Релейная защита и автоматизация 2010 №1 (Ноябрь)

Подождите немного. Документ загружается.

ПРАКтиКА

научно-практическое издание

Эксплуатация

В соответствии с программами техниче-

ского перевооружения, принятыми или прини-

маемыми рядом энергопредприятий, например,

ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК», намече-

но завершить полный переход на МП устройства

РЗА в течение 20–25 лет. Однако, учитывая реаль-

ное финансирование этих программ, даже буду-

чи оптимистами, можно ожидать, что длитель-

ность упомянутого перехода составит не менее

30–40 лет.

Таким образом, можно констатировать,

что большинство находящихся в эксплуата-

ции устройств РЗА являются «традиционными»

устройствами, выполненными на электроме-

ханической и статической (микроэлектрон-

ной) элементной базе. Указанные «традици-

онные» устройства будут продолжать широко

эксплуатироваться в течение весьма длитель-

ного времени.

3. Недостаточное финансирование, в сочета-

нии с ослаблением требований к качеству

профилактического обслуживания, приве-

ли к заметному росту реле и устройств РЗА,

прежде всего электромеханических, выра-

ботавших ресурс (срок службы), установ-

ленный для них производителями. В боль-

шинстве энергопредприятий отсутствуют

полноценные комплекты «аварийных» ЗИП,

необходимых для проведения ремонтов

устройств РЗА. Даже там, где указанные ком-

плекты имеются, численность запасных реле

и близко не соответствует убедительно под-

твердившим свою эффективность на практи-

ке нормам, утвержденным ранее Минэнерго

СССР, например, «Нормам расхода запасных

реле и запасных частей для устройств ре-

лейной защиты и автоматики в электриче-

ских сетях напряжением 35 кВ и выше».

Наметилась явная тенденция старения

(увеличения срока службы) находящихся в экс-

плуатации устройств РЗА. Доля устройств, срок

службы которых превышает 25 лет, устойчиво

растет и составляет сейчас 65–70 %. Естествен-

но, это приводит к увеличению доли непра-

вильных действий устройств РЗА, обусловлен-

ных старением. Так, если в 2004 г. указанная

доля в общем количестве неправильных дей-

ствий составляла 15,7 %, то в 2008 г. – почти

в 2 раза больше: 31 %.

4. Имеет место ухудшение показателя правиль-

ной работы устройств РЗА, который с упомя-

нутых 99,5–99,6 % снизился до 98,7–98,9 % для

всех эксплуатируемых в ЕНЭС устройств РЗА

и до 92,2–95,1 для МП устройств.

На основании вышеизложенного мож-

но однозначно утверждать, что для поддержа-

ния на требуемом высоком уровне надежно-

сти функционирования систем РЗА в масштабах

страны необходимо обеспечить качественную

эксплуатацию как МП, так и «традиционных»

устройств РЗА. Нельзя отрицать те многочис-

ленные преимущества, которыми обладают МП

устройства РЗА, но нельзя скидывать со сче-

тов преобладающие количество находящихся

в эксплуатации «традиционных» устройств РЗА

и накопленный десятилетиями положительный

опыт их эксплуатации и эффективного функцио-

нирования. При этом следует иметь в виду, что

современные технологии позволяют улучшить

технические характеристики «традиционных»

устройств РЗА, расширить их функциональность,

повысить надежность. На Чебоксарском элек-

троаппаратном заводе (ЗАО «ЧЭАЗ»), основном

на постсоветском пространстве производителе

электромеханической и микроэлектронной ре-

лейной аппаратуры, реализуется обширная про-

грамма модернизации указанных устройств.

МП релейная защита, наряду с преимуще-

ствами, имеет и недостатки. Прежде всего это

небольшой срок службы – 12 лет и постоянно ме-

няющееся программное обеспечение. Для срав-

нения, срок службы электромеханических защит

составляет от 15 до 25 лет. На практике встреча-

ются электромеханические устройства РЗА, ра-

ботающие гораздо более 25 лет, но последнее со-

пряжено с повышенными трудозатратами на их

техническое обслуживание.

Возвращаясь к нынешнему состоянию сис-

тем РЗА в ЕЭС России, можно отметить, что по-

прежнему сохраняется и действует на практи-

ке следующий тезис: положительный эффект

от внедрения микропроцессорных устройств

и систем РЗА может быть получен при соблюде-

нии трех основных условий:

•   готовность объекта внедрения, 

в основном, по обеспечению

электромагнитной совместимости;

•   внедрение не отдельных устройств, 

а системы РЗА, включающей в себя функции

контроля и управления, интегрированной

в АСУ ТП энергетического объекта;

•   наличие нормативных 

и методических материалов.

Если первые два условия строго соблю-

даются, то с выполнением третьего условия

дела обстоят из рук вон плохо. Вот уже 15 лет

как мы внедряем микропроцессорные защиты,

а стройной системы нормативно-технической

белотелов Алексей

Константинович

Кандидат

технических наук.

Президент

Некоммерческого

партнерства

«Содействие развитию

релейной защиты,

автоматики и управления

в электроэнергетике»,

Заместитель

генерального директора

ЗАО «ОРЗАУМ».

ПРАКтиКА

60 01 / Ноябрь 2010

документации, на основании которой должны

проходить процессы проектирования, ввода

в эксплуатацию и сама эксплуатация, так и нет.

В настоящее время все субъекты элек-

троэнергетики руководствуются нормативно-

технической документацией, входящей в пере-

чень действующих нормативно-технических

документов, имеющих рекомендательный ха-

рактер в соответствии с Федеральным законом

«О техническом регулировании».

Имеется необходимый по номенклатуре

объем разработанных нормативно-технических

документов по техническому и оперативному

обслуживанию устройств первого и второго по-

коления – устройств РЗА, выполненных на элек-

тромеханической и микроэлектронной базе. Соз-

дан комплект НТД, которые определяют общие

положения, требования и правила, касающиеся

организации эксплуатации, технического и опе-

ративного обслуживания. Наряду с этим ком-

плектом НТД и заводской документацией имеют-

ся типовые инструкции и методические указания

по техническому обслуживанию большинства

типов эксплуатирующихся устройств РЗА. Основ-

ной объем указанных документов в свое время

был разработан по заданиям Главного техниче-

ского управления Минэнерго СССР и РАО «ЕЭС

России», «Фирмой ОРГРЭС» с участием разработ-

чиков из других организаций.

В лучшем положении оказались разработ-

чики, которые опираются на созданные много

лет назад «Общие технические требования к ми-

кропроцессорным устройствам защиты и ав-

томатики энергосистем» и ряд разработанных

в последние годы стандартов ОАО «ФСК ЕЭС».

Проектировщики пользуются недавно пере-

смотренными и введенными в 2009 г. «Норма-

ми технологического проектирования подстан-

ций переменного тока с высшим напряжением

35–750 кВ» и технической документацией про-

изводителей МП устройств РЗА. В самом худшем

положении оказалась эксплуатация, которая

вынуждена обеспечивать правильное функци-

онирование МП устройств РЗА, руководству-

ясь действующими НТД с учетом рекомендаций

каждого производителя МП устройств РЗА, а та-

ковых у нас можно насчитать более десятка.

Как проектировщики, так и эксплуатация

остро нуждаются в методических указаниях по рас-

чету и выбору уставок обширной номенклатуры МП

устройств РЗА, а с учетом того, что еще долгое вре-

мя электромеханические и микропроцессорные

защиты обречены на взаимодействие, необходима

также разработка принципов их согласования.

Отрицательную роль сыграл также про-

цесс реструктуризации служб релейной защиты.

Представляется, что ошибочными решениями

были разделение служб РЗА между диспетчер-

ским управлением и эксплуатацией и выделе-

ние из служб РЗА ремонтного персонала. Все это

привело к дефициту и снижению квалификации

специалистов служб РЗА всех уровней.

Выводы

1. Первоочередной задачей при внедрении

микропроцессорных устройств РЗА считать

разработку и формирование нормативно-

технической базы, включающей в себя орга-

низационные и технические документы.

2. Вернуться к прежней структуре и системе экс-

плуатации РЗА, показавшей свою эффектив-

ность на протяжении нескольких десятилетий.

3. Организовать сбор и обработку статистиче-

ских данных и на их базе проводить анализ

функционирования систем РЗА по всем субъ-

ектам ЕЭС России.

4. Восстановить систему обучения, подготовки и

переподготовки специалистов, занимающихся

эксплуатацией и техническим обслуживанием

систем РЗА.

5. Наряду с безусловным выполнением работ по

внедрению современных микропроцессорных

устройств РЗА в рамках нового строительства

и комплексной реконструкции энергетических

объектов, проводить работы по замещению

выработавших свой ресурс электромеханиче-

ских и статистических устройств РЗА на ана-

логичные электромеханические и статистиче-

ские устройства. Не допускать эксплуатацию

устройств РЗА, срок службы которых превыша-

ет предельный показатель 25 лет.

6. Обеспечить формирование ЗИП, необходимых

для проведения ремонтов РЗА, в соответствии с

ранее утвержденными нормами расхода запас-

ных реле и запасных частей для устройств РЗА

электростанций и электрических сетей.

7. Для замещения и ремонта электромеханических

и статистических устройств РЗА организовать

производство аппаратуры РЗА с улучшенными

характеристиками на базе новых технологий.

Эксплуатация

шамис Михаил

Александрович

Кандидат

технических наук.

Заместитель

генерального директора

ЗАО «Чебоксарский

электроаппаратный

завод».

ПРАКтиКА

научно-практическое издание

Эксплуатация

Автор:

Б.Д. Шедриков,

Вологдаэнерго

ЭлеКтРОМехАнИчеСКИе

уСтРОйСтвА РелейнОй зАщИты

И АвтОМАтИКИ в ЭнеРгетИКе:

нАСтОящее И будущее

1. Введение

В 2000 году в Великоустюгских электри-

ческих сетях (ВУЭС) Вологдаэнерго было начато

строительство (модернизация) подстанций но-

вого поколения без постоянного обслуживаю-

щего персонала с микропроцессорной системой

РЗА, выполненной для встраивания в АСУ ТП.

Попытки встроить микропроцессорные

устройства РЗА (МП УРЗА) в существующие схе-

мы РЗА подстанций показали неэффективность

такого метода, поэтому для модернизируемой

(строящейся) подстанции все схемы РЗА раз-

рабатывались вновь. При разработке за основу

брались типовые схемы «Энергосетьпроекта»,

и в них выполнялись изменения только там, где

это было необходимо.

Модернизация подстанций выполнялась

не по присоединениям, а целиком по всей под-

станции. Только в этом случае удавалось соз-

дать новую систему РЗА подстанции.

Учитывая, что МП УРЗА являются «нежны-

ми» устройствами, которые боятся перенапря-

жений, чувствительны к максимальным и ми-

нимальным температурам, еще до применения

МП УРЗА была выполнена попытка выработать

стратегию применения МП УРЗА на подстанциях.

При этом главный вопрос состоял в том, резер-

вировать ли МП УРЗА присоединений 6–10–35 кВ

простейшими МТЗ на электромеханике.

В 2000 году на техническом совете инжене-

ров службы МСРЗА с небольшим перевесом по-

бедила точка зрения, что можно обойтись и без

МТЗ на электромеханике. Были выполнены четы-

ре проекта модернизации четырех подстанций

35/10 кВ, на которых подсистема РЗА включала

только МП УРЗА и не включала электромехани-

ческие УРЗА.

Ключевые слова:

модернизация, проектирование, релейная

защита и автоматика, микропроцессорные

устройства, электромеханические устройства.

2. Модернизация подстанций: начало

В 2001 году в ВУЭС модернизированы

4 подстанции 35/10 кВ, причем МП УРЗА присо-

единений 10 кВ были размещены в ячейках КРН

Мытищинского электромеханического завода.

На четырех подстанциях было 32 присоедине-

ния 10 кВ.

Зимой 2001–2002 годов температура на-

ружного воздуха опустилась до минус 37°.

МП УРЗА присоединений 10 кВ на этих четы-

рех модернизированных подстанциях ока-

зались в экстремальных условиях низких

температур. Почти все 32 МП УРЗА стали по те-

лемеханике периодически выдавать сигналы

«Отказ» – «Работа».

Мы со страхом ждали дальнейшего пони-

жения температуры, понимая, что при дальней-

шем понижении температуры все 32 МП УРЗА

«уйдут в полный отказ».

При температурах минус 40° и ниже высо-

ковольтные провода натянуты как струны, и ве-

роятность их обрыва с последующим КЗ велика.

Вся сеть 10 кВ четырех подстанций останется

без защит – значит, линии 10 кВ будут выгорать

пролетами до тех пор, пока КЗ не приблизится

к подстанции и не войдет в зону МТЗ 35 кВ вво-

дов трансформаторов.

Но и отключать потребителей при такой

температуре тоже нельзя. С волнением гото-

вились к худшему и под впечатлением этой си-

туации собрали технический совет службы РЗА,

на котором повторно обсуждался один един-

ственный вопрос: «Нужно ли применять на всех

присоединениях 6–10–35–110 кВ резервную МТЗ

на электромеханике?».

Мнение было единодушным: «Да, нужно,

и причем всегда!!!».

К счастью, температура стала поднимать-

ся и МП УРЗА вошли в свой нормальный режим

работы.

Таким образом, природа нам дала чет-

ко понять, что окончательную оценку нашей

деятельности в области модернизации под-

станций выдаст сама жизнь в процессе функ-

ПРАКтиКА

62 01 / Ноябрь 2010

ционирования нашей системы РЗА в дей-

ствующих электроустановках. И только это

мнение будет объективным и решающим.

После этого мы обратились к производи-

телям МП УРЗА, чьи устройства мы применяли,

с просьбой о том, чтобы опустить рабочий диа-

пазон температур МП УРЗА ниже минус 40°, что

и было выполнено.

3. Модернизация подстанций:

продолжение 2002–2004 гг.

С 2002 года по 2004 год мы ежегодно про-

ектировали и модернизировали по 2–3 под-

станции в год. Причем была выработана новая

стратегия построения системы РЗА на модер-

низируемых (вновь строящихся) подстанциях.

Система РЗА необслуживаемой подстан-

ции нового поколения должна быть надежной,

и поэтому выполняется в двух уровнях:

•   первый  уровень  (основной)  выполня-

ется на МП УРЗА. Основное назначение

данного уровня – качественное выпол-

нение функций РЗА. Вторым, не менее

важным, назначением данного уровня

является выполнение данным уровнем

функций нижнего уровня АСУ ТП;

•   второй  уровень  (дополнительный)  вы-

полняется на электромеханических УРЗА.

Основное назначение данного уровня –

обеспечение надежности всей системы

РЗА подстанции в различных экстремаль-

ных режимах (в режимах низких темпера-

тур, отказе МП терминалов и. т.д.).

Количество элементов РЗА (реле, ключей,

накладок и …) во втором уровне минимально,

но данный уровень выполняется полноценным,

способным обеспечить РЗА всей подстанции при

выходе из строя всех МП УРЗА подстанции. Таким

образом, подстанция, на которой повреждены

сразу все электронные устройства, будет нести

нагрузку с нормальными защитами.

Самую высокую надежность (живучесть)

подстанции обеспечивает РЗА на электромеха-

нике. Именно она нечувствительна к критиче-

ским температурам и помехам различного рода.

Поэтому 2-й уровень системы РЗА должен вы-

полняться только на электромеханических ре-

ле. Отсюда, для модернизируемой подстанции

с постоянным оперативным током, применяется

МТЗ на двух (трех) реле типа РТ-40 и одном реле

времени типа РВ-100. Но эта МТЗ все же зависит

от наличия оперативного тока.

Была поставлена новая задача – выполнить

сверхнадежную МТЗ на электромеханике, работа

которой не зависит от наличия оперативного тока.

Задача была выполнена. Независимо от то-

го, что подстанция модернизируется на постоян-

ном оперативном токе, выбирается резервная

МТЗ, взятая с подстанций с переменным опера-

тивным током. МТЗ выполняется на двух (трех)

РТ-40 и одном реле времени типа РВМ-12.

К сожалению, в настоящее время электро-

механическое реле РВМ-12 снято с производ-

ства. Вместо него завод предлагает электронное

статическое реле РСВ-13, но при такой замене

резервную МТЗ уже нельзя назвать электроме-

ханической защитой.

В ВУЭС имеется запас реле РВМ-12, но его

недостаточно, и мы готовы закупать данные ре-

ле по двойной рыночной цене.

Стоимость защиты 2-го уровня (резерв-

ной МТЗ) минимальна. Например, для ВЛ 10 кВ

ее стоимость составляет ~ 5 000–10 000 руб. При

стоимости новой ячейки 10 кВ ~ 500 000 руб. сто-

имость резервной МТЗ составляет всего 1–2 %

от стоимости ячейки.

Первоначально, в нормальном режиме,

все резервные МТЗ присоединений 6–10–35 кВ

были выведены из работы. Поэтому специали-

стам приходилось отслеживать создание экс-

тремального режима работы для МП УРЗА и по-

сле этого выезжать на подстанции и вводить

в работу резервные МТЗ. Что, соответственно,

создавало неудобства. Поэтому с 2004 года бы-

ло принято решение держать резервные МТЗ

присоединений, так же, как и МП УРЗА, постоян-

но введенными в работу.

На резервных МТЗ выдержка времени

выполняется на 0,1 с. больше, чем на МТЗ

МП УРЗА. Это позволяет при КЗ в первую очередь

срабатывать МП защитам в штатном режиме.

При таком подходе резервная МТЗ полно-

стью исправляет ситуацию, которая возникает

при отказе МП УРЗА при КЗ.

Кроме этого при отказе МП УРЗА может по-

требоваться до нескольких суток на его замену,

а при наличии резервной МТЗ отключать присо-

единение, где отказал МП терминал, не требует-

ся (п. 5.9.5 ПТЭ).

4. Модернизация подстанций:

продолжение 2004–2010 гг.

В течение 10 лет ежегодно анализировался

опыт эксплуатации систем РЗА модернизирован-

ных (вновь построенных) подстанций и постоян-

но корректировался типовой проект (несколь-

ко вариантов) системы РЗА новой современной

подстанции нового поколения.

В настоящее время можно констатировать,

что типовой проект системы РЗА подстанций

Эксплуатация

ПРАКтиКА

научно-практическое издание

нового поколения 35–110 кВ, выполненный для

ВУЭС, полностью закончен и отвечает требова-

ниям ее надежного функционирования.

5. Роль электромеханических УРЗА

в энергетике: настоящее время

и ближайшее будущее

Десятилетний опыт совместного приме-

нения МП УРЗА и электромеханических УРЗА

на модернизированных (новых) подстанциях

ВУЭС показал, что только в этом случае получа-

ется современная подстанция с современной

и сверхнадежной системой РЗА, причем стои-

мость обеспечения сверхвысокой надежности

и живучести практически не увеличивает стои-

мость подстанции.

Будущее должно быть именно за таким

гармоничным сочетанием электромеханичес-

ких и микропроцессорных устройств РЗА.

Сочетание супервозможностей МП

УРЗА (новая релейная защита с абсолютно

новыми элементами, реализующими всю

математику комплексных чисел, математику

преобразования Лапласа и т.д.) и сверхнадеж-

ности электромеханических УРЗА позволит

создать сверхнадежную современную систему

РЗА подстанций, функционирующую в экс-

тремальных условиях.

Конечно, проектировать систему РЗА необ-

служиваемой подстанции в двух уровнях, да еще

выполняемую как нижний уровень АСУ ТП, дос-

таточно непросто, но такая система, несомнен-

но, стоит того, чтобы вложить в нее свои знания,

опыт и время.

В настоящее время наиболее важным

является вопрос: что же делать с объектами,

оснащенными электромеханической систе-

мой РЗА, которые не попадают под рекон-

струкцию (модернизацию) сегодня и в бли-

жайшие 10–20 лет. А это 90 % эксплуатируемых

систем РЗА, и многие из них подходят к мо-

менту полной амортизации.

Существует только один путь поддержания

системы РЗА этих объектов в рабочем сос тоянии.

Он заключается в том, чтобы при полных профи-

лактических восстановлениях систем РЗА на объ-

ектах проводить замену электромеханических

реле, блоков, комплектов и целых панелей.

Выводы:

Потребность в электромеханических УРЗА

очень остро существует сейчас и будет существо-

вать ближайшие десятки лет, поэтому ни в коем

случае нельзя снимать с производства электро-

механические реле, комплекты и панели.

Очень важно сохранить всю номенкла-

туру электромеханических реле, на базе кото-

рой пос троены 90% существующих подстанций

с сис темой РЗА на электромеханике.

Эксплуатация

шедриков б.д.

зам. начальника МСРЗА

Великоустюгские

электрические сети,

Филиал Вологдаэнерго

ОАО «МРСК Северо-

Запада».

ПРАКтиКА

64 01 / Ноябрь 2010

Эксплуатация

Автор:

В.И. Пуляев,

заместитель начальника

Департамента РЗАиПА

ОАО «ФСК ЕЭС»,

г. Москва

пОлОженИе О технИчеСКОй

пОлИтИКе ОАО «фСК еЭС»

в ОблАСтИ РзА

В настоящее время в ОАО «ФСК ЕЭС» подготовлен и направлен для рассмотре-

ния и замечаний в профильные организации проект «Положения о технической

политике ОАО «ФСК ЕЭС»». Положение определяет основные направления тех-

нической политики компании, обеспечивающие повышение эффективности

функционирования ЕНЭС в краткосрочной и долгосрочной перспективе при

условии обеспечения промышленной и экологической безопасности.

Важным направлением для обеспечения

сохранения устойчивой работы ЕНЭС является

релейная защита и электроавтоматика, вклю-

чая противоаварийную автоматику (далее РЗА).

В данной статье рассматриваются основные на-

правления технической политики в области РЗА.

Надежная работа РЗА в значительной

степени определяет снижение ущербов при

повреждении сетевого электрооборудова-

ния и от недоотпуска электроэнергии потре-

бителям при возникновении технологических

нарушений.

Надежность работы системы РЗА

определяется:

1. Техническими средствами РЗА;

2. Идеологией построения систем РЗА;

3. Системой эксплуатации устройств РЗА.

Техническая политика по обеспечению на-

дежной работы технических средств РЗА направ-

лена на решение следующих задач:

•   поддержание  в  работоспособном  состоянии 

существующих систем РЗА;

•   обеспечение  своевременной  замены  фи-

зически устаревших систем или отдельных

устройств РЗА, дальнейшая эксплуатация кото-

рых невозможна;

•   внедрение систем РЗА, отвечающих современ-

ным требованиям.

Решение первой задачи определено дей-

ствующими Правилами и нормами обслужива-

ния устройств РЗА, в которых также отражены

и условия продления срока службы эксплуати-

руемых устройств.

Решение второй задачи направлено на вы-

явление реального состояния устройств РЗА

на основе выявленных дефектов при проведе-

нии профилактических проверок и неправиль-

ной работе устройств, замену устаревших или

дефектных устройств на новые, в основном, ми-

кропроцессорные устройства.

Решение третьей задачи определе-

но, в первую очередь, программами нового

строительства и комплексного технического

перевооружения и реконструкции и обеспе-

чивается выполнением следующих основных

требований:

•   снижение  времени  отключения  коротких  за-

мыканий за счет повышения быстродействия

устройств РЗА;

•   выявление  повреждений  элементов  сети 

на ранних стадиях их возникновения за счет

повышения чувствительности;

•   сокращение  времени принятия  решений  опе-

ративным персоналом в аварийных ситуациях

за счет полноты информации и оперативности

ее предоставления, в том числе за счет автома-

тически получаемых сообщений;

•   повышение  надежности  функционирования 

за счет встроенной в устройства непрерывной

диагностики;

•   возможность  получения  практически  любых 

форм характеристик РЗА;

•   снижение  эксплуатационных  трудозатрат 

за счет повышения производительности труда

путем применения программно-аппаратных

инструментальных средств и применения дис-

танционного управления режимами РЗА;

•   выполнение  расчетов  и  выбор  параметров 

срабатывания устройств РЗА, характеристик

для настройки устройств РЗА, составление

схем замещения (моделей) для расчета то-

ков и напряжений при КЗ и других аварий-

ных режимах в соответствии с оперативно-

диспетчерским управлением оборудования

объектов ЕНЭС.

Выполнение перечисленных основных тре-

бований может быть обеспечено только путем

внедрения современных устройств, выполнен-

ных на микропроцессорной элементной базе и,

как правило, интегрированных в АСУ ТП ПС.

ПРАКтиКА

научно-практическое издание

Эксплуатация

Техническая политика в области идеоло-

гии построения систем РЗА направлена на реше-

ние следующих задач:

•   обеспечение резервирования РЗА. Резервиро-

вание отказа РЗА обеспечивается дальним дей-

ствием защит смежных элементов и со сторо-

ны противоположных объектов. Развитие ЭЭС,

ввод в работу мощных электростанций ухуд-

шает условия для дальнего резервирования.

В ЭЭС имеются узлы, где дальнее резервирова-

ние не обеспечивается. В этих условиях необ-

ходимо развитие «ближнего» резервирования

(дублирования РЗА). Ближнее резервирова-

ние предполагает наличие нескольких РЗА для

каждого элемента ЭЭС, каждая из которых пол-

ностью автономна;

•   создание  адаптивных  систем  РЗА,  способ-

ных менять схемы своих выходных воздей-

ствий в зависимости от схемно-режимной

ситуации в ЭЭС и метеорологических усло-

вий. В идеале все РЗА должны быть адаптив-

ными и уметь различать, находится ли ЭЭС

в нормальном состоянии, или она находит-

ся в пред аварийном или аварийном режиме.

Когда ЭЭС находится в нормальном состоя-

нии и может справиться с отключением по-

врежденного оборудования, главной угрозой

для ее безопасности являются отказы в от-

ключении повреждений. Здесь главная зада-

ча – обеспечить резервирование РЗА, а цена

этого – рост вероятности излишней рабо-

ты РЗА. Однако, при нормальном состоянии

ЭЭС, излишнее отключение оборудования

не приводит к технологическим нарушени-

ям, так как отключение одного элемента для

ЭЭС – это нормальная ситуация. Когда ЭЭС

находится в предаварийном или аварийном

режиме, излишнее отключение оборудова-

ния приводит к развитию аварии, поскольку

оно еще больше увеличивает напряженность

ЭЭС. Здесь можно предпочесть снизить риск

ложных отключений и принять меры для

уменьшения такой зависимости, поскольку

это увеличит надежность работы ЭЭС. Необ-

ходимо провести исследования и разрабо-

тать рекомендации по повышению надеж-

ности РЗА на несрабатывание/срабатывание

для различных схемно-режимных ситуаций

ЭЭС и различных метеоусловий (грозе, ве-

тре, гололеде и др.). Необходимо построение

системы РЗА, в которой неисправность или

неправильная работа отдельного элемента

или устройства не приводит к отключению

первичного оборудования.

Техническая политика в области эксплуата-

ции устройств РЗА направлена на решение сле-

дующих задач:

•   внедрение систем  РЗА,  позволяющих  снижать 

эксплуатационные затраты;

•   переход  от  периодического  технического  об-

служивания к техническому обслуживанию

по состоянию;

•   создание автоматизированных систем провер-

ки и оценки состояния устройств РЗА;

•   разработка  стандартов,  позволяющих  приме-

нять технически эффективные подходы к про-

верке работоспособности устройств РЗА.

Внедрение микропроцессорных устройств

РЗА требует комплексного решения следующих

вопросов:

•   разработка  концепции  развития  систем  РЗА, 

учитывающей все преимущества микропро-

цессорной техники;

•   разработка  типовых  проектных  реше-

ний по применению микропроцессорных

устройств РЗА различных производителей;

•   разработка методических указаний по расчету 

и выбору параметров срабатывания и специ-

ального программного обеспечения для си-

стем РЗА различных производителей;

•   разработка требований к поставщикам обору-

дования РЗА, отвечающего требованиям МЭК,

эксплуатирующих организаций и накопленно-

му ими опыту эксплуатации;

•   разработка  мероприятий,  обеспечивающих 

создание электромагнитной обстановки, га-

рантирующей нормальное функционирование

систем РЗА;

•   разработка  и  создание  системы  оператив-

ного постоянного тока, обеспечивающая

устойчивую работу устройств РЗА при любых

нарушениях;

•   разработка инструкций и циркуляров, обеспе-

чивающих эффективную эксплуатацию новой

техники.

Положение о технической политике

ОАО «ФСК ЕЭС» является основным руководя-

щим документом, определяющим процессы

управления, эксплуатации и развития ЕНЭС. Дан-

ное Положение подлежит периодической кор-

ректировке в установленном порядке.

66 01 / Ноябрь 2010

оао «ивЭлеКтроналадКа» – «вместе с энергией!»

ОАО «Ивэлектроналадка» – динамично раз-

вивающаяся инжиниринговая компания, оказы-

вающая комплекс высококвалифицированных

услуг по проектированию, комплектации, мон-

тажу и наладке объектов энергетики.

Являясь головной компанией группы

«Интерэлектроинжиниринг», ОАО «Ивэлектро-

наладка» объединяет и координирует рабо-

ту свыше двадцати профильных предприятий

из разных регионов России и ближнего зару-

бежья, в активе которых участие в реализации

крупнейших проектов отрасли.

Приоритетная специализация компа-

нии – внедрение под ключ систем РЗА, АСУ ТП,

АИИС КУЭ, АСДУ на электрических станци-

ях и подстанциях, а также на предприятиях

нефтегазового комплекса. Основу портфеля

заказов формируют крупные корпоративные

заказчики: ФСК и МРСК – в сегменте сетевой

инфраструктуры, ТГК, ОГК и РусГидро – в сег-

менте генерации.

За более чем 35 лет своей деятельнос-

ти ОАО «Ивэлектроналадка» приняло участие

в строительстве и реконструкции множества

наиболее значимых объектов энергетического

комплекса, расположенных по всей территории

России – от Калининграда до Камчатки, – а также

за пределами Российской Федерации.

Специалистами фирмы выполнен комп-

лекс работ на подстанциях «Белозерская» 750 кВ,

«Радуга» 500 кВ, «Звезда» 500 кВ, «Запад-

ная» 500 кВ, «Вешкайма» 500 кВ, а также на Ка-

лининградской ТЭЦ-2, Костромской, Среднеу-

ральской и Рязанской ГРЭС, Жигулевской ГЭС,

Калининской и Кольской АЭС и многих других

значимых объектах отрасли. Нельзя не отметить

существенный опыт в части разработки и вне-

дрения автоматизированных информационно-

измерительных систем коммерческого учета

электроэнергии на объектах АК «Транснефть»:

Балтийские и Верхневолжские магистральные

нефтепроводы, трубопроводная система «Вос-

точная Сибирь – Тихий океан».

Главным активом компании являются уни-

кальный опыт и знания команды высоко ква-

лифицированных инженеров (численность –

более 650 человек), а также профессионализм

руководства предприятия. Система менеджмен-

та качества оказываемых компанией услуг серти-

фицирована по стандарту ГОСТ Р ИСО 9001-2008

и основана на широком применении инфор-

мационных технологий. В соответствии с тре-

бованиями передовых моделей управления

в ОАО «Ивэлектроналадка» с 2002 года разра-

ботана и используется Корпоративная Инфор-

мационная Система (КИС), а с 2008 года нача-

то внедрение системы управления проектами

Primavera Project Management.

Постоянное стремление к совершенству,

сплоченный коллектив единомышленников-

профессионалов, желание гордиться выпол-

ненной работой позволяют компании успеш-

но осуществлять самые крупные строительные

проекты, руководствуясь девизом компании –

«Вместе с энергией!».

ОАО «Ивэлектроналадка»

153032, г. Иваново,

ул. Ташкентская, 90

Тел.: (4932) 23–02–30, 23–05–91

Факс: (4932) 29–88–22

oce@ien.ru www.ien.ru

ПРАКтиКА

научно-практическое издание

Автор:

М.А. Пашура, инженер,

ОАО «Ивэлектроналадка»,

г. Иваново

ОСОбеннОСтИ И нАпРАвленИя

РеАлИзАцИИ СтАндАРтА МЭК 61850

для ОбОРудОвАнИя РзА

нА ОбъеКтАх ЭнеРгетИКИ

Релейная защита и автоматика (РЗА) энер-

госистем, являющиеся автоматическим сред-

ством общесистемного значения, имеют боль-

шое значение для надежности энергосистем

и энергоснабжения потребителей.

РЗА выполняет функции централизованно-

го управления системами и устройствами ЛЭП

различного назначения, шинами, трансформато-

рами и автотрансформаторами связи и направ-

лены на обеспечение:

•   устойчивости параллельной 

работы ЕЭС России в целом;

•   повышения надежности 

и живучести ЕЭС России;

•   отключения поврежденных ЛЭП 

и электрооборудования и локализацию

нарушений нормального режима

в целях предотвращения их развития

в общесистемные аварии в ЕЭС России.

В связи с этим совершенствование средств

РЗА и методов их эксплуатации является акту-

альной задачей.

К настоящему времени достаточно четко

обозначилась ориентация на внедрение систе-

мы устройств РЗА, выполненных на микропро-

цессорной технике.

В настоящее время в энергосистемах

России открыты возможности для широкого

применения микропроцессорной техники, по-

зволяющей комплексно решать как непосред-

ственно выполнение функций РЗА, так и через

интегрирование функций автоматизированно-

го управления энергообъектом.

Следует отметить, что переход на новую

элементную базу не приводит к изменению

принципов выполнения РЗА, принятых в Рос-

сии, а только расширяет ее функциональные

возможности, снижает стоимость эксплуатации

и улучшает технические характеристики.

Различными отечественными и зару-

бежными фирмами предлагается обширный

ассортимент микропроцессорных устройств

релейной защиты и автоматики (МП РЗА),

противоаварийной автоматики, регистрато-

ров аварийных процессов, измерительных

устройств и др.

Ранее основное внимание производите-

лей уделялось качеству выполнения основных

функций микропроцессорных устройств. Ин-

терфейс связи с оператором был предельно

упрощен. Настройка таких устройств, а также

просмотр зарегистрированных аварийных со-

бытий осуществлялись, как правило, с помо-

щью кнопочной клавиатуры, расположенной

на лицевой панели устройства. Такой интер-

фейс сильно усложнял работу с МП РЗА и при-

водил к ошибкам персонала. Поэтому с увели-

чением функций, усложнением их настройки

и проверки в микропроцессорные устройства

начали встраивать порт связи и прилагать про-

граммное обеспечение фирмы-изготовителя,

облегчающее настройку устройства через дан-

ный порт с помощью переносного компьютера.

Протоколы связи являлись собственной разра-

боткой фирмы, и профили протоколов были за-

крытыми. Поэтому в каждом конкретном случае

проблема параметризации и проверки функци-

онирования МП устройства решалась с помо-

щью частных фирменных программ.

Проводимые в настоящее время работы

по реконструкции и перевооружению подстан-

ций, а также строительство новых, предполага-

ют применение новейших технологий, в связи

с чем в части автоматизации становится оче-

видным переход к стандарту МЭК 61850.

После принятия протоколов МЭК 101, 103

и 104 (предшественников протокола МЭК 61850)

происходит интенсивное внедрение их в си-

стемы параметризации. В настоящее время эти

Ключевые слова:

стандарт МЭК 61850, релейная защита

и автоматика, микропроцессорные устройства,

автоматизированные системы управления.

Стандарт МЭК 61850

ПРАКтиКА

68 01 / Ноябрь 2010

протоколы поддерживает значитель-

ное число отечественных и зарубежных

фирм-изготовителей микропроцессор-

ных защит.

Одним из недостатков протокола

МЭК 103 является относительно невысокая

скорость передачи информации. Теорети-

чески максимальная скорость передачи

информации должна сос тавлять 115 кбит/с.

На практике скорость передачи ин-

формации получается около 19 кбит/с.

При такой скорости для передачи

одной осциллограммы длительностью

3 секунды (20 каналов с циклом опроса

1 мс) от одного блока защиты требуется

около 2 мин.

Перекачка нескольких осцил-

лограмм из разных блоков защиты

в одном ОРУ в этих условиях превращает-

ся в серьезную проблему, поскольку эф-

фективность связи по протоколу МЭК 103

сильно зависит от числа МП устройств,

объединенных в одну петлю.

В связи с резким ростом исполь-

зования цифровой информации в ком-

муникациях, мониторинге и управле-

нии возникла необходимость новой

информационной модели для управле-

ния большим количеством устройств

и связи их друг с другом. Такая мо-

дель была разработана в стандар-

те МЭК 61850. Этот стандарт отвечает

на большинство вопросов, таких как

стандартизация имен данных, реализа-

ция стандартных протоколов, опреде-

ление шины процесса и т. д. Стандарт

обеспечивает функциональную совме-

стимость оборудования от разных про-

изводителей, прошедших сертифика-

цию на соответствие.

Областью применения стандар-

та МЭК 61850 являются системы свя-

зи внут ри подстанции. Это – набор

стандартов, в который входят стан-

дарт по одноранговой связи и связи

клиент-сервер, стандарт по структу-

ре и конфигурации подстанции, стан-

дарт по методике испытаний, стандарт

экологических требований, стандарт

проекта.

Основным требованием к систе-

ме сбора данных в стандарте являет-

ся обеспечение способности микро-

процессорных электронных устройств

к обмену технологическими и други-

ми данными. Стандарт предъявляет

к системе требования высокоскорост-

ного обмена данными микропроцес-

сорных электронных устройств между

собой (одноранговая связь), привязки

к подстанционной ЛВС, высокой на-

дежности, гарантированного времени

доставки, функциональной совмести-

мости оборудования различных про-

изводителей, наличия средств под-

держки чтения осциллограмм, средств

поддержки передачи файлов, средств

конфигурирования/автоматического

конфигурирования, поддержки функ-

ций безопасности.

Основное отличие стандарта

МЭК 61850 от предшествующих стан-

дартов МЭК заключается в том, что

в нем речь не идет о простом вне-

дрении нового протокола переда-

чи данных. Основным направлением

стандарта является систематизация

информационной модели подстанции.

В настоящее время стандарт

МЭК 61850 широко используется

на объектах энергетики за рубежом

и активно внедряется в России. Многие

фирмы-производители устройств РЗА

активизировали процесс разработки

терминалов, обладающих возможно-

стью обмена данными на основе ново-

го стандарта.

В настоящее время МП РЗА эво-

люционировали в многофункциональ-

ные высокоинтеллектуальные универ-

сальные устройства. Так, например,

в микропроцессорных устройствах

релейной защиты функции измерения

параметров нормального режима, ре-

гистрация аварийных режимов, собы-

тий, срабатываний и т. п., занимают все

большую долю в числе всех выполняе-

мых функций.

Оптимизация интеграции всей

разнородной информации о нор-

мальных и аварийных режимах энер-

гообъекта в единый информацион-

ный комплекс АСУ ТП начала быстро

развиваться после разработки МЭК

специальных стандартов коммуника-

ции на подстанциях. При разработ-

ке стандартов МЭК ставилась зада-

ча обеспечить высокую надежность

системы, поскольку с самого начала

предполагалось, что она использует-

ся не только для выполнения инфор-

мационных функций, но и функций

управления. Поэтому в данных прото-

колах хорошо проработаны вопросы

представления различных типов дан-

ных (около 20 типов), а также показа-

тели качества работы системы пере-

дачи (с помощью специальных флагов

передаются сигналы переполнения,

недостоверности, признаки источни-

ка информации и т.п.). Протоколы МЭК

предусматривают возможность гиб-

кой организации передачи. Например,

есть возможность одновременного

выполнения нескольких функций, та-

ких как мониторинг нормального ре-

жима, регистрация событий, чтение

файлов осциллограмм, параметриза-

ция устройств.

МЭК 61850 не налагает никаких

ограничений на распределение логи-

ческих узлов по физическим устрой-

ствам. Например, логический узел

выключателя (XCBR) может быть реа-

лизован в так называемом устройстве

удаленного ввода/вывода (remote I/O), 

а узел блокировки заземляющего но-

жа  (CILO)  в  контроллере  присоедине-

ния или в терминале РЗА. Благодаря

GOOSE-сообщениям  появляется  воз-

можность организовать обмен данны-

ми между физическими устройствами.

Таким образом, информацию о по-

ложении выключателя, получаемую

от одного устройства, мы можем ис-

пользовать в качестве входной для ло-

гического узла блокировки разъеди-

нителя в другом.

Стандарт МЭК 61850

Основное отличие стандарта МЭК 61850 от предшествующих

стандартов МЭК заключается в том, что в нем речь

не идет о простом внедрении нового протокола передачи

данных. Основным направлением стандарта является

систематизация информационной модели подстанции.