РЗА-2010

Подождите немного. Документ загружается.

Релейная защита и автоматика энергосистем

140

Таблица 1

Параметры исследуемой сети

№ линии Длина, км t

мтз

, с l

защ1

, о.е.

1 10 1,4 0,6

2 5 1,1 0,4

3 7 0,8 0,7

Примечания: t

мтз

– время срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ), l

защ1

– защищаемая первой сту-

пенью зона в долях длины соответствующей линии.

Таблица 2

Вероятностные и временные характеристики

работы элементов исследуемой системы

Параметр Значение

Вероятность ЛС, о.е. 0,2

Вероятность ИС, о.е. 0,25

Вероятность ОС, о.е. 0,2

Вероятность КЗ, о.е. 0,39

Время восстановления, с 0,5

Ступень селективности, с 0,3

Время срабатывания Iст, с 0,1

Длительность опыта, с 50

Время срабатывания ЦЗ, с 0,1

Время восстановления инф. сети, с 0,1

Вероятность отказа сети связи, о.е. 0,05682

Ступень селективности РЗиА, с 0,1

Вероятность отказа ЦУУ, о.е. 0,01

Примечания: ЛС – ложные срабатывания, ИС – излишние срабатывания, ОС – отказы срабатывания, ЦЗ –

централизованная защита. Данные, приведенные в таблице 2, основаны на многолетней статистике работы

систем РЗиА в РЭС и МЭС центрального и южного федеральных округов. Временные характеристики работы

устройств РЗиА основаны на данных ведущих мировых производителей [4].

Рис. 3. Исследуемый участок сети 6-35 кВ, где: С – система, РЗ – устройство РЗиА, Н – нагрузка

Москва, 1–4 июня 2010 г.

141

Эффективность работы «классической» и централизованной систем РЗиА оценивалась в соот-

ветствии с международными показателями:

– SAIFI (System Average Interruption Frequency Index – средняя частота появления повреждений в

системе) – характеризует среднее число раз в год, когда потребители теряли электроснабжение;

– SAIDI (System Average Interruption Duration Index – средняя продолжительность отключения) –

характеризует в среднем продолжительность одного отключения в системе в год;

– CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index – средняя частота отключения одного по-

требителя) – характеризует в среднем количество отключений одного потребителя;

– CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index – средняя продолжительность отключения

одного потребителя) – характеризует в среднем время восстановления питания одного потребителя.

Проведено исследование из расчета один опыт – это один месяц исследования поведения систе-

мы РЗиА, моделирование проводится из расчета 5 лет работы систем РЗиА (итого 300 случаев КЗ).

Результаты сравнения приведены в таблице 3 и на рис. 4.

Таблица 3

Показатели эффективности работы систем РЗиА

Децентрализованная РЗиА Централизованная РЗиА

1 2 3 Итого 1 2 3 Итого

Повреждение 24 28 30 82 14 14 14 42

Длительность 14,37 17,27 19,27 50,92 3,73 3,73 3,73 11,19

SAIFI 0,5467 1,00 0,2800 0,51

SAIDI 0,3395 1,00 0,0746 0,22

CAIFI 0,48 0,56 0,6 0,28 0,28 0,28

CAIDI 0,29 0,35 0,39 0,07 0,07 0,07

Примечания: При расчете итоговых значений показателей SAIFI и SAIDI для сравнения двух систем РЗиА за

единицу приняты соответствующие показатели для децентрализованной РЗиА.

!%% , 

100

50 100 150 200 250 300

&, 

Рис. 4. Продолжительность отключений потребителей подстанций 1, 2 и 3.

Сплошными линиями отмечено накопление продолжительности отключения

для децентрализованной РЗиА, пунктирными – для централизованной РЗиА

Релейная защита и автоматика энергосистем

142

Применение рассматриваемой системы для интегрированной электро-информационной сети по-

зволяет соответствовать требованиям инновационного развития электроэнергетики и информацион-

ного общества, создавать «умные» электрические сети, интеллектуальную систему РЗиА, существенно

уменьшать стоимость реконструкции существующих, а также создаваемых систем электроснабжения,

выполнять требования надежности электроснабжения потребителей различных категорий, способ-

ствующих развитию и становлению современного общества.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

[1] Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей: Учеб.

пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1984.

[2] Анжело Инвериччи. Распределительные системы и распределенная генерация. ELECTRA, № 237,

2008 (председатель научного комитета СИГРЕ C6).

[3] Патентное свидетельство RU 76753 U1, H02H 3/04 / Алексеев О.П., Арцишевский Я.Л., Востро-

кнутов С.А., Хохлов С.Ю., Хохлов М.Ю. Централизованная защита сети электроснабжения

(приоритет 27.05.2008).

[4] Andersson L., Brand K.-P., Brunner C., Wimmer W. Reliability investigations for SA communication

architec-tures based on IEC 61850 // Paper IEEE_PT05-604SA, 2006.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

Арцишевский Ян Леонардович – кандидат технических наук, доцент, Московский Энергетический

Институт (Технический Университет); (916) 609-17-06.

Вострокнутов Сергей Алексеевич – аспирант, Московский Энергетический Институт (Технический

Университет); (926) 363-56-96.

Земцов Александр Анатольевич – аспирант, Московский Энергетический Институт (Технический

Университет); (919) 773-04-57.

Московский Энергетический Институт (Технический Университет), кафедра релейной защиты и

автоматизации энергетических систем (МЭИ (ТУ), кафедра РЗиАЭс)

111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14

rzias@yandex.ru

Москва, 1–4 июня 2010 г.

143

ПРОГРАММНЫЕ ПРОДУКТЫ ООО «ИЦ «БРЕСЛЕР»

ДЛЯ СЛУЖБ РЗА

ПОДШИВАЛИН Н.В., ЕФРЕМОВ В.А.,

МАКАРОВ А.В., ПОДШИВАЛИНА И.С.

ООО «Исследовательский центр «Бреслер»

ООО ИЦ «Бреслер» в качестве одной из своих главных задач рассматривает обеспечение программ-

ными средствами автоматизации возможно большего спектра работ, выполняемых специалистами

служб РЗА. Предприятие снабжает свои устройства РЗА программами по ранжированию, параметри-

рованию и конфигурированию терминалов, а также программами для контроля, мониторинга защит

и просмотра аварийных осциллограмм и анализа аварий.

Кроме этих программ, обязательных с точки зрения обеспечения качественной эксплуатации

устройств, для служб релейной защиты и расчетных подразделений предприятием разработан ряд

программных продуктов, которые позволяют:

• создавать и сопровождать централизованные информационные базы данных служб РЗА, содер-

жащие наиболее полные сведения о первичном и вторичном оборудовании, его параметрах и эксплуа-

тационном документообороте и формирующие отчетные документы разных форм и назначения;

• выполнять расчет параметров срабатывания устройств РЗА отечественных и зарубежных произ-

водителей;

• производить расчет токов короткого замыкания с дополнительными сервисными функциями

по интерфейсу ввода/вывода информации.

СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ РАБОТ СЛУЖБ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

В соответствии с задачами и работами, выполняемыми службами релейной защиты, в системе

автоматизации должны присутствовать следующие компоненты:

• информационная база данных энергосистемы;

• программа расчета параметров схем замещения;

• программа расчета режимов работы энергосистемы;

• программа расчета уставок защит энергообъектов.

Структура и взаимодействие отдельных частей представлены на рис. 1.

Информационная база энергосистемы должна хранить не только первичные данные о защищае-

мом оборудовании и схеме сети, но и об установленных на данном оборудовании защитах и спо-

собах их подключения. На сегодняшний день не существует подобных полноценных электронных

баз, чаще всего российские расчетчики берут эти сведения из предыдущих расчетов, сопоставляя с

существующими схемами защищаемой сети и уточняя необходимые на текущий момент данные не-

посредственно на подстанции.

Программа расчета режимов работы энергосистемы должна предоставлять все данные о режимах,

необходимые для расчета уставок. Исходя из существующих методик расчета уставок, в программе

должен быть предусмотрен, в первую очередь, расчет токов, напряжений и сопротивлений в устано-

вившихся аварийных режимах. Модель энергосистемы, заложенная в программе, должна обеспечи-

вать точность, достаточную для расчета уставок.

В программе расчета уставок источником информации о защищаемом объекте становится инфор-

мационная база, а источником информации о режимах его работы – программа расчета режимов.

Выбор расчетных условий, коэффициентов и оценка полученных результатов должна оставаться за

Релейная защита и автоматика энергосистем

144

расчетчиком, так как в определенной степени результаты этой работы зависят от специфики и опыта

эксплуатации конкретной энергосистемы. Кроме того, видится целесообразным автоматизированное

формирование программой расчета уставок заданий на расчет режимов с возможностью корректи-

ровки этих заданий расчетчиком.

Создание такой системы автоматизации возможно на базе программных продуктов ООО «ИЦ

«Бреслер». В качестве информационной базы энергосистемы предприятие предлагает программный

комплекс «Служба РЗА». Для расчета режимов рекомендуется программа «ТКЗ++». Расчет уставок

может быть выполнен с помощью программы «PSC».

ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС «СЛУЖБА РЗА»

Программный комплекс предназначен для автоматизации работ служб релейной защиты и авто-

матики предприятий электроэнергетики. В его задачу входят:

• централизация, контроль актуальности, обеспечение сохранности, обеспечение доступности и

конфиденциальности информации службы;

• автоматизация электротехнических расчетов: схем замещения первичного оборудования, токов

КЗ в пределах ПС, параметров срабатывания защит;

• классификация и учет установленных устройств РЗА;

• учет параметров срабатывания устройств РЗА;

• учет анализа и статистики срабатываний устройств РЗА;

• планирование и учет регламентных профилактических работ;

• хранение нормативной и справочной документации.

Отличительные особенности программного комплекса:

• специализация на задачах служб РЗА. Программный комплекс разработан для решения задач

служб РЗА различных сетевых предприятий;

• наиболее полный спектр функций. Автоматизированы наиболее трудоемкие рутинные работы;

• ориентация на МРСК. Большая часть функций применима на предприятиях производства, пере-

дачи, распределения и потребления электроэнергии, но в наибольшей степени учтена специфика

межрегиональных сетевых компаний;

$

 

$

 

I = ...

K = ...

7 



!  H

@% 

!  



#   ?8#

@%  ?8#

Рис. 1. Система автоматизации работ служб релейной защиты

Москва, 1–4 июня 2010 г.

145

• настройка под требования и специфику предприятия-заказчика. В случае необходимости функцио-

нальность может быть модифицирована и расширена в короткие сроки в соответствии с индивиду-

альными требованиями заказчика.

Применение программного комплекса позволяет существенно повысить достоверность результатов

расчетов за счет многоуровневого контроля корректности вводимых данных и полной автоматизации

расчетов. Формируемые отчеты содержат не только конечные результаты, но и промежуточные, а

также принятые программой решения. Сокращается время решения оперативных задач. Существенно

ускоряется поиск данных, внесение правок и получение отчетов.

ПРОГРАММА РАСЧЕТА РЕЖИМОВ «ТКЗ++»

Основным назначением программы является автоматизация расчета электрических величин при

однократной продольной или поперечной несимметрии в схеме сети большого объема.

Программа позволяет выполнить следующие расчеты:

• расчет простых металлических повреждений (К(1), К(2), К(3), К(1,1));

• расчет поперечной несимметрии произвольной конфигурации;

• расчет продольной несимметрии с учетом тока предрежима;

• массовый расчет ТКЗ в выбранных пользователем узлах;

• поиск максимального и минимального режима путем перебора возможных переключений.

Помимо расчетов, программа позволяет выполнить различные виды преобразований и сервисного

обслуживания модели:

• редактирование параметров сети;

• экспорт параметров модели в MS Excel;

• набор функций контроля и анализа схемы;

• эквивалентирование сети в сеть меньшего размера;

• сравнение и поиск различий в схемах;

• слияние сетей.

Основные достоинства программы:

• совместимость с общепринятыми форматами представления схем;

• проверенная способность работы с сетями более 7500 узлов;

• контроль вносимых в схему изменений;

• высокая скорость расчета.

ПРОГРАММА РАСЧЕТА УСТАВОК «PSC»

В программе реализован наиболее полный спектр функций автоматизации расчета параметров

срабатывания устройств РЗА, основными из них являются:

• получение информации из базы данных энергосистемы и возможность сохранения результатов

расчета в различных форматах;

• интерфейс с программой расчета режимов: формирование задания на расчет и получение резуль-

татов расчета;

• непосредственный расчет уставок, выдержек времени и накладок по заложенным в программе

алгоритмам;

• проверка чувствительности выбранных уставок;

• контроль вводимых и используемых в расчетах параметров и результатов на всех этапах расчета;

• формирование протоколов расчета, в том числе и кратких вариантов, содержащих лишь резуль-

тирующие значения, для составления указаний по непосредственному параметрированию устройства

на подстанции;

• подготовка файлов уставок для загрузки их в микропроцессорные устройства защиты.

Релейная защита и автоматика энергосистем

146

В реализации программы возможны два типа интерфейса:

• открытый, разрешающий полный контроль и управление процессом выполнения расчетов;

• закрытый, позволяющий пользователю вводить лишь минимальное количество данных, на

основе которых программа выполняет расчет, автоматически подбирая и выбирая значения всех

коэффициентов.

Библиотечная организация программы позволяет расширять ее функциональность на обслужи-

вание защит разного типа. Реализована обработка обширного перечня отечественных и импортных

устройств РЗА и видов защищаемых объектов.

Дополнительные преимущества программе «PSC» дает ряд сервисных функций, как, например,

графическое отображение характеристик срабатывания по результатам расчета с возможностью их

сохранения и добавления в протоколы расчета. Удобный интерфейс и наличие подробной вспомога-

тельной информации позволяет быстро освоить программу и легко в ней ориентироваться. Програм-

ма осуществляет контроль за используемыми для расчетов данными, предусматривает возможность

применения рекомендуемых значений параметров и редактирования заносимых в файл значений

уставок. Гибкая контекстно-зависимая система помощи позволяет быстро получить всю необходимую

информацию по использованию программы и заложенной в ней методике. Справка содержит сведе-

ния об измерительных органах, расчет которых может быть произведен данной программой: полное

наименование, обозначение, назначение, расчетную формулу, диапазоны изменения параметров,

заложенные в программе, условия и формулы для проверки чувствительности, а также замечания по

форме расчета данного органа и ссылки на все используемые элементы интерфейса.

Представленные программы имеют самостоятельное значение и применение. Однако объединение

их в единую систему позволяет организовать информационное и алгоритмическое взаимодействие

наилучшим образом, избавиться от выполнения рутинных операций и значительно повысить степень

автоматизации работ специалистов служб РЗА.

ООО «ИЦ «Бреслер»

428020, Россия, г. Чебоксары, пр. И. Яковлева, 1

Тел.: (8352) 57-43-20, 57-43-21, 57-43-23 … 57-43-29. Факс: (8352) 57-43-22

E-mail: rza@ic-bresler.ru

http://www.ic-bresler.ru

Москва, 1–4 июня 2010 г.

147

МЕТОДИКИ И ПРОГРАММЫ РАСЧЕТА УСТАВОК

ЕФРЕМОВ В.А., ПЕТРОВА О.В., ПОДШИВАЛИНА И.С.

ООО «Исследовательский центр «Бреслер»

ООО «ИЦ «Бреслер» по заказу ОАО «ФСК ЕЭС» ведет разработку программного комплекса авто-

матизации расчета уставок «ПАРУС РЗА». Программный комплекс в полной мере автоматизирует

процессы выбора расчетных режимов, непосредственного расчета уставок и проверки чувствитель-

ности с контролем всех фигурирующих при этом параметров; выдает результаты в формате, понят-

ном пользователю, и в формате, пригодном для файла конфигурации защиты; формирует протоколы

расчета как в краткой (для выдачи задания на подстанцию), так и в полной (для архива) форме. Про-

граммный контроль и помощь в расчете не ограничивают пользователя в выборе данных для расчета.

Пользователь сам может определять, какие измерительные органы рассчитывать, какие уставки и со-

проводительные данные вносить в файл уставок. Кроме того, в комплексе автоматизирован процесс ис-

пользования результатов расчета моделирующих режимы программ, в том числе АРМ СРЗА. Удобный

интерфейс «ПАРУС РЗА» позволяет быстро и легко освоить работу с программой пользователю ПК

любого уровня. Алгоритмы и методики расчета уставок и выбора параметров устройства, заложенные

в программе, соответствуют нормативно-технической документации (руководящим указаниям, ПУЭ

и т. п.) и рекомендациям производителей и раскрыты для пользователя в виде контекстно-зависимой

справки, в которой методика излагается со ссылками на конкретные источники.

Процесс расчета параметров срабатывания можно разделить на четыре этапа. На первом этапе

выполняется расчет электрических параметров (токов и напряжений) в различных режимах, на-

блюдаемых в энергосистеме – нормальных, аварийных, в максимальном и минимальном режимах

работы. Для данного расчета уже существует немало программных средств, от мощных универсальных

программных комплексов («АРМ СРЗА», «PSSE», «ТКЗ++» и др.) до специализированных программ,

создаваемых с помощью стандартных математических библиотек для расчета специализированных

режимов. В программном комплексе «ПАРУС РЗА» разработан интерфейс, адаптируемый для чте-

ния файлов с результатами расчета режимов различных программ. Для универсальных программных

комплексов «АРМ СРЗА» и «ТКЗ++» разрабатывается процедуры по стыковке этих программ с про-

граммным комплексом «ПАРУС РЗА» и базой данных энергообъектов.

На втором этапе выполняется непосредственный расчет уставок и проверка чувствительности защит.

Данный этап характерен большим количеством однотипных операций и действий, выпол няемых рас-

четчиком вручную, что может повлечь ошибки, связанные с человеческим фактором. Непосредственно

расчет в программе «ПАРУС РЗА» выполнен двумя способами:

– быстрый расчет, когда вводится минимум необходимых параметров, сам расчет скрыт от поль-

зователя, и программа выдает результат в конечном виде;

– полный расчет, когда вводится вся необходимая информация, пользователь контролирует каж-

дый этап расчета.

Быстрый расчет имеет ряд преимуществ перед полным расчетом: пользователь меньше тратит

времени на сам расчет, нет необходимости задумываться над выбранным алгоритмом расчета, на-

значением различных коэффициентов, уменьшается возможность неправильного выбора того или

иного параметра. Поэтому данный способ может быть востребован в тех случаях, когда расчетами

занимаются специалисты, не имеющие достаточного опыта работы, или при необходимости сокра-

щения трудозатрат на расчет уставок защит. В то же время полный расчет удобен тем, что имеется

контроль над каждым вводимым коэффициентом, визуально доступны все формулы, по которым

производится расчет. Данный способ может быть востребован в тех случаях, когда расчетами занима-

ется квалифицированный персонал, которому необходимо учесть особенности, присущие отдельным

энергетическим системам и районам.

Релейная защита и автоматика энергосистем

148

На третьем этапе автоматизации выполняется формирование отчетов и заполнение бланков уставок.

Программный комплекс «ПАРУС РЗА» создает протоколы расчета не только в формате самой програм-

мы, но и в MS Word, MS Excel, DOS – по желанию пользователя. На этом этапе программа позволяет

создавать однотипные бланки уставок для различных устройств защиты разных производителей. Про-

грамма имеет возможность представления только тех уставок, которые необходимы для конкретного

устройства. При этом часть уставок («заводские уставки») остаются недоступными пользователю.

Структура программного комплекса такова, что в будущем возможно совмещение его работы с

информационной базой, в которой хранятся схема сети и данные о первичном оборудовании, ин-

формация об установленных на данном оборудовании защитах и способах их подключения.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

149

НОВЫЕ ИНТЕГРИРОВАННЫЕ РЕШЕНИЯ

ДЛЯ АВТОМАТИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИЙ НА БАЗЕ

ОБОРУДОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФИРМ-ИЗГОТОВИТЕЛЕЙ

ДРОЗДОВА Т.В., ОКУНЕВ В.Л., ЛАДИК Т.И., ПИЧУРИН С.С.

ООО «Энергопромавтоматизация»

Повышение энергоэффективности и надежности работы отдельных энергообъектов и всей

энергетической системы в целом обеспечивается внедрением современных иерархических систем

управления. Нижний уровень такой системы образуют автоматизированные системы управления

технологическими процессами (АСУ ТП) электросетевых объектов. Данные, получаемые от АСУ ТП

энергообъектов, являются информационным базисом для всей совокупности задач, решаемых на

всех уровнях управления ЕЭС. Поэтому для современных систем управления характерным является

комплексный подход к решению всех задач оперативного и технологического характера. Такой под-

ход неизбежно требует обеспечения в пределах комплексной системы обработки и передачи больших

потоков данных. Минимизация и оптимизация этих потоков достигается интеграцией в пределах

единого программно-технического комплекса всех задач защиты, регулирования, автоматического

управления, сбора информации, оперативного управления и сбора данных для производственно-

хозяйственной деятельности. Только в такой интегрированной системе можно избежать многократ-

ного дублирования систем сбора и передачи информации в разных подсистемах АСУ ТП и миними-

зировать объем технических средств всей системы.

Одной из основных технологических функций АСУ, связанных с вводом и первичной обработкой

исходной информации, является интеграция информации от устройств РЗА. В связи с этим возни-

кает проблема «совместимости» АСУ и РЗА. На первых этапах развитие АСУ ТП и РЗА шло само-

стоятельными путями у различных производителей. Влияние АСУ ТП на характеристики РЗА было

минимальным. Однако по мере развития интеграции приходилось все полнее и глубже рассматривать

РЗА в тесной связи с АСУ ТП. Первыми за решение этой проблемы за рубежом взялись большие

концерны, производящие практически всю номенклатуру устройств вторичной коммутации. Отсюда

появились системы, в которых производилась интеграция АСУ ТП и РЗА в рамках одной фирмы. При

всех положительных качествах такой интеграции, очень скоро стали ясны и ее недостатки. Теперь

Заказчик, покупая РЗА такой-то фирмы, вынужден был покупать и АСУ ТП того же производителя.

А Потребителю хотелось иметь свободу выбора и в РЗА и в АСУ ТП. Ведь в мире так и не появилось

самой лучшей защиты и самой лучшей АСУ ТП. Каждый из имеющихся вариантов оптимален толь-

ко для определенных условий. Кроме того, в пределах жизненного цикла подстанция подвергается

модернизации и перевооружению. При этом часто появляется новое оборудование, других произво-

дителей с усовершенствованными характеристиками. Интеграция в этом, наиболее распространенном

случае, сталкивается с непреодолимыми препятствиями. Чтобы не потерять рынок, производители

РЗА и АСУ вынуждены прибегать к сложной манипуляции характеристиками всего комплекса РЗА

и АСУ. Так, часто системы РЗА и АСУ стараются не делить вообще, представляя решение в виде

«комплекса» РЗА+АСУ, по которому невозможно сделать выводы о стоимости отдельных систем и

провести грамотное финансовое и техническое сравнение с предложениями конкурентов. По этой

же причине сейчас практически все производители АСУ, представленные на рынке Федеральной

Сетевой Компании, отдают предпочтения «своим» устройствам РЗА. Все эти «пары» известны. Все

аттестуемые на данный момент комплексы АСУ ТП позиционируются с конкретными устройствами

РЗА, называемыми «основными», все остальные варианты интеграции, представленные на аттеста-

цию, – вторичны, либо же это протоколы испытаний с объектов, где пришлось «случайно» столкнуть-

ся со сторонними устройствами.