичные обмотки: сигнальную (с номинальным напряжением 100 В) и управления. У отечественных реакторов обмотка управления рассчитана на 220 В, у зарубежных – 500 В. Выводы. 1. В настоящее время наиболее перспективным типом дугогасящих аппаратов в сетях 6…35 кВ являются плунжерные реакторы. 2. На отечественном рынке представлен достаточно широкий выбор плунжерных ДГР.

01 / Март 2011

Литература: 1. Petersen W. Neutralizing of ground fault current and suppression of ground fault arcs through the ground fault reactor. E.T.Z., 1919. 2. Козлов В.Н., Петров М.И. Дугогасящие катушки и автоматика управления ими./ Релейная защита и автоматизация. – 2010. №01(00). – С.20-25. 3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – СПб.: Изд-во «Деан», 2000. – 352 с. 4. Князев В., Боков Г. Техническая политика ФСК. Требования к распределительному электросетевому комплексу // Новости ЭлектроТехники. – 2006. - №6 (42). – С. 22-26. 5. Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ. РД 34.20.179. Утверждено Главным научно-техническим управлением энергетики и электрификации 06.06.87 г. 6. Каминский Е.А. Звезда, треугольник, зигзаг. Энергия, 1973. 104 с.

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Релейная защита

Авторы: В.В. Исаев, И.А. Никитин,

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА УСТАНОВОК ПЛАВКИ ГОЛОЛЕДА

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.

Аннотация: приводится обзор решений по реализации релейной защиты установок плавки гололеда переменным и постоянным токами на базе цифровых устройств релейной защиты производства НПП «ЭКРА».

Ключевые слова: установки плавки гололеда, комплексы цифровых устройств релейной защиты и автоматики, схемы распределения устройств РЗА УПГ переменным и постоянным током. НПП «ЭКРА», в соответствии с техническим заданием филиала ОАО «ЮИЦЭ» «Южэнергосетьпроект», разработало комплексы цифровых устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) для установок плавки гололеда (УПГ) переменным и постоянным токами, выпрямительных установок (ВУ) для подстанций (ПС) и распределительных пунктов (РП). Комплекс защит включает в себя: •  РЗА трансформатора плавки гололеда типа ШЭ2607 041 и ШЭ2607 041073; •  РЗА ВУ системы плавки гололеда постоянным током на базе терминала БЭ2502А0109; •  РЗА УПГ переменным током на базе терминала БЭ2502А0303. На рис. 1 приведен фрагмент схемы распределения устройств РЗА УПГ постоянным током. Часть комплекса, выполняющая функции РЗА трансформатора плавки гололеда, состоит из двух шкафов: ШЭ2607 041 и ШЭ2607 041073. Во второй шкаф входят два комплекта: А1, который по своим функциям полностью идентичен шкафу ШЭ2607 041 (дифференциальная токовая защита и дополнительные токовые защиты), и А2 – резервные защиты трансформатора, УРОВ и автоматика управления выключателем. Комплект А1 также обеспечивает: •  прием сигналов от сигнальных и отключающих ступеней газовой защиты трансформатора и газовой защиты РПН трансформатора; от отключающих ступеней защит действует на отключение выключателя через 2 группы отключающих реле; •  прием сигналов от датчиков повышения температуры масла, понижения и повышения уровня масла, неисправности цепей охлаждения; •  осциллографирование и регистрацию событий. 44

01 / Март 2011

Комплект А2 может реализовывать: •  прием сигналов от газовой защиты трансформатора и газовой защиты РПН; •  автоматическое повторное включение (АПВ) трансформаторного выключателя (не используется). В качестве защиты ВУ используются два терминала типа БЭ2502А0109, реализующие следующие функции: Рис. 1. Схема распределения защит ВУ и УПГ постоянным током

ПРАКТИКА

Исаев Вячеслав Васильевич, родился в 1964 году. В 1988 году окончил Новочеркасский политехнический институт. Работает в ООО НПП «ЭКРА» зав. отделом защит низкого напряжения.

Никитин Иван Алексеевич, родился в 1983 году. В 2005 году окончил Чувашский

Релейная защита •  поперечную дифференциальную токовую защиту нулевой последовательности (ПДНП) – полную парную, позволяющую выявлять поврежденный ВМ; •  защиту от коротких замыканий на землю (РКЗЗ). Терминалы также имеют набор дополнительных функций: •  возможность осциллографирования аварийных процессов; •  возможность дистанционной связи с ПЭВМ; •  предусмотрен непрерывный функциональный контроль работоспособности терминала с действием на внешнюю сигнализацию при обнаружении неисправности. На рис. 2 приведен фрагмент схемы распределения защит УПГ переменным током. Релейная защита выполнена на базе терминала БЭ2502А0303, выполняющего следующие функции: •  максимальной токовой защиты (МТЗ); •  сигнализации однофазных замыканий на землю (СОЗЗ); •  защиты от обрыва провода (ЗОП), схема которой приведена на рис. 3. ЗОП выявляет обрыв проводника во время плавки гололеда и действует на сигнализацию с отображением информации о фазе (А, В, С), в которой произошел обрыв. С 2008 года ООО НПП «ЭКРА» осуществило поставки комплексов защит УПГ на следующие подстанции: •  ПС «Псоу» – ШЭ2607 041073, БЭ2502А0103 – 1 шт., БЭ2502А0303 – 2 шт.; •  РП «Волгодонск» – ШЭ2607 041, ШЭ2607 041073, БЭ2502А0109 – 2 шт., БЭ2502А0303 – 2 шт.; •  ПС 500 кВ «Шахты» – ШЭ2607 041073,

Рис. 2. Схема распределения защит УПГ переменным током

БЭ2502А0109– 2 шт., БЭ2502А0303 – 1 шт.; •  ПС 500 кВ «Ростовская» – ШЭ2607 041073, БЭ2502А0103 – 2 шт.; •  ПС 500 кВ «Фроловская» – БЭ2502А0109 – 4 шт., БЭ2502А0303 – 1 шт. Таким образом, на базе цифровых устройств РЗА производства НПП «ЭКРА» реализованы технические решения д ля защиты УПГ [1,2], апробированные в процессе длительной эксплуатации. Литература: 1. Дьяков А.Ф., 3асыпкин А.С., Левченко И.В. Предотвращение и ликвидация гололедных аварий в электрических сетях энергосистем. Пятигорск: Изд-во РП «Южэнерготехнадзор», 2000. 284 с. 2. Диагностика, реконструкция и эксплуатация воздушных линий электропередачи в гололедных районах: Учеб. пособие / И.И. Левченко, А.С. Засыпкин, А.А. Аллилуев, Е.И. Сацук. — М.: Из дательский дом МЭИ, 2007. 448 с.

государственный университет. Работает в ООО НПП «ЭКРА» инженером.

Рис. 3. Функциональная схема ЗОП

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850

Автор: Б.С. Зайцев,

АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ КОМПЛЕКСНОЙ ПРОВЕРКИ УСТРОЙСТВ РЗА, ИСПОЛЬЗУЮЩИХ СТАНДАРТ МЭК 61850

ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары.

Аннотация: в статье рассматриваются основные проблемы проверки современных подстанций, выполненных с использованием протокола МЭК 61850, и основные рекомендации по их решению. Кроме этого освещаются вопросы взаимодействия между терминалами при выполнении пусконаладочных работ на подстанции, периодической проверки отдельных устройств в условиях работающей системы, а также контроль производительности сети Ethernet. Ключевые слова: тестирование, МЭК 61850, GOOSE, РЕТОМ, Ethernet Рассматривая сложившуюся ситуацию в российской энергетике, связанную с внедрением современных микропроцессорных устройств РЗА (IED-интеллектуальное электронное устройство), поддерживающих стандарт МЭК 61850, можно отметить, что одним из препятствий на пути внедрения является проблема их проверки. В связи с этим возникают вопросы: что именно, чем и как нужно проверять, какие проверки в устройствах IED обязательны, а для каких достаточно использовать автоматический контроль? В самом стандарте это только обсуждается. Кроме того, встает вопрос, нужно ли проверять работу сети Ethernet, и если да, то как это сделать? Считается, что если компьютерная сеть работает, то и нет необходимости в ее проверке. Информация по сети доставляется с нелимитированным временем, т.е. время ее передачи может варьироваться от единиц до сотен миллисекунд в зависимости от загрузки. Таким образом, чем больше объем передаваемой по сети информации, тем больше время задержки при ее передаче. Учитывая, что на работу сети влияют все элементы, включенные в нее, то при любых изменениях в их работе необходимо проверять работу всей сети, например, при замене аппаратной части (server, router, switch), расширении сети, обновлении любого программного обеспечения (в том числе ПО терминалов), запуске дополнительной программы типа АСУ ТП, АСКУЭ, АРМ и т.д. Таким образом, диагностику сети, возможно, придется проводить даже чаще, чем проверять сами IED. Следовательно, для обеспечения полноценно работающей среды передачи 46

01 /Март 2011

информации между всеми устройствами необходимо не только рационально подходить к размеру и топологии физической сети, конфигурации и настройке интервалов передачи пакетов данных, но и выполнять соответствующие измерения. Реальные данные позволяют значительно качественнее оптимизировать информационный трафик и гарантировать, что и при аварии все сообщения будут доставлены вовремя. В стандарте МЭК 61850 описано несколько различных протоколов управления и обмена данными. В данной статье рассматривается только обмен данными между IED-устройствами, выполненный на GOOSE- и SV-сообщениях, поскольку время их передачи сильно влияет на правильность функционирования релейной защиты. Другие протоколы (это TCP/IP и более высокого уровня) не так сильно влияют на ее работу и в данной статье не рассматриваются. Таким образом, при проверке терминала необходимо, чтобы в комплексе проверочного оборудования было специальное устройство, работающее с сетью Ethernet, способное считывать, обрабатывать и выдавать GOOSE- и SVсообщения. В качестве такого устройства НПП «Динамика» предлагает коммутационный блок РЕТ-61850, который входит в состав диагностических комплексов РЕТОМ-51 и РЕТОМ-61. Блок обеспечивает одновременный прием, первичную обработку и передачу 16 GOOSE-сообщений с 64-мя дискретными сигналами и имеет 4 канала RJ-45 со скоростью до 100 Мбит/сек. В настоящее время ведется работа по расширению его функциональных возможностей: увеличение количества одновременно обрабатываемых сообщений и их сигналов, увеличение скорости обработки информации, обработка SV-сообщений и т.д.

ПРАКТИКА

Стандарт МЭК 61850

Рассматривая вопросы диагностики работы всей системы РЗА по стандарту МЭК 61850, необходимо отметить, что проверять нужно как отдельные терминалы, так и их взаимодействие по участкам работающей сети, но при этом вся диагностика не должна влиять на работу всей системы РЗА. Рассмотрим несколько вариантов решения этой задачи и возникающие при этом проблемы. В качестве примера возьмем терминал IED1.1, в котором обновилось программное обеспечение. Необходимо проверить его работу, в том числе и взаимодействие с другими терминалами, например, с IED n.n, при этом вся остальная система релейной защиты остается в работе. Первый вариант заключается в проверке отдельного терминала. Отключаются аналоговые (ток и напряжение) и дискретные (входные и выходные) сигналы, терминал отсоединяется от компьютерной сети Ethernet, т.е. полностью выводится из системы защиты. Далее подключается тестовое оборудование к аналоговым и дискретным цепям терминала (рис. 1) и проводится проверка его работы, в том числе и обмен информацией по сети Ethernet. Этот способ широко используется и прекрасно себя зарекомендовал. Он безопасен, так как информация о работе проверяемого терминала не влияет на функционирование других IED. Однако такой подход имеет ряд недостатков: •  работа всей системы РЗА нарушена, т.к. нет одного терминала и, следовательно, остальные IED недополучают

соответствующую информацию. Поэтому перед выводом терминала из работы необходимо проанализировать работу всей оставшейся системы РЗА на правильность ее функционирования при отсутствии информации от выведенного терминала, и, при необходимости, переконфигурировать ее; •  отключив терминал от общей сети Ethernet, пользователь не имеет полноценной информации о времени передачи данных, так как исключено устройство передачи информации вместе с его временными задержками; •  нет возможности оценить загрузку сети Ethernet. Таким образом, этот способ не обеспечивает полноценную проверку работы терминала, поскольку после тестирования каждого терминала по отдельности необходимо выполнить диагностику их совместной работы. Только в этом случае можно оценить правильность настройки различных GOOSE-сообщений: объем данных, приоритеты, интервалы времени посылок и т.д. Рассмотрим второй вариант, в котором, кроме проверки самого IED, предусматривается диагностика взаимодействия между двумя терминалами при помощи локальной тестовой сети. В этой сети можно проводить полноценный контроль обмена данными между двумя IED-устройствами (рис. 2). Все терминалы выводятся из работы, и к каждому из них подключается тестовое оборудование, которое одновременно и синхронно управляется

Рис. 1. Проверка одного терминала

научно‑практическое издание

от одного компьютера. Тестовая программа моделирует различные режимы работы и аварийные ситуации, оба терминала одновременно реагируют на аналоговые сигналы и полноценно взаимодействуют между собой. Этот способ диагностики работы системы обычно используют наладчики при вводе в работу новых подстанций. Путем последовательного объединения в сеть все большего количества терминалов происходит наращивание всей системы защиты, что позволяет проверить работу всех взаимодействующих систем, исключить ошибки в GOOSE-сообщениях и настроить саму сеть. Такой вариант диагностики безопасен и позволяет проверить весь возможный объем функций взаимодействия нескольких терминалов. Но он также неполноценен, поскольку не предусматривает работу реальной сети. Следовательно, этот вариант проверки необходимо рекомендовать для пусконаладочных испытаний. После выполнения работ по этим двум способам необходимо проверить работу канала обмена данными. Для этого можно использовать схему рисунка 3. Запрограммировав блоки РЕТ-61850 на передачу и прием «фиктивных» GOOSE- сообщений, т.е. информации, не участвующей в работе релейной защиты, можно выполнить большое количество различных измерений и полноценно оценить работу сети. При этом решается задача быстрой и безопасной проверки сети, поскольку: 1.  В оценке времени прохождения сиг-

Рис. 2. Проверка локальной тестовой сети

ПРАКТИКА

Зайцев Борис Сергеевич, год рождения: 1959. Образование: высшее, в 1984 году окончил кафедру «Электрические аппараты» Чувашского государственного университета имени И.Н. Ульянова. ООО «НПП «Динамика», г. Чебоксары, заместитель директора по инжинирингу.

01 / Март 2011

Стандарт МЭК 61850 налов по сети терминалы не участвуют, следовательно, выводить их из работы не нужно. 2.  «Фиктивную» информацию составляют таким образом, что она неинтересна другим терминалам и воспринимается ими как «мусор», следовательно, можно не опасаться ложного отключения. 3.  Управление обоими блоками РЕТ-61850 проводится по той же сети, т.е. все быстро и просто подключается, и нет необходимости тянуть длинные кабели для подключения его к тестовому оборудованию. 4.  П одключая блоки в разных местах сети, можно легко обнаружить «узкие» места и принять соответствующие методы для их оптимизации. Проанализировав вышеперечисленные недостатки, предлагается третий вариант, в котором для полноценной проверки взаимодействия терминалов используется реальная сеть (рис. 4). В этой сети один физический канал передачи данных разделен на два невзаимодействующих виртуальных канала: один используется рабочей системой, а другой – для тестирования. Кроме того, используются сигналы, идущие по проводам, но при этом их использование должно быть независимо от остальной системы РЗА. Таким образом, полная тестовая система состоит из двух комплектов диагностического оборудования, подключенных к проверяемым терминалам IED1.1 и IEDn.n, которые одновременно управляются от одного компьютера. Тестовая программа моделирует различные режимы работы и аварийные ситуации с учетом особенностей работы проверяемых терминалов и мест установки первичных датчиков тока и напряжения для каждого из них. На оба терминала одновременно и синхронно подаются аналоговые и дискретные сигналы. Кроме того, через реальную сеть при помощи специального согласующего устройства осуществляется безопасная

передача всех необходимых виртуальных сигналов. Следовательно, имеется возможность измерять время прохождения конкретного сигнала, анализировать трафик для данного участка сети и т.д. Итак, этот вариант дает полноценную проверку IED и их взаимодействия, но при этом имеет один недостаток – это очень объёмная работа из-за необходимости по очереди выводить из работы все взаимодействующие терминалы. В статье не затронуто много вопросов, связанных с тестированием по стандарту МЭК 61850, например, проверка первичного оборудования, выдающего информацию в виде SV-сообщений, и т.д., но некоторые выводы сделать можно: 1.  П роведение полноценного комплексного тестирования терминала в работающей современной системе релейной защиты – задача очень непростая, и на данном этапе внедрения стандарта наиболее просто и удобно использовать первый вариант диагностики (проверка отдельного терминала). 2.  Необходимо разрабатывать соответствующее диагностическое оборудование и методики диагностики, и по мере усовершенствования диагностического оборудования можно постепенно переходить к третьему варианту (проверке взаимодействия терминалов в условиях реальной сети). 3.  Эксплуатирующий персонал должен получать глубокие знания не только в области РЗиА, но и сетевых технологий. В заключение отметим, что в самом стандарте необходимо уделить особое внимание вопросам диагностики, тогда работы по проверке сети и взаимодействия терминалов будут выполняться просто, быстро и в автоматическом режиме.

Рис. 3. Проверка работы канала обмена данными

Рис. 4. Проверка реальной сети

ПРАКТИКА

Разработка и изготовление

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Оперативный ток

Авторы: к.т.н. И.А. Галкин, К.В. Турханов, А.Б. Иванов,

РЕЛЕ КОНТРОЛЯ СИММЕТРИИ АККУМУЛЯТОРНОЙ БАТАРЕИ ООО НПП «ЭКРА» ТИПА РСАБ-01М

ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.

Аннотация: содержится анализ требований к реле контроля симметрии аккумуляторных батарей. Приведена структурная схема реле РСАБ-01М, позволяющего вести непрерывный контроль напряжения двух половин аккумуляторной батареи относительно ее средней точки и основные технические данные реле. Ключевые слова: сеть оперативного постоянного тока, аккумуляторная батарея, реле контроля симметрии.

Галкин Игорь Александрович, родился 23 июня 1952 года; в 1974 году окончил Чувашский государственный университет им. И.Н.Ульянова, кафедра «Техника высоких напряжений». В 1988 году защитил кандидатскую диссертацию на тему «Индукторные системы для магнитно-импульсной обработки металлов» в Омском политехническом институте, кандидат технических наук; ведущий инженер ООО НПП «ЭКРА».

01 / Март 2011

Для объектов ОАО «ФСК ЕЭС» приказом №191 от 29.02.2010 введены требования к системам оперативного постоянного тока, в которых для выявления отстающих (дефектных) элементов в аккумуляторных батареях сети оперативного постоянного тока напряжением 220 В должен использоваться контроль симметрии напряжений групп аккумуляторов аккумуляторных батарей (двух или четырех). Допустимая ассиметрия напряжений групп аккумуляторов должна соответствовать допустимому разбросу напряжений на элементах батарей, указанному в инструкциях по эксплуатации аккумуляторов /1/. Для элементов стационарных свинцово-кислотных аккумуляторных батарей на 2 В допускается отклонение -0,05…+0,1 В /2/. Проведенный анализ показал, что для батареи, состоящей из 104 элементов с номинальным напряжением 2,23 В, допустимое отклонение напряжения между двух половин аккумуляторной батареи составит -5,2…+10,4 В. При выходе из строя только одного элемента отклонение напряжения составит -2,23…+2,23 В. Таким образом, при напряжении оперативного тока 220 …232 В необходимо контролировать ассиметрию напряжений двух половин аккумуляторной батареи от -10 В до +10 В с дискретностью 1…2 В. Отметим, что при обрыве провода, идущего от средней точки аккумуляторной батареи к реле контроля симметрии, величина напряжения асимметрии составит половину номинального значения напряжения оперативного постоянного тока 220…232 В, что не должно привести к выходу из строя реле симметрии. В ООО НПП «ЭКРА» разработано реле контроля симметрии РСАБ-01М, предназначенное для установки в комплектных распределительных устройствах в шкафах или на панелях для непрерывного контроля напряжения двух по-

ловин аккумуляторной батареи относительно ее средней точки с уставкой величины асимметрии -10…+10 В с дискретностью 1 В. Структурная схема реле контроля симметрии аккумуляторной батареи типа РСАБ представлена на рисунке 1: 1, 2 – делители напряжений; 3 – усилитель; 4 – микроконтроллер; 5 – задатчик уставки нарушения симметрии напряжений между двумя половинами аккумуляторной батареи; 6, 7 – светодиоды сигнализации U1<UАБ/2 и U1>UАБ/2; U1 – напряжения на половине аккумуляторной батареи; UАБ – напряжение на аккумуляторной батарее; 8 – источник питания; 9 – электромагнитное реле. Работа реле основывается на непрерывном контроле дифференциального сигнала ∆U, снимаемого с двух делителей напряжений, измеряющих напряжение на всей аккумуляторной батарее (UАБ) и напряжения со средней точки аккумуляторной батареи (U1). Делители напряжеРис. 1. Структурная схема подключения реле симметрии аккумуляторных батарей РСАБ

ПРАКТИКА

Турханов Константин Викторович, родился 26.07.1977 г., окончил в 2000 году Чувашский государственный университет, кафедра САУЭП, заведующий сектором ООО НПП «ЭКРА».

Оперативный ток ний рассчитаны так, что при U1 = 0,5*UАБ дифференциальный сигнал ∆U = 0. Микроконтроллер сравнивает измеренное значение ∆U с уставкой Uуст допустимого нарушения симметрии напряжений между двумя половинами аккумуляторной батареи. При превышении ∆U > Uуст c выдержкой времени, равной 5 секундам, микроконтроллер подает сигнал на электромагнитное реле 9, которое замыкает своими контактами клеммы 11-14 и 21-24. Одновременно зажигается светодиод 6 или 7 красного цвета, в зависимости от случаев U1>UАБ/2 или U1<UАБ/2. Возвращение в исходное состояние происходит при уменьшении превышения ∆U < Uуст. Если превышение напряжения ∆U > Uуст происходит за время меньшее 5 секунд, то срабатывание электромагнитного реле не происходит. Сигнализация работы реле осуществляется непрерывным миганием светодиода зеленого цвета, установленного на передней панели реле. Диаграмма работы реле представлена на рисунке 2.

Иванов Алексей Борисович, родился 14.06.1985 г., окончил в 2007 году

Рис. 2. Диаграмма работы реле РСАБ-01М

Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова, кафедра «Вычислитель-

Основные технические данные реле РСАБ-01М УХЛ4

ные машины, комплексы, системы и сети», инженер-программист ООО НПП «ЭКРА».

Напряжение торной батареи

аккумуля- 170...240 В

Диапазон уставок напря- 1...10 В жения нарушения симметрии Дискретность устав- 1 В ки напряжения нарушения симметрии Определение знака напря- есть жения нарушения симметрии

Максимальное напряжение 2000 В, 50 Гц между цепями питания и кон- (1 мин.) тактами реле Количество и тип контактов

2 переключающих

Степень защиты реле: по корпусу по клеммам

IP20, IP40

Диапазон рабочих температур

0 0...+55 0С

Температура хранения

-10 0...+60 0С

Относительная влажность воздуха

до 80% при 25 0 С

Режим работы

круглосуточный

Габаритные размеры

100х115х45 мм

Масса

0,3 кг

Питание реле осуществляется непосредственно от контролируемой цепи. Реле выпускается в унифицированном пластмассовом корпусе с передним присоединением проводников. Крепление осуществляется на монтажную рейку DIN EN 50022. Конструкция клемм обеспечивает надежный зажим проводов сечением до 2,5 мм2. На лицевой панели реле расположены декадный переключатель для задания уставки напряжения нарушения симметрии, индикаторы работы реле и полярности нарушения симметрии аккумуляторной батареи.

Литература: 1. Стандарт ОАО «ФСК ЕЭС» 56947007-29.120.40.041-2010 «Системы оперативного постоянного тока подстанций. Технические требования». Дата введения: 29.03.2010. 2. Эксплуатационная документация. Стационарные свинцовокислотные аккумуляторные батареи Classic: OPzS, GroE, OGi, OCSM, www.exide-texnologies.ru

Максимальный комму- 5 А тируемый ток при активной нагрузке:

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Авторы: Д.А. Семёнов, К.В. Быков, ООО НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.

Оперативный ток

АВР В СИСТЕМЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПЕРЕМЕННОГО ТОКА 0,4 кВ НА ПОДСТАНЦИЯХ И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ Аннотация: рассматриваются общие вопросы построения систем АВР в устройствах собственных нужд переменного тока 0,4 кВ.

Ключевые слова: собственные нужды, автоматический ввод резерва, явное и неявное (скрытое) резервирование. Потребители собственных нужд переменного тока на различных объектах энергетики (ГЭС, ПС, АЭС, ТЭЦ и др.) относятся в основном к 1 и ко 2 категории. В общем случае электроприемники разделяются на следующие три категории [1]: • 1 категория – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, угрозу для безопасности государства и т.д.; • 2 категория – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей; • 3 категория – остальные электроприемники. В соответствии с ПУЭ: «Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания» [1]. Для обеспечения данного требования применяется автоматический ввод резерва (сокращенно АВР). Автоматический ввод резерва служит для обеспечения надежной работы сети электропитания. При явном резервировании АВР подключает к рабочей секции резервный трансформатор собственных нужд (рис. 1). При неявном (скрытом) резервировании трансформатор подключается через секционный выключатель от смежной секции (рис. 2). Выбор типа резервирования определяет52

01 / Март 2011

ся нормами и правилами проектирования электростанций и подстанций. По правилам проектирования мощность резервного трансформатора (6-10)/0,4 кВ по схеме с явным резервом принимается равной мощности наиболее крупного рабочего трансформатора, им резервируемого; по схеме со скрытым резервом мощность каждого из взаиморезервируемых трансформаторов должна быть выбрана по полной нагрузке двух секций [2]. АВР включается в работу в следующих случаях: • исчезновение напряжения одной или нескольких фаз на вводе; • снижение напряжения на вводе (уставка регулируется в диапазоне 0,7…1Uн); • превышение напряжения на вводе (уставка регулируется в диапазоне 1…1,3Uн); • обрыв нейтрального проводника; • нарушение последовательности чередования фаз. По восстановлении питания на вводе происходит автоматический возврат в нормальный режим (ВНР). Включение АВР и возврат в нормальный режим происходит с независимыми регулируемыми выдержками по времени. Уставки по времени выбираются так, чтобы, с одной стороны, обеспечить минимальный перерыв электроснабжения собственных нужд; а с другой стороны – чтобы исключить ложное переключение во время действия АПВ и АВР выключателей со стороны высокого напряжения. На тех объектах, где велика доля двигательных нагрузок (что характерно для ТЭЦ и АЭС), необходимо учитывать условие самозапуска двигателей. При одновременном самозапуске двигатели потребляют большой пусковой ток, в 4-5 раз и более превышающий номинальный. Большие значения токов самозапуска создают дополнительное падение напряжения в трансформаторе, что вызывает снижение пускового момента и может привести к существенно-

ПРАКТИКА

Оперативный ток

Рис. 1. Схема явного резервирования трансформатора

Рис. 2. Схема неявного резервирования трансформатора

собственных нужд

му затягиванию процесса самозапуска. На нашей практике производства и наладки ЩСН на различных объектах уставки АВР по времени лежали в диапазоне от нескольких десятых долей секунды до 20 секунд. Для обеспечения надежной работы цепи управления АВР запитываются оперативным постоянным током =220 В от ЩПТ. Схемотехнически АВР реализуется посредством релейно-контактной логики или на микропроцессорном устройстве. В том и другом случае имеются свои особенности (таблица 1).

АВР обеспечивает блокировки: • одновременной работы 2-х трансформаторов собственных нужд на 1 секцию (выполняется электрически и (или) механически), в ряде случаев данная блокировка не выполняется; • включения резервного питания при аварийном отключении выключателя ввода; • во избежание ложных переключений может осуществляться отстройка по времени при действии АПВ выключателя со стороны высокого напряжения. Для автоматического переклю-

чения на резервный трансформатор в большинстве случаев применяются автоматические выключатели и разъединители с электромагнитным или электродвигательным приводом. В некоторых случаях применяются контакторы. Например, когда ожидаются частые (несколько раз в месяц) перебои питания, поскольку механический ресурс контакторов больше, чем приводов выключателей. По способу переключения на резервный источник АВР может быть: • с кратковременным перерывом питания на время переключения выключателей;

Тип схемы АВР

Отличительный критерий

Релейно-контактная схема

Логика АВР

Жесткий, неизменяемый алгоритм

Ремонтопригодность, обслуживание

Применение широко используемых реле и традиционных схем позволяет быстро находить неисправность и производить ремонт

Настройка уставок, наладка

Уставки АВР по времени выставляются непосредственно на реле времени

Монтаж цепей АВР

Большое количество межшкафных соединений, чем сложнее логика, тем больше связей

Помехоустойчивость

Относительно нетребовательна по вопросам ЭМС и помехозащищенности

Микропроцессорная схема Гибкое программирование алгоритма, возможность оперативного выбора одного из предварительно подготовленных алгоритмов Ремонт осуществляется квалифицированным персоналом при помощи специального оборудования

Уставки выставляются на панели оператора, имеется возможность дистанционного изменения уставок

Цепи АВР соединяются по цифровому интерфейсу экранированной витой парой Чувствительна к помехам, в особенности по цепи питания микропроцессорных устройств, требует установки дополнительных защитных устройств и применения специальной конструкции

Таблица 1

научно‑практическое издание

ПРАКТИКА

Семёнов Денис Александрович, родился 02.12.1980 г., окончил в 2005 году Чувашский государственный университет, кафедра САУЭП, ведущий инженер ООО НПП «ЭКРА».

Быков Константин Владимирович, родился 20.07.1976 г., окончил в 1999 году

Оперативный ток • с вводом резервного источника без пропадания напряжения. В последнем случае имеется ряд проблем в связи с процессами, возникающими при параллельной работе трансформаторов. Одновременная работа трансформаторов собственных нужд на одну секцию нагрузки допускается при соблюдении определенных требований: • равенство первичных питающих напряжений; • равенство коэффициентов трансформации; • равенство параметра �� U�� к (в пределах нормируемых допусков). Технически сложно добиться равенства напряжений как по уровню, так и по сдвигу фаз на первичных обмотках трансформаторов собственных нужд, если они запитаны от разных источников. А при несогласованном включении трансформаторов возникающее напряжение между одноименными зажимами вторичных обмоток приводит к появлению недопустимого уравнительного тока. Из-за различия в значениях �� U�� к вторичные напряжения обоих трансформаторов не будут равными друг другу по причине неравных падений напряжения, и их разность также приведет к протеканию уравнительного тока по обмоткам трансформаторов. Причем у одного трансформатора (с меньшим значением Uк) он будет суммироваться с основным током, а у другого вычитаться из него. Таким образом, один трансформатор будет перегружен по отношению к другому. Сложно подобрать два трансформатора с идентичными параметрами, если же один из них выходит из строя, то заменить его практически невозможно.

Чувашский государственный университет, кафедра САУЭП, магистр техники и технологии, заведующий сектором ООО НПП «ЭКРА».

Рис.3. ЩСН-0,4

01 / Март 2011

Кроме того, при одновременной работе трансформаторов ток короткого замыкания гораздо выше, и требования к релейной защите более жесткие, чем при раздельном питании. По этим причинам, как правило, запрещается параллельная работа трансформаторов собственных нужд [3]. Те же потребители, перебой в питании которых недопустим, выделяются в отдельную группу с бесперебойным источником питания. Изложенные принципы выполнения АВР в системе СН переменного тока реализованы в выпускаемой продукции НПП «ЭКРА». На предприятии с 2005 года налажен выпуск щитов собственных нужд переменного тока на напряжение 0,4 кВ на полный ряд номинальных и ударных токов. Конструктивно щиты выполняются в виде сборных шкафов из оцинкованной стали (рис. 3) или могут быть сделаны из шкафов сварной конструкции (по заказу). Шкафы ЩСН объединены в серию ШНЭ8350, информация доступна для проектных организаций. ООО НПП «ЭКРА» имеет заключение экспертной комиссии, рекомендующее ЩСН-0,4 кВ для поставок на объекты ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК». Литература: 1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) 7 ред., утв. Приказом Министерства энергетики РФ от 20.05.2003 №187. 2. ВНТП-81. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. // Совет Минэнерго СССР. Москва 1981 г. 3�� . СО 153-34.20.122-2006. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ. // ОАО «ФСК ЕЭС» Стандарт организации, Москва 2006 г.

ПРАКТИКА

Авторы: В.И. Босенко, А.Л. Горохов,

Аттестация

ВОПРОСЫ АТТЕСТАЦИИ НОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ООО «Уралэнергосервис», г. Екатеринбург.

Аннотация: на примере аттестации аппаратуры, выпускаемой ООО «Уралэнергосервис», рассмотрены положительные и отрицательные стороны корпоративной системы аттестации оборудования, технологий и материалов ОАО «ФСК ЕЭС».

Ключевые слова: аттестация оборудования, техническая политика, линейные испытания. Федеральной сетевой компанией разработан и внедрен в практику механизм аттестации оборудования, технологий и материалов, предназначенных для применения на подведомственных объектах энергетики. Такой механизм является способом реализации технической политики ОАО «ФСК ЕЭС», поскольку в ходе аттестации проводится экспертиза соответствия оборудования действующей НТД, одобренной или разработанной компетентными структурами самой компании. Механизм аттестации действует уже более 5 лет и приобретает все больший авторитет в глазах потребителей оборудования. В настоящее время и предприятия энергетики, неподведомственные ОАО «ФСК ЕЭС», предпочитают закупать оборудование, уже имеющее положительное заключение аттестационной комиссии ОАО «ФСК ЕЭС» о возможности применения. Сегодня уже не приходится сомневаться, что аттестованное оборудование имеет явные конкурентные преимущества. Вот почему предприятия-производители оборудования готовы затрачивать значительные средства и усилия для доказательства соответствия их продукции требованиям ОАО «ФСК ЕЭС». Цель механизма аттестации кажется очевидной: стимулировать производство качественного оборудования, отвечающего в полной мере требованиям энергетики, что должно стать основой для повышения надежности функционирования энергосистем и качества электроэнергии. К настоящему времени предприятием накоплен определенный опыт работы в части аттестации аппаратуры нашего производства как в РФ, так и в странах ближнего зарубежья. Несмотря на некоторые различия в терминах научно‑практическое издание

(наименованиях), механизмы аттестации имеют много общего в части организации процесса. Сходны они и в проявлении основного своего недостатка – длительных сроках процедуры аттестации. Развитие средств диспетчерского и технологического управления, систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики неразрывно связано с развитием специализированных каналов связи. Большое значение сохраняют в настоящее время ВЧ-каналы. Производители непрерывно работают над повышением качества выпускаемого оборудования ВЧ-каналов и разработкой новой продукции. В настоящее время на российском рынке аппаратуры связи по ВЧ-каналам о себе заявляет целый ряд производителей, как зарубежных: «Сименс», «Арева», АББ, «Искра», «Маркони», «Селта», «Нептун», «Зенит», – так и отечественных: «Уралэнергосервис», «Прософт-Системы», ШТЗ, НПФ «Модем», ЭИС. Большинство этих производителей готовы предложить не один, а несколько видов продукции (аппаратуры). На сегодняшний день в общей сложности только порядка 20 наименований (типов) из них имеют действующий аттестат. Это говорит о том, что в течение последних 5 лет ежегодно получали аттестацию не более четырех устройств. Такие темпы ведут к моральной деградации применяемой (аттестованной) аппаратуры на фоне все увеличивающегося числа производителей и ускоряющегося процесса разработки новых изделий. Вряд ли положение со сроками аттестации отличается и по другим видам электрооборудования. Не должно быть никакой «очереди» на прохождение аттестации. Иначе уже при составлении планов работ экспертной организации придется подразделять заявки производителей по каким-то субъективным критериям. 55

ПРАКТИКА

Аттестация

Если ориентировать планы работ по аттестации на предпочтение оборудования отечественного производства, то будет возникать существенная задержка в появлении новых технических решений от зарубежных компаний. Не лучше выглядит критерий «по степени актуальности предлагаемого оборудования». Взвешенная оценка по этому критерию может быть получена скорее из опыта применения оборудования, чем на стадии предварительной оценки представленной документации. Есть причины для торможения механизма аттестации и тогда, когда уже рассмотрение документации началось. Конечно же, не количеством наименований аттестованного оборудования должна оцениваться работа эксперта. Но и возлагать на него «ответственность за то, чтобы оборудование работало безотказно», будет неверно. Процесс аттестации – только одна из составляющих всех усилий, направленных на улучшение показателей безотказности оборудования, но не определяющая. Существенное влияние могут оказывать: качество работ в процессе изготовления, начиная с комплектования процесса производства материалами, полуфабрикатами и заканчивая упаковкой готового изделия; условия транспортировки; качество наладочных работ (включения в работу); качество проектирования; качество эксплуатации. Оценка качества работы эксперта по интегральному критерию «безотказность оборудования» формирует стремление демонстрировать позицию непримиримости к «недостаткам» оборудования, представленного на аттестацию. В результате появляются замечания, тормозящие процесс. Например, со стороны эксперта может быть предложено заявителю дополнить аттестуемое оборудование новыми возможностями или переработать документацию в иное представление. Наконец, могут быть выдвинуты новые технические требования, которые на момент подачи заявки не были представлены в действующей НТД. Требование о представлении документации в иной форме носит 56

01 / Март 2011

субъективный характер. Не существует методики испытаний, способной подтвердить или опровергнуть справедливость такого замечания. Можно допустить, что предлагаемые экспертом усовершенствования расширят область применения оборудования (аппаратуры), но кто даст гарантию изготовителю, что дополнительные усилия принесут эффект? А вот задержка выхода аппаратуры в существующем виде – это явный минус. Совмещение процессов аттестации и формулирования новых требований к оборудованию («на ходу», в процессе аттестации) вообще недопустимо. Эти внешне различные по виду замечания объединяет один общий признак – формула замечания не содержит адресной ссылки на требование действующей НТД, несоответствие которому «выявлено». Отсутствие четких правил по формулированию замечаний делает невозможной оценку качества экспертизы, основными показателями которого всегда были и остаются: полнота, компетентность, непредвзятость. Важным шагом к совершенствованию механизма аттестации может быть расширение круга уполномоченных экспертных организаций, которым делегируется технический анализ документов по аттестуемому оборудованию. Для каждого из видов оборудования (ВЧ-связь, терминалы РЗ, системы АСУ ТП и пр.) их должно быть не менее двух. Демонополизация в сфере услуг, сопутствующих процессу аттестации, ограничит возможности для лоббирования интересов одних производителей (в ущерб другим) неконкурентными методами и будет способствовать: • нормализации ценообразования на оплату услуг по экспертизе, • повышению качества этих услуг, • сокращению затрат времени на процесс аттестации, • развитию конкуренции на рынке электрооборудования. Сокращению сроков проведения аттестации будет способствовать ориентация всех участников процесса на действующие НТД. Появление «новых»

требований, отсутствующих в действующей НТД непосредственно в процессе аттестации, предполагает организацию и проведение заявителем дополнительных испытаний. Кроме того, двусмысленной выглядит ситуация, когда «новые» требования становятся известными только заявителю из текста замечаний эксперта, а его конкуренты остаются в неведении. Технические требования к оборудованию сформулированы в действующих НТД: к ним относятся РД, РУ, типовые технические требования, стандарты, в том числе на электромагнитную совместимость (ЭМС). Обновление НТД с течением времени необходимо, и оно происходит. Разрабатываются и принимаются новые документы, замещая собой устаревшие. За последние десять - пятнадцать лет существенно изменились требования по ЭМС в отношении вторичного электрооборудования, в том числе и устройств РЗА. Введена серия стандартов ГОСТ Р 51317 (МЭК 61000). Часть четвертая этой серии – «Методы испытаний и измерений» – представляет собой основу доказательной базы соответствия предъявляемым требованиям к оборудованию и является наиболее важной для производителей. Введение ГОСТ Р 51317 в какой-то мере послужило процессу гармонизации действующих стандартов Евросоюза (ИСО, МЭК, МСЭ) и РФ (ГОСТ, ГОСТ Р), как того требует Закон «О техническом регулировании». Вместе с тем, тексты новых стандартов имеют неточности и противоречия в формулировках требований и обозначениях ссылок, а это приводит к необходимости дополнительных согласований требований между экспертом и заявителем. Примером тому могут служить таблицы 2, 3, 4 в ГОСТ Р 51317.6.5 - 2006. Повысить качество принимаемых нормативных документов будет возможно, если в обсуждении формулировок новых требований примет участие достаточно широкий круг специалистов. Опыт специалистов в области разработки и производства оборудования, а также проектирования объектов электроэнергетики, дол-

ПРАКТИКА

Босенко Владимир Иванович, дата рождения: 03.07.1950 г., окончил в 1972 году, электротехнический факультет Уральского политехнического института (УПИ), г. Екатеринбург. Генеральный директор ООО «Уралэнергосервис».

Аттестация жен быть задействован в этом процессе. Организации широкого обсуждения предложений по совершенствованию НТД может послужить создание специальной электронной площадки по типу инструмента Collaboration Tools Suite, используемого МЭК, где все заинтересованные и компетентные стороны имеют возможность высказать и обосновать свою позицию в ходе разработки нормативного документа (или его корректировки с целью актуализации). Взаимопониманию Эксперта и Заявителя будет способствовать создание и непрерывное пополнение электронной версии «Толкового словаря терминов электроэнергетики» по темам: АСУ ТП, связь, РЗА, высоковольтное оборудование, системы заземления. Нельзя не затронуть вопрос организации и проведения линейных испытаний оборудования, а также опытной эксплуатации ограниченной партии. До получения положительного заключения аттестационной комиссии на новое оборудование его установка в действующих электроустановках (на действующей ПС) не имеет на сегодня законных оснований. Порядок получения Разрешений на опытную эксплуатацию в Положении об аттестации не прописан. В то же время отзыв-отчет о результатах опытной эксплуатации (или линейных испытаний) от эксплуатирующей организации мог бы существенно улучшить доказательную базу соответствия нового оборудования заявленным требованиям.

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

Вывод:

Механизм аттестации оборудования следует совершенствовать. Для чего необходимо задействовать потенциал саморегулируемых (СРО) и других некоммерческих профессиональных организаций. Это позволит: • расширить круг компетентных экспертных организаций, осуществляющих технический анализ документов по аттестуемому оборудованию; • п оддерживать на должном уровне и с минимальными затратами процесс актуализации НТД.

научно‑практическое издание

Комментарий к статье А.К. Белотелов к.т.н., Президент НП «СРЗАУ» Авторами поднят «больной» вопрос для многих производителей и поставщиков электрооборудования. По сути, система аттестации электрооборудования, технологий и материалов, действующая в ОАО «ФСК ЕЭС», имеет статус корпоративной системы допуска оборудования на объекты ЕНЭС и, соответственно, не является отраслевой и не относится к системе добровольной сертификации, предусмотренной Законом «О техническом регулировании». Нельзя не согласиться с полезностью и эффективностью корпоративной системы аттестации, но в то же время надо отметить, что входной контроль должен проводиться за счет организации-заказчика входного контроля, т.е. ОАО «ФСК ЕЭС». На практике при аттестации оборудования значительные затраты трудовых и финансовых ресурсов несет производитель со всеми вытекающими последствиями в виде увеличения конечной стоимости изделия (особенно, когда затраты на аттестацию соизмеримы со стоимостью изделия), что, в свою очередь, отражается и на конкурентоспособности изделия. Выход из сложившейся ситуации с налаживанием оптимального процесса отраслевой приемки таких сложных интеллектуальных устройств, как релейная защита, противоаварийная автоматика и системы управления, один – направить этот процесс в «русло» законности, т.е. проводить эту приемку в рамках системы добровольной сертификации, предусмотренной законом «О техническом регулировании». При этом производитель вправе самостоятельно выбирать для проведения добровольной сертификации своей продукции любой орган по сертификации, область аккредитации которого распространяется на продукцию, которую предполагается сертифицировать. Первые шаги по организации легитимного процесса отраслевой приемки устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики и систем управления уже сделаны. Некоммерческое партнерство «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике» наделено полномочиями Органа Системы добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК». Система добровольной сертификации корпорации «ЕЭЭК» зарегистрирована и внесена в реестр зарегистрированных систем добровольной сертификации (№ РОСС RU.M584/04ЧУ00), и сейчас Система находится в завершающей стадии ее формирования. Подробнее о системе добровольной сертификации в электроэнергетике читайте в следующем номере нашего журнала.

ПРАКТИКА

Эксплуатация

Автор: Б.Д. Щедриков,

СИСТЕМА БЕЗОПАСНОСТИ ЦИФРОВОЙ ПОДСТАНЦИИ (МЫСЛИ ВСЛУХ)

Вологдаэнерго.

Аннотация: рассмотрение проекта Концепции цифровой подстанции (ЦПС) и опыт внедрения микропроцессорных защит на подстанциях Великоустюгских электрических сетей навело автора настоящей публикации на мысли об обеспечении надежности функционирования ЦПС, которыми он делится с читателями журнала. Ключевые слова: цифровая подстанция, система безопасности подстанции, релейная защита и автоматика. 1. В настоящее время в ОАО «ФСК ЕЭС» широко обсуждается подготовленный проект Концепции цифровой подстанции (ЦПС). Конечно, этот документ пока еще далек от совершенства. Однако предполагаю, что «не за горами» и выход законодательных документов, например о том, что все новые подстанции ОАО «ФСК ЕЭС» с такого-то времени должны проектироваться и строиться, как ЦПС. Эти же законодательные документы могут распространиться и на ОАО «Холдинг МРСК». Проектные институты получат свои руководящие указания (РУ) по данному вопросу, и начнется проектирование и строительство ЦПС. Уже сейчас это должно восприниматься как объективная реальность, но пока есть время спокойно поразмыслить. 2. Познакомившись с Концепцией ЦПС, мы задались следующим вопросом: что же мы «наизобретали» и реализовали на 17-ти подстанциях Великоустюгских электрических сетей (ВУЭС), которые мы модернизировали или вновь построили за предыдущие 10 лет? Эти подстанции не боятся полного выхода из строя всех микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики (МП УРЗА) подстанции, всех систем связи и телемеханики, всей АСУ ТП, всех систем собственных нужд и оперативного тока. Даже если все вышеназванное с подстанции, например, удалить, то она все равно будет способна нести нагрузку с минимальным количеством защит и автоматики. Анализ Концепции ЦПС подтолкнул нас к мысли, что мы создали систему, которая позволяет придать подстанции свойство, указанное выше, и эту, абсолютно новую, систему подстанции можно назвать Системой Безопасности Подстанции (СБП). 58

01 / Март 2011

3. СБП пока не регламентируется никакими документами, ее существование и название никем не узаконено (возможно, что в настоящее время это и хорошо, так как ее пока можно легко видоизменять под любые требования). Фактически данная система должна обеспечивать безопасность и защитить подстанцию от любых негативных факторов, которые мешают ей выполнять Основную Технологическую Функцию – обеспечение надежного и безаварийного электроснабжения потребителей. Основой СПБ на наших подстанциях в настоящее время является второй уровень системы РЗА на электромеханике, замечательно выполняющий свои функции защиты подстанции от многих негативных факторов, которые мешают подстанции нормально нести нагрузку, но все же это только часть Системы Безопасности Подстанции. Нельзя скрывать и тот факт, что второй уровень системы РЗА на электромеханике контролирует и всю систему РЗА на МП терминалах. В психологии людей это как-то не очень вяжется: «Как так, какая-то электромеханика контролирует микропроцессоры?». Но это так, и это – эффективно! И все же будет правильно, если второй уровень системы РЗА на электромеханике будет находиться не в системе РЗА подстанции, а в СБП. Тогда все законно, и он имеет право контролировать все, что угодно, и даже МП УРЗА. Ему это будет полагаться по штату. Если при отсутствии электромеханики вышел из строя МП УРЗА – присоединение осталось без защит, а согласно ПТЭ диспетчер не имеет права держать присоединение под нагрузкой без защит. При отказе МП УРЗА, например

ПРАКТИКА

Щедриков Борис Дмитриевич, зам. начальника МСРЗА Великоустюгские электрические сети, Филиал Вологдаэнерго ОАО «МРСК Северо-Запада».

Эксплуатация при КЗ на ВЛ 10 кВ (в конце ВЛ), линия вообще будет выгорать, так как МТЗ вводов 10 кВ трансформаторов подстанций часто не чувствуют КЗ в конце длинных ВЛ 10 кВ. При наличии электромеханики никакие отказы не вызывают аварийную ситуацию на подстанции. Отказал МП терминал РЗА, да пусть хоть все откажут, – все необходимые отключения будут выполнены СБП примерно через 100 миллисекунд после того, как МП терминал РЗА не сработает на отключение. 4. Необходимо сказать, что в настоящее время наша СБП не в полной мере осуществляет контроль МП терминалов РЗА, а контролирует только их отказ и несрабатывание на отключение при КЗ. Ложные срабатывания МП УРЗА не контролируются, так как МП УРЗА, которые установлены и работают у нас (примерно 300 шт.), таких срабатываний не допускают. Это означает, что мы и наша СБП все больше и больше доверяем микропроцессорным устройствам РЗА. Но СБП может легко поставить микропроцессорные устройства РЗА под полный контроль, и тогда у МП УРЗА не будет никаких шансов ложно сработать на отключение или не отключить выключатель при КЗ. Надо сказать, что СБП в том виде, в котором есть на наших подстанциях, уже достаточно эффективна, хотя ее и не видно на самой подстанции. Специалист, впервые посетивший подстанцию, никогда не скажет, что на подстанции существует и работает СБП. Кроме того, СБП отличается своей относительно малой стоимостью. 5. Сейчас нам предлагается ЦПС, и это «зверь» посерьёзнее. ЦПС – это абсолютно новый объект, с абсолютно новыми свойствами, его поведение в различных ситуациях пока непредсказуемо. Мы знаем, что реальную и объективную оценку ЦПС может дать только сама жизнь, но для этого ЦПС должна пройти достаточно длительную обкатку всех своих систем и подсистем в режиме нагрузки: будут многочисленные доводки, изменения всех систем и подсистем. При этом СБП выходит на первый план, ведь ЦПС будет действующей подстанцией, хоть и экспериментальной. А сможет ли СБП поставить под свой полный контроль ЦПС, ведь на первом этапе эксперимента полный контроль необходим? На этот вопрос можно дать положительный ответ: СБП, применяемая у нас, должна быть модернизирована для обеспечения той степени безопасности научно‑практическое издание

Рис. 1. Схематичное построение цифровой подстанции на этапе экспериментальных испытаний

объекта, которая потребуется. Такую СБП абсолютно реально выполнить. На рис. 1 показано, как необходимо выполнять цифровую подстанцию на этапе ее экспериментальных испытаний, когда она будет нести реальную нагрузку и обеспечивать электроснабжение потребителей. В этом случае ЦПС будет взаимодействовать с коммутационными аппаратами подстанции только через СБП. Выводы: При взаимодействии с системой безопасности цифровая подстанция НИКОГДА не сможет нарушить электроснабжение потребителей электрической энергией (даже если будет неисправна вся ЦПС полностью), и в то же время СБП всегда разрешит цифровой подстанции работать, в плане воздействия на коммутационные аппараты, правильно. Таким образом, нами предложено оригинальное решение, обеспечивающее практическое внедрение и надежное функционирование цифровых подстанций – подстанций будущего.

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Общество с ограниченной ответственностью «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС» (ООО «УРАЛЭНЕРГОСЕРВИС») 620028, Россия, Свердловская область, г. Екатеринбург, ул. Татищева, 90-8 тел./факс: (343) 231-46-54(56), 278-60-79, 382-73-00(01) е-mail: oms11@uenserv.ru, www.uenserv.ru Год создания: 1991 Численность персонала: 70 человек Производственные площади: 1200 кв. м

Акты и сертификаты: BUREAU VERITAS ISO 9001: 2008, ГОСТ Р, ОАО «ФСК ЕЭС». Области и виды деятельности: • разработка и производство аппаратуры передачи сигналов высокочастотных защит, противоаварийной автоматики и связи; • гарантийное и сервисное обслуживание; • обучение. Производимая продукция: • ПВЗУ-Е – приемопередатчик высокочастотных защит универсальный; • АКА «Кедр» – аппаратура передачи сигналов-команд релейной защиты противоаварийной автоматики (передатчик Tx, приемник Rx); • ШЭ-200-АКА – шкаф управления аппаратурой передачи команд противоаварийной автоматики; • АК «ТриТОН» – аппаратный комплекс организации передачи сигналов команд ПА и РЗ, данных, информации диспетчерского контроля и управления; • Дополнительные устройства: ФР – разделительный фильтр, ВЧ-АВР – блок автоматики включения резервной ВЧ-аппаратуры, СФН – сетевой фильтр-накопитель. Оборудование: • а втоматизированная установка SMD-компонентов на базе AUTOTRONIK_SMT BS384V1-V; • установка проверки электрической безопасности GPI-745A; Технологии: • трафаретная печать; • объемный монтаж печатных плат; • поверхностный монтаж печатных плат;

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

• термоприработка изделий; • микроэлектронно-оптический контроль.

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

01 / Март 2011

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергопромАвтоматизация» (ООО «ЭнергопромАвтоматизация») 194223, Россия, г. Санкт-Петербург, ул. Курчатова, д. 9, лит. А тел./факс: (812) 297-80-21, 297-19-90 e-mail: info@epsa-spb.ru, pr@epsa-spb.ru www.epsa-spb.ru

Год создания: 2007 Численность персонала: около 100 человек

О компании: ООО «ЭнергопромАвтоматизация» – многопрофильное предприятие полного цикла, созданное для проектирования, разработки и внедрения автоматизированных систем управления, систем телемеханики энергообъектов любого уровня сложности (от 6 до 500 кВ). Виды деятельности: • разработка и внедрение информационно-измерительных систем энергообъектов «под ключ» (АСУ ТП, ТМ, ССПИ, СОТИ, ССОИ и др.); • ведение генерального подряда на проектирование и поставку информационно-измерительных систем для энергообъектов (АСУ ТП, РЗА, ПА, СТСБ, АИИС КУЭ, РАС, систем связи и др.); • проектирование энергообъектов; • официальное эксклюзивное представительство продуктов автоматизации SATEC Ltd., системный интегратор продукции Schneider Electric, официальный партнер General Electric и др. География проектов: География проектов ООО «ЭнергопромАвтоматизация» охватывает всю территорию России. Компания имеет большой опыт по созданию и внедрению интегрированных автоматизированных систем управления на объектах ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «РусГидро», ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и отдельных АО-энерго. Региональные сервисные центры: • ООО «ЭнергопромАвтоматизация» (г. Санкт-Петербург, головной офис) – Северо-Западный федеральный округ; • ООО «ЭнергопромАвтоматизация» (г. Москва, представительство) – Центральный федеральный округ; • ООО «ЭнергопромАвтоматизация» (г. Нижний Новгород, представительство) – Приволжский федеральный округ; • ООО «АйТи Сервис» (г. Екатеринбург, по соглашению о сотрудничестве) – Уральский и Сибирский федеральные округи; • ОАО «Энергострой-МН» – Ростовское управление (г. Ростов-на-Дону, по соглашению о сотрудничестве) – Южный федеральный округ. Свидетельства: • свидетельства саморегулируемой организации НП «ЭНЕРГОПРОЕКТ»; • свидетельство саморегулируемой организации НП «ЭНЕРГОСТРОЙ»; • свидетельство о членстве в НП «СРЗАУ».

научно‑практическое издание

НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров

Закрытое акционерное общество «ОРЗАУМ» (ЗАО «ОРЗАУМ») 127490, Россия, г. Москва, ул. Мусоргского, д. 3 тел.: (495) 984-29-05, (499) 203-66-77 факс: (495) 984-29-08, доб. 218; (499) 203-66-11 е-mail: info@orzaum.ru, www.orzaum.ru Год создания: 2004 Численность персонала: около 70 человек Производственные площади: 700 кв. м Коллектив: Предприятие основано на базе Отдела релейной защиты и автоматики Института «Энергосетьпроект» (ОРЗАУМ). Основу коллектива фирмы составили умудренные опытом авторитетные специалисты, несколько десятков лет проработавшие в электроэнергетике. Кадровый состав ЗАО «ОРЗАУМ» позволяет выполнять весь спектр работ по комплексному проектированию релейной защиты, противоаварийной автоматики, систем управления и связи объектов электроэнергетики и по разработке нормативных и методических материалов с использованием всей номенклатуры устройств и систем РЗА, ПА и связи отечественных и иностранных производителей. Свидетельства: • саморегулируемой организации НП «Энергостройпроект»; • некоммерческого партнерства «Содействие развитию релейной защиты, автоматики и управления в электроэнергетике»; • о наделении полномочиями Экспертной организации Системы добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК»; • о наделении полномочиями Испытательной лаборатории Системы добровольной сертификации Корпорации «ЕЭЭК». Виды деятельности: • разработка проектной документации по релейной защите, автоматике и управлению линий электропередачи напряжением 35–1150 кВ с использованием как высокочастотных, так и оптоволоконных каналов связи; • разработка проектной документации по релейной защите, автоматике и управлению элементов подстанции 35–1150 кВ, включая автотрансформаторы, трансформаторы, сборные шины, шунтирующие реакторы, управляемые шунтирующие реакторы, компенсационные реакторы, статические тиристорные компенсаторы, синхронные и асинхронизированные компенсаторы, фильтры высших гармоник, батареи статических конденсаторов, фидера 6 – 10 кВ; • разработка проектной документации по противоаварийной автоматике энергосистем (энергоузлов, энергорайонов, энергообъединений), предназначенной для предотвращения возникновения и развития аварий; • разработка проектной документации по средствам связи в энергетике: ВОЛС-ВЛ, ВЧ-каналы по ВЛ, РРЛ и внутриобъектная связь; • разработка конкурсной документации по выбору поставщиков оборудования и услуг для строительства подстанций и участие в экспертной оценке конкурсных предложений; • разработка технических решений, нормативных и методических материалов по релейной защите, противоаварийной автоматике, системам управления и связи; • экспертиза технических решений и проектов для объектов нового строительства и реконструкции; • экспертиза новых устройств и систем РЗА, ПА, АСУ ТП и связи; • проведение испытаний устройств и систем РЗА, ПА, АСУ ТП и связи. Партнеры: • ОАО «НТЦ Электроэнергетики»; • ООО НПП «ЭКРА»; • ООО «ИЦ «Бреслер»; • ООО НТЦ «Механотроника»; • ЗАО «Радиус Автоматика»;

• Siemens; • ABB; • General Electric; • Areva; • Schneider Electric.

Заказчики: ОАО «ФСК ЕЭС»; ОАО «Холдинг МРСК»; Территориальные и объединенные генерирующие компании; ОАО «КОНЦЕРН РОСЭНЕРГОАТОМ»; Промышленные предприятия ТЭК.

01 / Март 2011

ИСТОРИЯ НП «СРЗАУ»

Представляем партнеров Общество с ограниченной ответственностью «РЗА СИСТЕМЗ» (ООО «РЗА СИСТЕМЗ») 123610, г. Москва, Краснопресненская наб., д. 12, оф. 705 тел./ факс: +7 (495) 232-12-35 тел.: +7 (495) 967-05-69; +7 (495) 967-05-70; +7 (495) 504-13-85 e-mail: commerce@rzasystems.ru www.rzasystems.ru Год создания: 2008 Численность персонала: более 50 человек Производственные площади: 500 кв. м Сертификаты: • ISO 9001:2008. • Сертификаты соответствия на выпускаемую продукцию. Главное направление деятельности: «РЗА СИСТЕМЗ» специализируется на разработке и производстве устройств и систем релейной защиты и автоматики, шкафов оперативного тока и релейной защиты, а также техническом сопровождении проектов строительства и реконструкции трансформаторных подстанций и распределительных пунктов. Мы постоянно работаем над повышением качества изделий, усовершенствованием потребительских свойств существующих линеек устройств и созданием новых продуктов, которые всегда отличаются разумным сочетанием минимальной стоимости, удобства в эксплуатации и функциональной эффективности. Обеспечиваем техническую поддержку своих устройств, в том числе помощь при разработке схем на их базе. Продукция: • микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики серии РС83 для подстанций и распределительных пунктов 6 - 110 кВ (токовые защиты РС83-А2, направленные токовые защиты РС83-АВ2, защиты по напряжению РС83-В1, управление РПН РС83-В4 и прочие); • статические реле максимального тока серий РС40, РС80; • устройства защиты по току и напряжению для присоединений 6-10 кВ серии РС81 и РС82 соответственно (преимущественно для применения в ячейках КСО); • устройства автоматического включения резервного питания серии РС80-АВРМ; • устройства защиты от дуговых замыканий серий РС40-АРК и ПД; • устройства резервной защиты трансформаторов серии РЗТ; • шкафы оперативного постоянного тока ШОТ1М; • шкафы защиты и автоматики серии ШЗА 35-220 кВ; • релейные шкафы наружной установки серии РШ; • панели релейной защиты ШЗА-П; • щиты постоянного тока ЩПТ; • щиты, панели собственных нужд ЩСН-11; • пульты для контроля и проверки устройств РЗА ПТ-01-М. География поставок: Продукция нашей компании установлена на следующих объектах и предприятиях: • Объекты «Программы олимпийского строительства» (Россия, г. Сочи); • Михайловский ГОК (Россия, г. Железногорск); • Газотурбинная электростанция «Жанажол» (Казахстан, г. Актобе); • Аванский солекомбинат (Армения, г. Ереван); • ПС 110кВ «Джурджулешть» (Молдова, c. Джурджулешты); • Киевский Телецентр (Украина, г. Киев); • Подстанции концерна «Крымский ТИТАН» (Украина, г. Армянск) и другие. Достижения: Реализованы проекты по созданию и реконструкции целого ряда подстанций и РП 6/35 кВ, 6/110 кВ. Продукция и технические решения компании успешно применяются на новых и реконструируемых трансформаторных подстанциях и распределительных пунктах по всей территории Российской Федерации, а также в Казахстане, Украине, Армении, Беларуси и Молдове.

научно‑практическое издание

ИСТОРИЯ

Давайте вспомним

ФОТОГРАФИЯ НАПОМНИЛА...

Эта фотография может рассказать о многом. Сегодня, в ХХI веке, мы уже не мыслим релейную защиту и системы управления без цифровой техники. Существует мнение, что в России только в 90-х годах прошлого столетия начались активные разработки и внедрение релейной защиты и автоматики на основе цифровой техники и технологий. Но фотография, на которой изображены участники научно-технического семинара «Применение управляющих ЦВМ для выполнения функций релейной и технологической защиты и противоаварийной автоматики в электроэнергетических системах», состоявшегося в г. Сыктывкар 17-19 июня 1975 года, и Программа этого семинара убедительно опровергают сложившееся мнение. 64

01 / Март 2011

Данный семинар был посвящен обобщению разработок в направлении использования управляющих ЦВМ (УЦВМ) для выполнения функций релейной и технологической защиты и противоаварийной автоматики в ЭЭС, выполненных рядом организаций, принявших участие в семинаре. Судя по темам докладов и сообщений из Программы, научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по проблеме применения ЦВМ активно проводились еще с начала 70-х годов. И об этом красноречиво говорит нижеприведенный перечень докладов и сообщений: 1 ) д.т.н. В.Е. Поляков и инж. Е.А. Мошкин. «Вопросы использования цифровых вычислительных машин для выполнения функций противоава-

ИСТОРИЯ

Давайте вспомним

рийной автоматики и релейной защиты электрических систем»; 2 ) к.т.н. Я.С. Гельфанд и к.т.н. Л.С. Зисман. «Работы ВНИИЭ в области релейной защиты с использованием управляющих вычислительных машин»; 3 ) инж. В.М. Лагускер. «Перспективы развития противоаварийной автоматики с использованием управляющих ЦВМ»; 4 ) к.т.н. В.К. Гемст и к.т.н. С.С. Розов. «ЭВМ в релейной защите и автоматике энергосистем»; 5 ) к.т.н. Г.П. Касьянов и инж. Ю.Н. Холоденко. «О принципах выполнения устройств релейной защиты как подсистемы общей АСУ в электроэнергетике»; 6 ) инж. Г.П. Шумилова. «Вопросы помехозащищенности и помехоустойчивости ЦВМ на подстанциях»; 7 ) инж. А.П. Сивков. «Использование ЭВМ для решения задач технологического контроля параметров турбогенераторов, предупреждения и ликвидации аварийных ситуаций»; 8 ) инж. М.И. Успенский «Цифровой способ получения мгновенных значений симметричных составляющих токов или напряжений электрической системы на ЦВМ»; 9 ) инж. Л.М. Цыганков. «Определение места повреждения в длинных линиях методом бегущих волн с помощью ЦВМ»; 1 0) инж. Р.А. Декснис, к.т.н. А.Л. Наргелас и к.т.н. А.С. Навицкас. «Цифровой расчет расстояния до точки повреждения для защиты ЛЭП»; 1 1) инж. В.В. Бабыкин «Вопросы выполнения дистанционной защиты ВЛ 500 кВ на базе УЦВМ М-6000»; 1 2) к.т.н. Н.А. Манов, инж. М.И. Успенский и инж. А.И. Сурнин. «Цифровой вычислительный комплекс для экспериментальной проверки алгоритмов защиты от коротких замыканий и ненормальных режимов»; 1 3) инж. Ю.Г. Елизаров, к.т.н. Н.А. Манов, инж. А.Ф. Пройдаков, инж. А.И. Сурнин и инж. М.И. Успенский. «Результаты испытаний цифрового вычислительного комплекса на базе ЦВМ "МИР-1" на подстанции 110 кВ «Восточная» с мая 1974 г. по апрель 1975 г.»;

1 4) к.т.н. И.С. Нейштадт. «Комплекс технических средств повышенной надежности ТА-100 для автоматизации технологических процессов»; 1 5) инж. А.А. Орсоева и инж. Н.А. Городецкая. «Функциональная подсистема противоаварийной автоматики Красноярской ГЭС на базе УВМ ТА-100»; 1 6) д.т.н. Т.А. Филиппова, инж. Ю.А. Секретарев и инж. В.Л. Жирнов. «Определение и учет сигналов предупредительных защит оборудования при рациональном управлении режимами гидроагрегатов»; 1 7) к.т.н. В.Г. Дорогунцев. «О работах МЭИ по противоаварийной автоматике электропередач 500 кВ с использованием УЦВМ» (сообщение); 1 8) к.т.н. Л.Б. Паперно и инж. Б.С. Пороцкий. «Защита от несимметрии фазных токов на базе операционных усилителей»; 1 9) д.т.н. Э.С. Лукашев, к.т.н. Б.3. Гамм и инж. Г.С. Птушкин. «Аварийное управление возбуждением синхронных машин как средство повышения результирующей устойчивости электрической системы»; 2 0) к.т.н. В.Г. Гарке и инж. А.С. Саухатас. «Статистическая оптимизация устройств релейной защиты с применением ЭВМ». Деловой и воистину научно-технический характер семинару придавало то обстоятельство, что организаторами его были известные в те времена ученые и специалисты-практики. Так, в Оргкомитет семинара входили: председатель – к.т.н. Н.А. Манов (Коми филиал Академии наук СССР); зам. председателя – к.г.-м.н. Е.П. Калинин (Коми филиал АН СССР); члены – к.т.н. В.М. Быков и к.т.н. И.И. Леонов (ВНИИЭлектромаш), Ю.Г. Елизаров и А.П. Семененко (РЭУ «Комиэнерго»); секретарь – М.И. Успенский (Коми филиал АН СССР). В организации семинара также принимали участие: к.т.н. Е.Д. Зейлидзон (Главтехуправление Минэнерго СССР), к.т.н. В.А. Семенов (ЦДУ ЕЭС СССР), д.т.н. Г.М. Павлов (Ленинградский политехнический институт им. М.И. Калинина), к.т.н. Я.С. Гельфанд (ВНИИЭ), к.т.н. Л.Б. Паперно (Рижский политехнический институт).

научно‑практическое издание

Все доклады были разделены на четыре группы. Обсуждение первой группы докладов – по проблеме применения управляющих ЦВМ для выполнения функций релейной защиты и противоаварийной автоматики в целом (доклады 1-5) – проходило под руководством к.т.н. В.Г. Дорогунцева. В одном из докладов Г.П. Касьянов и Ю.Н. Холоденко по вопросу об обосновании применения УЦВМ для выполнения функции релейной защиты высказали свое мнение о том, что в качестве основных должны работать локальные аналоговые защиты, а в качестве резервных – УЦВМ по инициативным сигналам основной защиты. Ими был предложен возможный способ получения дискретной информации, основанный на заполнении измеряемого аналогового сигнала высокочастотными импульсами. Обсуждение второй группы докладов – по конкретным вопросам применения управляющих ЦВМ для выполнения функции релейной защиты (доклады 8 и 11) и по разработкам, представляющим интерес с точки зрения решения этой задачи (доклады 6, 7, 9, 10) – проходило под руководством к.т.н. Л.С. Зисмана. В частности, в докладе Р.Д. Дексниса, А.А. Наргеласа и А.С. Навицкаса был предложен способ реализации дистанционной защиты линии с применением цифровых элементов, который позволит с точностью около 1,5% определить расстояние до точки к.з. независимо от условий переходного процесса, наличия высших гармоник в сигнале и сопротивления в точке к.з. Обсуждение третьей группы докладов – по экспериментальным работам и по разработкам, связанным с применением управляющих ЦВМ для автоматизации технологических процессов на энергообъектах (доклады 12-17) – проходило под руководством к.т.н. И.О. Нейштадта. В сделанном им докладе была рассмотрена техническая структура и математическое обеспечение комплекса технических средств ТА-100, высокая надежность которого обеспечивается применением тройного мажоритарного резервирования. 65

ИСТОРИЯ ПРАКТИКА

Давайте вспомним

В других докладах выступающие рассказали об использовании ТА-100 в составе АСУ Красноярской ГЭС для целей противоаварийной автоматики и учета около 30 предупредительных защит гидрогенераторов. Обсуждение четвертой группы докладов, два из которых (доклады 19-20) связаны с темой семинара применением ЦВМ для реализации предложенных методов, а доклад 18 – с использованием современной элементной базы для построения защиты, проходило под руководством Д.Д. Левковича. В заключительном слове В.Г. Дорогунцев отметил, что необходимость применения УЦВМ в системах ПА уже не вызывает сомнений. Но «…что касается применения управляющих ЦВМ для выполнения функций релейной защиты, то в настоящее время на этот вопрос нельзя дать однозначного ответа… Реализация только логики защит на УЦВМ представляется неоправданной. Надо искать новые принципы реализации защит на основе УЦВМ, не копирующие принципы релейной защиты, чтобы получить новые качества. Внедрение полупроводниковых защит не привело к революции в релейной защите именно потому, что были лишь реализованы старые принципы в новом элементном исполнении». Особый интерес представляют некоторые выводы, которые были сделаны по результатам работы семинара и оказались актуальны и применимы к нынешней ситуации перехода на цифровую технику релейной защиты, противоаварийной автоматики и систем управления. Приводим дословно несколько из них: • Необходимо проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектных работ и накопление опыта по применению управляющих ЦВМ для целей противоаварийной автоматики, релейной защиты, технологического контроля, регистрации и телеуправления. • Применение цифровых вычислительных машин в системах противоаварийной автоматики должно повысить точность, надежность и эффективность управления и облегчить условия экс66

01 / Ноябрь 01 / Март 2011 2010

плуатации. С организацией централизованного сбора и переработки информации об аварийной ситуации в энергосистеме на УЦВМ с последующей корректировкой управляющих воздействий локальных устройств ПА, по-видимому, могут быть снижены вероятность и масштабы развития системных аварий. • Применение управляющих ЦВМ для выполнения функций релейной защиты может привести к повышению технического совершенства защиты и получению экономического эффекта за счет исключения части релейной аппаратуры и упрощения схемы вторичной коммутации. • Как свидетельствует зарубежный опыт, применение ЦВМ в системах телеуправления энергообъектами приводит к существенному техникоэкономическому выигрышу за счет исключения дежурного персонала на подстанциях и повышения эффективности управления. • Использование ЦВМ, установленных в рамках АСУ энергообъекта, целесообразно также для диагностики состояния устройств РЗА. • Рациональность поэтапного подхода к развитию систем противоаварийной автоматики и защиты на основе управляющих ЦВМ как звена иерархической системы АСУ электроэнергетики, которое в перспективе само будет иметь иерархическую структуру. При этом вначале, по-видимому, должны внедряться системы низшего уровня, максимально приближенного к защищаемым объектам и способного работать локально с последующей реализацией более высоких уровней иерархии, способных координировать и корректировать работу низших ступеней. • Необходимо проведение исследований по помехам и их влиянию на УЦВМ в условиях высоковольтных подстанций, особенно в части помех, проникающих в УЦВМ по цепям питания. И наконец, об участниках семинара. Многие из них и сейчас продолжают научную и практическую деятельность в области развития и внедрения релейной защиты, противоаварийной автома-

тики и систем управления ЕЭС России. По просьбе редакции один из участников семинара постарался вспомнить изображенных на фотографии 35 лет назад. Вот этот список (слева направо), (см. рис. на стр. 64): 1. Леонов И.И., к.т.н., ВНИИ Электромаш, г. Ленинград. 2. Манов Н.А., к.т.н., Коми филиал АН СССР, г. Сыктывкар. 3. Шутов Г.В., СЭИ СО АН СССР, г. Иркутск. 4. Шурупов А.А., ВНИИР, г. Чебоксары. 5. Мошкин Е.А., ОДУ Урала, г. Свердловск. 6. Саухатас А.С., РПИ, г. Рига. 7. Успенский М.И., Коми филиал АН СССР, г. Сыктывкар. 8. Гарке В.Г., к.т.н., РПИ, г. Рига. 9. Паулаускас М.А., к.т.н., ИФТПЭ АН Лит. ССР, г. Каунас. 10. Шумилова Г.П., Коми филиал АН СССР, г. Сыктывкар. 11. Печников И.И., Коми филиал АН СССР, г. Сыктывкар. 12. Андреева Т.С., ВНИИ Электромаш, г. Ленинград. 13. Дорохин А.П., ЦДУ ЕЭС СССР, г. Москва. 14. Хаус ман Р.Ю. , Эс тонглавэнерго, г. Таллин. 15. Орсоева А.А., ЛО Гидропроек т, г. Ленинград. 16. Секретарев Ю.А., НЭТИ, г. Новосибирск. 17. Левкович Д.Д., Энергосетьпроект, г. Москва. 18. Касьянов Г.П., к.т.н., КПИ, г. Киев. 20. Гамм Б.З., к.т.н., СЭИ СО АН СССР, г. Иркутск. 21. Лосев С.Б., к.т.н., Энергосетьпроект, г. Москва. 22. Сурнин А.И., Коми филиал АН СССР, г. Сыктывкар. 23. Розов С.С., к.т.н., Институт автоматики АН УССР, г. Киев. 24. Гнатив Я.С., ЮЭС РЭУ Комиэнерго, г. Сыктывкар. 26. Бабыкин В.В. МЭИ, г. Москва. 27. Зисман Л.С., к.т.н., ВНИИЭ, г. Москва. 29. Сивков А.П., ЛЭО Электросила, г. Ленинград. 30. Грумад В.А., РЭУ Комиэнерго, г. Ухта. 32. Богаченко А.Е., к.т.н., ИЭД, г. Киев.

Белотелов А.К.

ВНИМАНИЕ

Объявляем фотоконкурс

«Я – НЕ Я, НО ЭТО – ПРАВДА «ЭНЕРГЕТИКА»!» Уважаемые читатели! На страницах нашего журнала продолжается фотоконкурс, посвящённый Дню энергетика. Напоминаем о сроке проведения фотоконкурса – с 1 ноября 2010 г. по 1 ноября 2011 г. Конкурс проводится по следующим номинациям: • «Если б не увидел сам – не поверил!». • «Моя самая удивительная командировка». • «Я – фотограф».

Фотоработы направляйте на электронную почту inа@srzau-ric.ru с пометкой в Теме письма: ФОТОКОНКУРС . В письме просим указывать возможную номинацию, Фамилию Имя Отчество, организацию, должность и свои контактные данные, а также коротко написать: когда, кем, где и при каких обстоятельствах был сделан снимок.

Представляем Вашему вниманию лучшие работы из присланных фотографий в период с декабря 2010 г. по февраль 2011 г.:

Номинация

«Моя самая удивительная командировка»

«Если б не увидел сам – не поверил!»

Эта фотография в очередной раз доказывает, что на энергообъектах приходится работать даже в экстремальных температурных условиях.

Столбы линий электропередач – «палочкивыручалочки»: для энергетиков – опора, а для ГИБДД – указатель.

научно‑практическое издание

ИСТОРИЯ

01 / Ноябрь 2010

Давайте вспомним

научно‑практическое издание

ВНИМАНИЕ НП «СРЗАУ»

Требования к оформлению статей

ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ СТАТЕЙ В РУБРИКАХ «НАУКА» И «ПРАКТИКА» УДК

Рубрика журнала: НАЗВАНИЕ СТАТЬИ (стиль ЗАГОЛОВОК 1, на рус. и англ. языках)

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

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

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

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

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

• акт экспертизы; • ходатайство научного руководителя.

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

Требования к формулам:

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

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

Таблицы могут быть с заголовками и без.

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

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

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

• чертежи: в строгом соответствии с ЕСКД.

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

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

• шрифты: латинские буквы набираются курсивом; обозначения матриц, век-

Microsoft Word.

торов, операторов – прямым полужирным шрифтом; буквы греческого ал-

• шрифт подрисуночных подписей: 9пт.

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

• иллюстрации присылать отдельными файлами в форматах:

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

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

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

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

научно‑практическое издание

ГАРАНТИРОВАННОЕ ПОЛУЧЕНИЕ ВСЕХ НОМЕРОВ ЖУРНА ЛА

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

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

ЗАЯВКА НА 2011 ГОД Количество экземпляров: Наименование организации:

ИНН:

КПП:

Тел.:

Факс:

E-mail:

www:

Контактное лицо (Ф.И.О.):

Юридический адрес:

(полностью)

Должность: Структурное подразделение: ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ ДОСТАВКИ ЖУРНАЛА ПО ПОЧТЕ Получатель журнала (Ф.И.О.):

(полностью)

Должность: Структурное подразделение: (почтовый адрес)

По всем вопросам обращаться в редакцию журнала - тел.: (8352) 226-394, 226-395; ina@srzau-ric.ru СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ НОМЕРА: 1. Бреслер, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 43 2. Динамика, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-я стр. обложки 3. ЭМА, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 49 4. К омплектЭнерго, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 27 5. О РЗАУМ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 2

01 / Март 2011

6. Прософт–Системы, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 35 7. П РОЭЛ, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 26 8. Уралэнергосервис, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-я стр. обложки 9. ЭКРА, НПП, ООО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-я стр. обложки 10. ЧЭАЗ, ЗАО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стр. 17

Адрес доставки:

научно‑практическое издание