РЗА-2010

Подождите немного. Документ загружается.

Релейная защита и автоматика энергосистем

130

КОМПЛЕКС МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ

РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ,

ДИАГНОСТИКИ УСТАНОВОК ПЛАВКИ ГОЛОЛЕДА

ПОСТОЯННЫМ ТОКОМ НА ВЛ 220–500 кВ

АЛЛИЛУЕВ А.А.

Филиал ОАО «ЮИЦЭ» «Южэнергосетьпроект»

ЗАСЫПКИН А.С., ЛЕВЧЕНКО И.И., САЦУК Е.И.

ЮРГТУ (НПИ)

ВВЕДЕНИЕ

Обеспечение надежности воздушных линий электропередачи (ВЛ), подверженных гололедно-

ветровым воздействиям, является актуальной задачей для многих регионов России и других стран.

Под руководством члена-корреспондента Российской академии наук, доктора технических наук,

профессора А.Ф. Дьякова с участием авторов доклада разработан и внедрен в ОЭС Юга «Программно-

аппаратный комплекс по предотвращению и ликвидации гололедных аварий в энергосистемах»,

выдвинутый на соискание премии Правительства Российской Федерации в области науки и техники

2010 года.

Одним из элементов этого комплекса является релейная защита и автоматика установок плавки

гололеда постоянным током на ВЛ 220-500 кВ, внедренная на подстанциях 330-500 кВ ОЭС Северного

Кавказа (в настоящее время ОЭС Юга) [1]. Длительный опыт эксплуатации позволил сформулировать

требования и обосновать состав комплекса релейной защиты, автоматики, диагностики.

Начиная с 2008 года, филиалом ОАО «ЮИЦЭ» «Южэнергосетьпроек» выпущены проекты с ра-

бочей документацией на комплексы микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики

РЗА установок плавки гололеда (УПГ) на следующих ВЛ с подстанций:

• ВЛ 500 кВ «Ростовская АЭС – Шахты» с ПС 500 кВ «Шахты»;

• ВЛ 500 кВ «Волгодонская АЭС – Невинномысск» с ПС 500 кВ «Невинномысск» и РП 220 кВ

«Волгодонск»;

• ВЛ 500 кВ и ВЛ 220 кВ (в том числе, ВЛ 220 кВ в габаритах 500 кВ) с ПС 500 кВ «Центральная»;

• ВЛ 500 кВ «Тихорецкая – Крымская» с ПС 500 кВ «Крымская» и с ПС 500 кВ «Тихорецкая»;

• ВЛ 330 кВ с ПС 330 кВ «Машук».

Доклад посвящен рассмотрению особенностей объекта защиты и аварийных процессов в нем,

основных технических решений новых проектов РЗА, направлениям дальнейшего совершенствова-

ния РЗА.

1. ОСОБЕННОСТИ ОБЪЕКТА ЗАЩИТЫ

И АВАРИЙНЫХ ПРОЦЕССОВ

Объектом защиты является блок [2], состоящий из установки плавки гололеда (УПГ) и обогревае-

мой воздушной линии (ВЛ).

В состав УПГ входят (рис. 1):

• преобразовательный трансформатор с регулированием под нагрузкой типа ТРДЦН – 100000/

220/10,5-10,5, подключаемый со стороны ВН к шинам 220 кВ подстанции;

• токоограничивающие и токовыравнивающие реакторы в каждой фазе каждого из шести выпря-

мительных мостов ВМ типа В-ТППД-1,6к, 14к, образующие две выпрямительные установки (ВУ);

Москва, 1–4 июня 2010 г.

131

• коммутационная аппаратура – выключатель и разъединители на стороне ВН трансформатора и

разъединители на сторонах переменного и постоянного тока ВУ;

• выносной заземлитель, не имеющий металлической связи с основным контуром заземления

подстанции, выполняющий функции защитного и токоограничивающего устройства;

• трансформаторы тока (ТТ) для подключения вторичных устройств (релейной защиты, диагно-

стики, определения места повреждения, измерений), в том числе ТТ с поперечным зазором в магни-

топроводе.

Фазы ВЛ напряжением 220-500 кВ, отключенной от сети при плавке гололеда, соединяются по

схеме «фаза – фаза» или «фаза – две фазы».

Для выбора электрооборудования и проектирования вторичных устройств необходимо выполнение

расчетов нормальных и аварийных режимов.

Основными расчетными аварийными режимами, вызывающими протекание сверхтоков, являются:

пробой плеча ВУ (внутреннее КЗ), однофазное замыкание на землю в цепи переменного напряжения

выпрямительных установок, имеющих одну точку, заземленную через выносной заземлитель (однофаз-

ное КЗ), замыкание на выводах постоянного напряжения УПГ между полюсами ВУ (внешнее КЗ).

Расчеты этих режимов связаны с известными трудностями, вызванными необходимостью решения

системы нелинейных дифференциальных уравнений, поэтому выполняются на ЭВМ по программе

БЛОК-МОСТ [3] или по упрощенной аналитической методике, одна из которых приведена в [4].

Особенностью внутреннего КЗ является наличие больших постоянных составляющих в фазных

токах поврежденной ВУ (на стороне НН и ВН трансформатора до его насыщения, рис. 2). Эта осо-

бенность повлияла на выбор технических решений по схеме УПГ: отказ от выключателей на стороне

НН, применение ТТ с зазором в магнитопроводе, выбор схемы и параметров срабатывания устройств

релейной защиты.

При однофазном КЗ в цепи между трансформатором и реакторами аварийные токи имеют такой же

характер, как при внутреннем КЗ, но превышают их, если выпрямительную установку заземлять на

основной контур подстанции. Как показали расчеты, сопротивление любого выносного заземлителя

достаточно для того, чтобы токи однофазного КЗ стали меньше токов внутреннего КЗ.

Расчет режима внешнего КЗ используется для проверки разъединителей и кабеля на стороне посто-

янного тока УПГ на термическую стойкость и для проверки работоспособности устройства релейной

защиты от КЗ на землю (РКЗЗ).

2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ НОВЫХ ПРОЕКТОВ РЗА

НА МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ ЭЛЕМЕНТНОЙ БАЗЕ

В соответствии с проектной и конкурсной документацией в новых проектах УПГ использованы

комплексы микропроцессорных устройств РЗА производства НПП «ЭКРА» или производства кон-

церна General Electric. Оба комплекса выполняют аналогичные функции основной и резервной защит

трансформатора, выпрямительных установок и ВЛ при плавке гололеда.

Часть комплекса НПП «ЭКРА» (рис. 1), выполняющая функции защиты трансформатора, 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 токовые 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.

Релейная защита и автоматика энергосистем

132

)

#.2. 6+     &A:

)   ; )   & 

)

Рис.1. Комплекс защит УПГ на оборудовании «Экра»

Рис. 2. Аварийные токи при пробое плеча ВУ:

а) на стороне НН; б) на стороне ВН трансформатора

Москва, 1–4 июня 2010 г.

133

Комплект А2 может реализовать:

• прием сигналов от газовой защиты трансформатора и газовой защиты РПН;

• АПВ трансформаторного выключателя (не используется).

В качестве защиты выпрямительных установок используются два терминала типа БЭ2502А0103,

реализующие следующие функции:

• поперечную дифференциальную токовую защиту нулевой последовательности (ПДНП) – пол-

ную парную, позволяющую выявлять поврежденный ВМ;

• защиту от коротких замыканий на землю (РКЗЗ), обладающую 100%-й результирующей защи-

тоспособностью.

Эти терминалы имеют набор дополнительных функций:

• возможность записи (осциллографирования) аварийных процессов;

• возможность дистанционной связи с ПЭВМ;

• предусмотрен непрерывный функциональный контроль работоспособности терминала с дей-

ствием на внешнюю сигнализацию при обнаружении неисправности;

• имеется система тестового контроля, служащего для проверки работоспособности основных узлов

и блоков.

Комплекс General Electric, выполняющий функции защиты трансформатора, состоит из двух тер-

миналов Т 60. В качестве основных защит выпрямительных установок используются два терминала

типа F 35. Автоматика управления выключателем и резервные защиты на стороне ВН трансформатора

реализованы на базе терминала С60. Наборы функций комплексов General Electric и НПП «ЭКРА»

аналогичны, но в комплексе General Electric требуется проектировать и реализовывать логические

связи терминалов.

3. НАПРАВЛЕНИЯ ДАЛЬНЕЙШЕГО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РЗА

3.1. Совершенствование защиты преобразовательного

трансформатора

«Совершенствование» предполагает повышение показателей функционирования. Одним из

основных показателей является селективность. Но в блочной схеме УПГ защиты всех элементов от

всех видов повреждений действуют на один выключатель (при наличие УРОВ). Однако требование

селективности основных защит трансформатора и выпрямительных установок сохраняется как обе-

спечивающее выявление места и вида повреждения.

Существующие устройства дифференциальной защиты преобразовательного трансформатора

не являются абсолютно селективными при внутреннем КЗ выпрямительной установки и при одно-

фазном КЗ после того, как насытятся трансформаторы тока или магнитопровод трансформатора.

Можно обеспечить относительную селективность, если время излишнего срабатывания диффе-

ренциальной защиты преобразовательного трансформатора будет больше времени срабатывания

защиты ВУ и отключения выключателя. Способы достижения этого эффекта описаны с примерами

расчета в [4].

Чувствительность дифференциальной защиты любого трансформатора, в том числе преобразова-

тельного, не следует проверять при КЗ между выводами какой-либо обмотки, как это рекомендуется

Руководством по эксплуатации шкафа ШЭ2607 041: ЭКРА.656453.031 РЭ от 24.11.2006 и Рекомен-

дациями по выбору уставок, серия реле GE Multilin UR от 05.05.2006. Требуемый ток срабатывания

должен определяться значениями токов межкатушечных или полных витковых замыканий в обмотках

трансформатора.

Повышение быстродействия при внутренних КЗ уменьшает объем разрушений, поэтому отстройку

от бросков намагничивающего тока трансформатора, возникающих и при включении УПГ с под-

ключенной ВЛ, следует обеспечивать без применения задержки.

Релейная защита и автоматика энергосистем

134

3.2. Совершенствование защиты и диагностики

выпрямительной установки

Использование микропроцессорных терминалов должно эффективно заменить полупроводнико-

вые импульсные реле РИ-1 и РИ-2, применявшиеся ранее в защитах ПДНП и РКЗЗ. Полное время

срабатывания этих реле и выходного оптотиристорного реле с импульсным управлением не превы-

шает 5 мс. Обеспечение быстродействия защиты ВУ позволяет ступенчато уменьшить сопротивление

токоограничивающего реактора, увеличить ток плавки, снизить расход электроэнергии на плавку, т. е.

реализовать лозунг Бенджамина Франклина: «Время – деньги».

Для проверки характеристик микропроцессорных терминалов необходимо организовать их ис-

пытания при импульсных токах, возникающих во вторичных цепях ТТ в аварийных режимах ВУ и

при КЗ на землю ВЛ. В простейшей постановке задачи требуется определить первичные токи ТТ с

зазором в условиях срабатывания подключенного к нему терминала при синусоидальном токе и при

толчке постоянного тока. (При использовании импульсного реле ток срабатывания при толчке по-

стоянного тока равен амплитуде переменного тока срабатывания.)

Желательно распознавать полярность импульсов тока, так как этот признак обеспечивает углубле-

ние распознавания поврежденного элемента, т. е. решение задачи диагностирования.

Если завод-изготовитель выпрямительных мостов сможет обеспечить выравнивание токов парал-

лельно включаемых плеч, то параллельная дифференциальная защита может не только отключать

поврежденное УПГ, но и сигнализировать о пробое заданного количества вентилей в плече.

3.3. Реализация функции дистанционного определения места

повреждения на ВЛ при плавке гололеда постоянным током

Для решения этой задачи могут использоваться следующие способы:

• способ двух естественных частот [5];

• способ одностороннего многократного замера [6];

• локационную диагностику [7].

Все эти способы требуют доработки и апробации в условиях эксплуатации.

3.4. О функциях автоматики

В применяющихся схемах РЗА устройство АПВ отсутствует, в микропроцессорных – функция

АПВ не используется. Объясняется это устойчивым характером большинства повреждений ВЛ во

время плавки гололеда. Однако возможно применение адаптивного АПВ, повторно включающего

УПГ, отключенную релейной защитой ВЛ, если выявлять неустойчивость КЗ во время КЗ. С этой же

целью можно использовать локацию ВЛ после отключения при КЗ [7].

В схемах автоматики УПГ не применяется автоматическое регулирование напряжения преоб-

разовательного трансформатора с РПН (АРНТ) из-за незначительного изменения напряжения

трансформатора в процессе плавки гололеда на ВЛ. Однако поддержание максимально допустимого

напряжения выпрямительной установки, что обеспечивает АРНТ со специальной настройкой, по-

зволяет снизить на несколько процентов расход электроэнергии. Поэтому имеет смысл рассматривать

целесообразность применения АРНТ в каждом проекте.

4. ВЫВОДЫ

• Комплекс РЗА установок плавки гололеда на ВЛ постоянным током показал в процессе дли-

тельной эксплуатации (более 35 лет) свою работоспособность, техническое совершенство и надеж-

ность.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

135

• Отработанные принципы повторены в микропроцессорных комплексах РЗА без достаточной

экспериментальной проверки.

• Указаны направления дальнейшего совершенствования комплекса РЗА.

ЛИТЕРАТУРА

[1] Релейная защита выпрямительной установки плавки гололеда / А.С. Засыпкин, А.Ф. Дьяков,

И.И. Левченко, Б.Д. Тарамалы // Электрические станции. 1975. № 11.

[2] Засыпкин А.С., Левченко И.И., Лейдман А.Д. Новые установки плавки гололеда постоянным

током на воздушных линиях электропередачи / VII Симпозиум «Электротехника 2010», том 1:

Сборник докладов // Ассоциация ТРАВЭК, 2003.

[3] Свидетельство об официальной регистрации программ для ЭВМ №2005612737, 2005 г. Расчет

нормальных и аварийных режимов блочной установки плавки гололеда постоянным током

(БЛОК-МОСТ) / Левченко И.И., Сацук Е.И., Иванченко П.А.

[4] 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.

[5] Патент РФ №2153179. Способ определения расстояния до места замыкания на землю линии

электропередачи / Дьяков А.Ф., Левченко И.И., Засыпкин А.С., Аллилуев А.А., Сацук Е.И. //

Бюл. 2000. № 20.

[6] Патент РФ №2258233. Способ определения расстояния до места однофазного замыкания на зем-

лю электрической сети / Левченко И.И., Засыпкин А.С., Сацук Е.И., Шовкопляс С.С. // Бюл.

2005. № 22.

[7] Минуллин Р.Г., Фардиев И.Ш. Локационная диагностика воздушный линий электропередачи.

Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2008.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

Аллилуев Алексей Анатольевич – кандидат технических наук, доцент, заместитель главного инженера

филиала открытого акционерного общества «Южный инженерный центр энергетики» «Южэнер-

госетьпроект».

Засыпкин Александр Сергеевич – доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки

Российской Федерации, заведующий кафедрой «Автоматизированные электроэнергетические си-

стемы» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический

институт)».

Левченко Иван Иванович – доктор технических наук, профессор, профессор той же кафедры по со-

вместительству.

Сацук Евгений Иванович – кандидат технических наук, доцент, доцент той же кафедры.

Релейная защита и автоматика энергосистем

136

ЦЕНТРАЛИЗОВАННАЯ АСТУ ДЛЯ ИНТЕГРИРОВАННОЙ

ЭЛЕКТРО-ИНФОРМАЦИОННОЙ СЕТИ

РАЙОНА МЕГАПОЛИСА

Я.Л. АРЦИШЕВСКИЙ, С.А. ВОСТРОКНУТОВ, А.А. ЗЕМЦОВ

Московский Энергетический Институт

(Технический Университет)

На современном этапе развития цивилизации все больше расширяются высокотехнологичные

методы развития науки, техники и технологий. Создаются зоны концентрации высокотехнологичных

потребителей электроэнергии и информационных услуг. Такими зонами являются университетские

городки, районы свободных экономических зон, технопарки, бизнесинкубаторы, районы мега-

полисов, коттеджные поселки, территории инновационных предприятий, спортивно-зрелищных

комплексов и т. д., для России в качестве примера можно привести г. Сочи, п. Сколково (Московская

обл.) и др.

Высокотехнологичные потребители предъявляют повышенные требования к надежности функ-

ционирования системы электроснабжения, а также нуждаются в удовлетворении все возрастающих

потребностей в доступе к информационным ресурсам и средствам связи. Все это связано с объектив-

ным процессом усложнения научной и производственно-технической инфраструктуры, систем жиз-

необеспечения, безопасности, связи, мониторинга, контроля, защиты и управления с ужесточением

требований безопасности при нарушениях электроснабжения.

Повышение эффективности предприятий, обеспечение надежного и бесперебойного снабжения

потребителей – основная цель текущих реформ российской электроэнергетики. Распределительные

сети являются завершающим звеном в системе обеспечения электрической энергией. Соответствен-

но, на этом сегменте системы электроснабжения возросли риски экономической ответственности за

качество работы с конкретным потребителем. При текущем состоянии энергетики требуются суще-

ственные изменения в технологической деятельности.

Предлагаемый проект включает в себя разработку автоматизированной системы технологиче-

ского управления (АСТУ) для интегрированной электро-информационной сети района мегаполиса

и состоит из двух взаимосвязанных частей, направленных на обеспечение энергоэффективности и

надежности электроснабжения.

В первой части рассмотрим строительство так называемых «собственных» источников (СИ)/

(ГТУ-ТЭЦ) различной мощности. Термин СИ имеет технический и юридический аспект. Включение

СИ предусматривается в уже существующую систему электроснабжения (СЭС), и поэтому возникают

задачи:

– обеспечение радикального снижения времени отключения коротких замыканий (КЗ) по усло-

виям динамической устойчивости агрегатов СИ;

– обеспечение селективности отключения КЗ в элементах СЭС, перешедших в режим работы с

двухсторонним питанием;

– обеспечение селективности, чувствительности и резервирования в системах релейной защиты

и автоматики (РЗиА) в различных режимах работы СЭС (параллельная работа СИ, изолированная

работа СИ и питание от энергосистемы);

– реализация принципов противоаварийного управления мощностью СИ, включая отключение

генераторов, импульсную разгрузку турбин и т. д.;

– реализация принципов противоаварийного ограничения мощности нагрузки при выделении

СИ на изолированную работу со сбалансированной нагрузкой.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

137

Исследование и разработка методов моделирования и методов нахождения границ зон устойчи-

вости выделения СИ на изолированную работу, выполненные Ведущей научной школой на кафедре

РЗиАЭс МЭИ (ТУ) под руководством чл.-корр. РАН, д.т.н., проф. Дьякова А.Ф. по Госконтрактам с

Минобрнауки, показали, что в зависимости от данных предаварийного режима по сочетанию зна-

чений активной мощности нагрузки Р

нагр

и мощности СИ, отпускаемой в СЭС, возможны семь раз-

личных сценариев развития переходных процессов, представленных на рис. 1.

Рис. 1. Диаграмма областей устойчивости исходных режимов работы

системы электроснабжения района мегаполиса с «собственным» источником

В общем виде проработаны способы обеспечения устойчивости электроснабжения потребителей

при различных сценариях цепочечного развития аварийных ситуаций во всех семи зонах исходного

режима. Устойчивость обеспечивается при скоординированном взаимодействии систем регулиро-

вания активной и реактивной мощности СИ, распределенной системы автоматической частотной

разгрузки с категориями (АЧР-I, АЧР-II и АЧР-III), а также централизованной системы аварийного

ограничения нагрузки (САОН) с временем действия 0,1-0,2 сек. Принципиальной особенностью дей-

ствия очередей АЧР и САОН является обеспечение безопасности потребителей за счет селективных

отключений на уровне 0,4 кВ. Реализация требования действия на уровне 0,4 кВ является новым и

весьма важным аспектом решения поставленных задач в условиях высокоответственной нагрузки.

Конкурирующими вариантами передачи сигналов-команд на противоаварийное управление нагруз-

кой являются:

– интеграция с иерархической АИИСКУЭ с использованием концентраторов в качестве прием-

ников сигналов-команд нижнего уровня;

– использование силовой сети 6-35 и 0,4 кВ с передачей сигналов-команд путем быстродействую-

щей манипуляции рабочим напряжением сети.

Наряду с быстродействующим противоаварийным управлением нагрузкой предусматривается

оперативное технологическое управление и контроль за счет интеграции АСТУ с АИИСКУЭ, в част-

ности отключение потребителей электроэнергии – неплательщиков.

Обязательным реализуемым условием выполнения команд на отключение потребителей является

учет требований безопасности. Это условие выполняется за счет селективности отключения с уче-

том приоритетности нагрузки – ради сохранения высокоответственной части нагрузки реализуется

временное отключение менее ответственной нагрузки. В жилом секторе мегаполисов, например,

сохраняется аварийное освещение, электропитание котельных, лифтов, систем допуска, подачи

воды, пожаротушение, дымоудаление, по квартирам обеспечивается лимитированное по мощности

электроснабжение на уровне аварийной брони. В противном случае, как показывает опыт Москов-

ской аварии 25.05.2005 г., при отключениях на уровне 10 кВ, возникают отключения ТП 10 кВ по

Релейная защита и автоматика энергосистем

138

«домам», по «улицам», отключаются светофорные объекты, останавливается электрифицированный

транспорт и т. п.

Во второй части рассмотрим сеть 6-35 кВ электроснабжения с централизованной релейной за-

щитой, интегрированной с многофункциональной сетью связи. Интеграция силовой и информаци-

онной сетей обеспечивается путем совмещения в пространстве (на распределительных пунктах (РП)

и трансформаторных подстанциях (ТП)) узлов обеих сетей. При этом возможно и совпадение трасс

прокладки силовых электрических кабелей 6-35 кВ с трассами прокладки оптических (24 жилы) ка-

белей волоконно-оптических линий связи (ВОЛС), что может существенно упростить землеотвод.

На рис. 2 показано подключение информационных узлов – локальных модулей (ЛМ) к устройствам

РЗиА, измерительным трансформаторам тока и напряжения, а также коммутационным аппаратам (в

данном случае – выключателям). Каждый ЛМ подключен к своему информационному кольцу ВОЛС.

Выходные команды ЛМ дублируются и подаются на входы устройств РЗиА – каждое устройство РЗиА

взаимодействует с двумя ЛМ. Таким образом достигается требуемый уровень надежности системы

РЗиА и достоверности передаваемой информации.

Рис. 2. Подключение элементов системы РЗиА к элементам защищаемой сети, где:

ЦУУ – центральное устройство управления, ЛМ – локальный модуль,

РЗ – устройство РЗиА, ТА – трансформатор тока, ТV – трансформатор напряжения,

Q – выключатель, ИК – информационное кольцо

При указанном подходе силовая электрическая сеть теряет свойство распределенности в про-

странстве, и все ТП и РП 6-35кВ оказываются «наблюдаемыми» и «управляемыми» с центрального

устройства управления, на котором располагаются программно-технические комплексы (ПТК) цен-

трализованной системы релейной защиты и автоматики (ЦРЗА) и ПТК оперативно-диспетчерского

управления и контроля, включая системы АИИСКУЭ.

Само понятие централизованной релейной защиты известно давно [1]. Однако только на рубеже

второго и третьего тысячелетий системы связи, удовлетворяющие специфическим требованиям РЗиА,

стали доступными для массового применения.

Технико-экономические свойства интегрированной энерго-информационной сети проработаны

в следующих направлениях:

– повышение надежности электроснабжения за счет селективного отключения поврежденных

участков сети электроснабжения с автоматическим переносом точки секционирования (РЗ, АВР,

УРОВ, АПВ);

– повышение качества электроснабжения за счет отказа от выдержек времени в алгоритмах работы

системы РЗиА. Длительность провала напряжения – 100-150 мс для параллельных присоединений и

300-500 мс – для потребителей поврежденного фидера;

Москва, 1–4 июня 2010 г.

139

– уменьшение габаритов и стоимости распределительных ТП и РП (компактизация) за счет пере-

хода на выключатели нагрузки и более компактные силовые ячейки 6-35 кВ;

– обеспечение электродинамической устойчивости близлежащих агрегатов электростанции (при

наличии) за счет снижения длительности площадки ускорения до 100-150 мс;

– повышение взрыво-пожаробезопасности за счет уменьшения длительности воздействия токов

КЗ до 100-150 мс;

– снижение требований к оборудованию (кабели, конструкции ТП и РП) в части длительности

воздействия токов КЗ до 100-150 мс;

– обеспечение информационной наблюдаемости и управляемости сети электроснабжения за счет

высоконадежной дублированной сети связи;

– обеспечение объективного учета всех оперативных и аварийных событий и явлений в сети электро-

снабжения;

– непрерывное «прямое» измерение потерь электроэнергии, выявление хищений и уменьшение

коммерческих потерь электроэнергии в каждом узле СЭС;

– обеспечение АИИСКУЭ и отключение потребителей-неплательщиков;

– обеспечение централизованного управления источниками реактивной мощности и оптимизация

режима по качеству напряжения в различных узлах сети электроснабжения и уменьшение техниче-

ских потерь;

– обеспечение непрерывности функционирования многофункциональной автоматизированной

системы технологического управления (АСТУ).

Основное принципиальное отличие рассматриваемого предложения по созданию интегрированных

электроинформационных сетей – реализация принципа двойного назначения за счет диверсификации

бизнеса – кроме электроснабжения, обеспечивается информационное обеспечение. Современное

общество проявляет свою информационную сущность в форме быстро растущих потребностей в ин-

формационном обеспечении и взаимодействии.

В рассматриваемом предложении предусматривается выделение для потребителей в каждом из

узлов связи (ТР, РП) до 36 жил ВОЛС в каждом направлении кольцевой сети связи. Подобный ресурс

позволит не только удовлетворить типовые информационные потребители (Интернет, цифровое

телевидение, видеонаблюдение, пожарная и охранная сигнализации, системы безопасности и т. д.),

но также позволит развернуть различные корпоративные сети связи высокотехнологических уста-

новок и производств. Кроме того, будет предоставлена информационная основа для конкуренции

поставщиков информационных услуг, что снизит цены для потребителей при повышении качества

оказания услуг.

Для обеспечения надежности централизованной РЗиА требуется два двунаправленных кольца свя-

зи – всего 4 жилы в каждом направлении. Для обеспечения надежности АСТУ, включая АИИСКУЭ –

столько же. Еще 4 жилы ВОЛС – резерв.

Как показывают предварительные расчеты – достигаемое снижение стоимости электрооборудо-

вания рассматриваемой «умной» сети позволяет покрыть значительную часть расходов на создание

информационной части интегрированной энергоинформационной сети; а доходы за информацион-

ное обеспечение соизмеримы с доходами за электроснабжение.

Оценка эффективности применения централизованной электрической сети проводилась для сек-

ционированной электрической сети 6-35 кВ, приведенной на рис. 3.

В нормальном режиме потребители подстанций 1-3 получают питание от С1, однако в случае не-

обходимости сеть может быть реконфигурирована и переведена на раздельное или полное питание от

С2, при этом под определение данной модели попадает также и кольцевая схема электроснабжения

с питанием от одного источника (С1 и С2 совпадают).

Параметры исследуемой сети, а также вероятностные и временные характеристики работы от-

дельных ее элементов приведены в таблицах 1 и 2 соответственно.