На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Полемика

01.03.2010 Внедрение и эксплуатация микропроцессорных устройств релейной защиты в энергетике

 

Внедрение и эксплуатация микропроцессорных устройств релейной защиты в энергетике

 

Проблемы и поиск решения

 

В журнале «Энергетика и ТЭК» в № 12 за 2009 г. была напечатана статья Владимира Гуревича «Микропроцессорные реле защиты: вопросов больше, чем ответов». В статье подняты важные вопросы, с которыми энергетикам приходится сталкиваться постоянно, решение которых неоднозначно и представляет определенные трудности. Вынося эти вопросы на страницы журнала, автор призывает к дискуссии, предлагает использовать коллективный мировой опыт специалистов, чтобы получить ответы на них.

 

Одной из наиболее важных подсистем системы управления энергетическим объектом (подстанцией, станцией) является подсистема релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА и ПА). Это единственная из всех подсистем, работающая в автоматическом режиме и управляющая быстрыми электрическими процессами в силовых цепях.

Технический прогресс, связанный с бурным развитием компьютерных и микропроцессорных технологий, не мог не затронуть подсистему РЗА и ПА, и 15–20 лет назад началось внедрение микропроцессорных устройств релейной защиты (МУРЗ). Появление этого элемента в системе управления энергетическим объектом (СУ ЭО) изначально приветствовалось абсолютно всеми. Однако в скором времени началась кампания по формированию общественного технического мнения о том, что право на существование имеют только МУРЗ, а другие устройства РЗА и ПА (например, на электромеханической базе) полностью устарели.

Несомненно, такой подход некорректен: не может производитель какого-либо устройства, входящего в состав энергетического объекта (ЭО) как один из тысяч элементов, решать за разработчика, какой элемент он может использовать при разработке и проектировании ЭО, а какой – нет. Тем не менее сегодня в мире почти невозможно найти производителя элементной базы РЗА на электромеханике, имеющего весь необходимый разработчику спектр элементов.

В СССР эту работу выполняли институт «Энергосетьпроект» с филиалами и ОРГРЭС. В настоящее время полностью спроектировать энергетический объект «под ключ» могут проектные подразделения в составе таких фирм, как SIEMENS и АВВ. В России же разработчиков, способных спроектировать современную необслуживаемую подстанцию с АСУ ТП и выполнить ее «под ключ», очень мало.

Является ли на самом деле таким необходимым вытеснение с рынка устройств РЗА, конкурирующих с МУРЗ, да и являются ли эти устройства конкурентами?

Принято считать, что увеличение надежности ЭО приводит к существенному его удорожанию. Но имеются и недорогие методы увеличения надежности ЭО. Например, попробуйте применить МТЗ ВЛ 10 кВ, используемую сейчас для подстанций на переменном оперативном токе, для ВЛ 10 кВ подстанции на постоянном оперативном токе (в дополнение к МУРЗ данной ВЛ 10 кВ). Вы добавите два реле РТ-40 и одно реле РСВ-13 (предположим, выключатель вакуумный с электронным приводом BU/TEL-220-12-03A) и выполните их коммутацию. Увеличилась ли надежность функционирования ЭО? Несомненно! Даже на полностью разрушенной подстанции часть уцелевших ячеек 10 кВ легко превращается в распределительный пункт 10 кВ (РП 10 кВ), который способен обеспечить передачу электроэнергии ряду потребителей. При этом стоимость добавленной МТЗ составляет всего около 200 долл., а ячейка линии 10 кВ стоит более 20 тыс. долл.

Когда применяются электромеханические реле и для чего они нужны? Как правило, они применяются в устройствах, не требующих большого количества срабатываний (например, не более 100 тыс. срабатываний), а также в случаях, когда не требуется высокая частота срабатываний в течение всего срока эксплуатации объекта, зато необходима высокая надежность срабатываний в экстремальных условиях. Ведь электромеханическое реле – это элемент, который наименее уязвим в различных экстремальных ситуациях по сравнению с любыми другими элементами, выполняющими аналогичные функции (например, МУРЗ, электронное реле и т. д.).

Таким образом, МУРЗ и устройства РЗА на электромеханике являются не конкурентами, а дополняют друг друга. МУРЗ в экстремальных ситуациях легко дает сбой в функционировании или отказ. РЗА на электромеханике в этих условиях функционирует почти всегда. Оба устройства вместе перекрывают всю зону работы: от нормальных условий до экстремальных включительно.

Не возникнет ли при медленном и постепенном переходе от электромеханических устройств РЗА к МУРЗ ситуация, при которой и те и другие будут работать вместе и объединятся в общую систему? Во всяком случае пока новые, необслуживаемые подстанции с АСУ ТП, где подсистема РЗА подстанции специально проектировалась бы и на МУРЗ, и на устройствах РЗА на электромеханике, встречаются крайне редко. Типовые проекты построения такой подсистемы РЗА также встречаются нечасто. Бывает, что подстанции с подсистемой РЗА на электромеханике модернизируют, и на них появляется какое-то количество МУРЗ. Но такую подстанцию нельзя считать образцом, поскольку изначально в нее не закладывались МУРЗ, а значит, подстанция к МУРЗ может адаптироваться не лучшим образом.

Обратимся к вопросам, поднятым В. Гуревичем в своей статье, и попытаемся найти ответы на них.

 

Необходимо ли резервирование в связи с недостаточной надежностью МУРЗ? Если да, то каких именно видов реле и какими видами реле должно осуществляться такое резервирование: микропроцессорными или электромеханическими? Каким должен быть тип резервирования?

 

Подсистему РЗА энергетического объекта следует выполнять на двух уровнях. Первый уровень подсистемы РЗА выполняется на МУРЗ и является основным. Второй уровень подсистемы РЗА выполняется на электромеханических элементах.

Наибольшее количество вопросов возникает именно по второму уровню. Нередко встречается вопрос, зачем вообще нужен этот уровень подсистемы РЗА ЭО?

В ВУЭС «Вологдаэнерго» первоначально также было решено, что второй уровень не нужен. И в 2002 г. были модернизированы 4 подстанции 35 кВ, на которых подсистема РЗА была выполнена только на МУРЗ. Но уже зимой 2003 г. температура понизилась до –37 C и практически все МУРЗ стали периодически выдавать сигналы «Отказ МУРЗ». Остро встал вопрос о том, что делать, если температура будет опускаться ниже и все 32 МУРЗ полностью выйдут из строя? Служба МСРЗА сетей просто физически не сможет установить 32 временные защиты на подставных щитках, а отключать присоединения 10 кВ в такой мороз не представляется возможным.

Температура, к счастью, ниже не опустилась. Срочно был собран технический совет службы МСРЗА, на котором единогласно приняли решение о том, что в дальнейшем в наших сетях при любой модернизации или новом строительстве подстанций всегда будет применяться подсистема РЗА, выполненная в двух уровнях: первый уровень – на МУРЗ, второй – на электромеханических реле.

На техническом совете также было решено, что надо обратиться к фирме – производителю МУРЗ с просьбой максимально снизить порог температур, при котором МУРЗ нормально функционируют. После выполнения ряда мероприятий фирма-производитель гарантировала нам работоспособность своих МУРЗ по температуре уже до –40 C.

Рассмотрим основные критерии, применявшиеся при разработке второго уровня подсистемы РЗА на электромеханических реле.

Прежде всего, второго уровня должно быть достаточно, чтобы подстанция несла нагрузку при полной ликвидации первого уровня, т. е. всех МУРЗ подстанции. Другими словами, подстанция должна быть полностью обеспечена защитами всех присоединений и возможностью управления коммутационными аппаратами хотя бы в ручном режиме.

Кроме того, второй уровень должен быть минимизирован по количеству элементов и по стоимости.

Таким образом, основное назначение второго уровня подсистемы РЗА на электромеханических реле – работа в экстремальных ситуациях.

 

Каким должен быть оптимальный ЗИП? Какова методика его расчета для МУРЗ разных видов и типов? Как, где и при каких условиях его хранить (имеется информация о том, что при длительном хранении печатных плат с электролитическими конденсаторами на складе они потом очень быстро выходят из строя)? Как обеспечить быстрое восстановление МУРЗ, особенно на необслуживаемых подстанциях?

 

Для среднего сетевого предприятия (50–60 подстанций 35–110 кВ) достаточно иметь в запасе по 1–2 резервным МУРЗ на 15–30 действующих МУРЗ каждого типа. Точный расчет потребности в МУРЗ на практике оказался некритичен по причине наличия второго уровня подсистемы РЗА.

В рамках ПЭС желательно иметь МУРЗ одной (максимум двух) фирм – производителей МУРЗ. Ремонт терминалов выполняется на заводе-изготовителе. Он оказался более выгодным, чем ремонт платами. При выполнении двухуровневой подсистемы РЗА быстрое восстановление МУРЗ не требуется (еще одно положительное свойство второго уровня РЗА).

При наличии микропроцессорного терминала на складе восстановление микропроцессорной защиты на необслуживаемых (и других) подстанциях занимает в среднем не более 5 дней, при отсутствии микропроцессорного терминала на складе – 30–45 дней и определяется в основном сроком ремонта МУРЗ на заводе.

 

Какой должна быть оптимальная степень концентрации различных функций в одном МУРЗ, при которой повреждение одного един¬ственного элемента может привести к отказу сразу всех функций релейной защиты, заложенных в данном МУРЗ?

 

Для присоединений 6–35 кВ хорошо иметь одно МУРЗ на одно присоединение (как правило, в нем должен быть весь набор функций защит и автоматики, применяемый на среднестатистических присоединениях 6–35 кВ).

Присоединение трансформатора и присоединение 110 кВ часто имеют по два МУРЗ на присоединение: МУРЗ резервных защит и автоматики и МУРЗ защит абсолютной селективности.

При наличии второго уровня РЗА отказ всех функций МУРЗ какого-либо присоединения не приводит к отказу РЗА данного присоединения в целом.

 

Как оценить резко возросшее влияние человеческого фактора на надежность релейной защиты при переходе от электромеханических защит к микропроцессорным? Что нужно сделать для уменьшения этого влияния?

 

Влияние человеческого фактора на надежность работы РЗА при переходе к МУРЗ действительно возросло. Причем эффект этот – отрицательный: человек стал допускать больше ошибок в управлении энергетическим объектом (например, подстанцией).

Для снижения этого отрицательного влияния человеческого фактора на надежность функционирования ЭО можно максимально автоматизировать процесс управления объектом, что позволит свести все действия оперативного персонала к простому и понятному дежурному (диспетчеру) минимуму. Много ошибок допускается оперативным персоналом при работе с режимными устройствами: накладками, ключами, испытательными блоками. Автоматизация этих устройств позволила бы контролировать режимы положения накладок, ключей, испытательных блоков в автоматическом режиме. Таким образом, можно было бы минимизировать ошибки оперативного персонала. Для этого необходимо на всех ЭО выполнить внедрение открытой многоуровневой системы АСУ ТП (SCADA-системы), технологическое программное обеспечение (ПО) которой будет развиваться и совершенствоваться в действующем режиме работы ЭО не только разработчиками АСУ ТП или технологами наладочных фирм, но и технологами-эксплуатационщиками (технологами электрических сетей являются специалисты служб РЗА). Для разработки технологического ПО необходимо использовать систему автоматизированного проектирования (САПР) и обеспечить процесс обучения работе в ней всех технологов.

Увеличилось и количество ошибок релейного персонала. К этому приводит несомненное усложнение устройств РЗА, неизбежное с появлением МУРЗ, усложнение проверочных устройств. Предложения, которые могли бы позволить уменьшить число ошибок данного вида, представлены В. Гуревичем в конце его статьи.

 

Каков технико-экономический эффект (для потребителя, а не для производителя) от замены электромеханических реле на МУРЗ и есть ли он вообще, или этот переход убыточен? Для всех ли видов защит и для всех ли классов напряжения целесообразна такая замена? Целесообразно ли заменять электромеханические защиты микропроцессорными на старых подстанциях, не приспособленных для эксплуатации МУРЗ?

 

МУРЗ стоят намного дороже электромеханических устройств РЗА. Функции, которые выполняют МУРЗ, мало отличаются от функций, выполняемых аналогичным электромеханическим устройством РЗА. Экономический эффект получается отрицательным. И только после включения МУРЗ подстанций в многоуровневую систему АСУ ТП технический эффект может стать положительным. Тогда вся система контроля и управления электрическими сетями переходит на новый, более высокий уровень.

Всегда ли система АСУ ТП осуществляет телеуправление (ТУ) коммутационными аппаратами и телесигнализацию (ТС) с них через МУРЗ? Поскольку МУРЗ является устройством релейной защиты, то выполнение им других функций (ТУ, ТС) вроде бы нежелательно с точки зрения обеспечения надежности устройства. Однако АСУ ТП может осуществлять ТУ и ТС коммутационными аппаратами и напрямую через свои устройства связи с объектом (УСО), а не только через МУРЗ. АСУ ТП охватывает всю подстанцию, всю подсистему РЗА, из каких бы элементов она ни состояла. Просто у МУРЗ оказалось преимущество: АСУ ТП легко контролирует (и управляет) МУРЗ.

Среди старых подстанций России больший процент составляют подстанции 35 кВ. Они де-факто стали необслуживаемыми, хотя система управления ими выполнена для подстанций с обслуживающим персоналом. Необслуживаемые подстанции должны быть обязательно охвачены многоуровневой системой телемеханики (ТМ) или многоуровневой системой АСУ ТП.

При этом возможны два наиболее полных варианта построения подсистемы РЗА подстанции:

• РЗА на электромеханике + устройства телемеханического управления и контроля (возможно микропроцессорные);

• первый уровень РЗА на МУРЗ + второй уровень РЗА на электромеханике.

По цене оба варианта примерно одинаковы, но при этом второй вариант обеспечивает исключительную надежность, что является обязательным для необслуживаемых подстанций.

 

Какими должны быть техниче­ские требования и параметры подстанции для обеспечения надежной работы МУРЗ по критерию электромагнитной совместимости? По какой методике и как реаль­но оценить пригодность подстанции для эксплуатации МУРЗ?

 

Этот вопрос пока остается открытым. Создается впечатление, что электромагнитная совместимость недостаточно исследована ни с теоретической, ни с практической точки зрения.

 

Каким должен быть оптимальный температурный режим при эксплуатации МУРЗ? Когда нужно использовать кондиционирование воздуха в релейном зале, а когда достаточно лишь вентиляции в шкафах? Нужно ли использовать в шкафах с МУРЗ подогрев воздуха для предотвращения выпадения росы?

 

Этот вопрос также остается открытым.

Однако я придерживаюсь той точки зрения, что недействующие энергетические объекты должны подстраиваться под МУРЗ, а МУРЗ должны выполняться таким образом, чтобы нормально функционировать на действующих ЭО. Более того, МУРЗ должны функционировать и в экстремальных ситуациях, в которых может находиться ЭО. Тем не менее при модернизации или новом строительстве, несомненно, необходимо пользоваться лучшим мировым опытом и нормативной базой в данной области.

В ВУЭС «Вологдаэнерго» при модернизации подстанций 35 кВ МУРЗ были поставлены в испытательный экстремальный режим. МУРЗ устанавливались в старые КРУН типа КРН-2 (КРН-3, КРН-4), в которых нет никакой вентиляции, кроме естественной, и с наружным воздухом их разделяет только стальная дверка толщиной 2,5 мм. За 8 лет эксплуатации данные МУРЗ в целом показали надежную работу, а обеспечил ее второй уровень подсистемы РЗА.

 

Как предотвратить или хотя бы ослабить преднамеренные дистанционные воздействия на МУРЗ военного, уголовного или террористического характера с целью выведения из строя релейной защиты?

 

Проблему также позволяет решить применение второго уровня подсистемы РЗА подстанции. Электромагнитное или хакерское воздействие на МУРЗ будет характеризоваться массовым выходом из строя самих устройств, их программной части или взятием МУРЗ под «чужой» контроль. В любом случае придется отключать, скорее всего, все МУРЗ подстанции.

Последние наработки в области второго уровня подсистемы РЗА показали возможность нормальной эксплуатации даже уцелевших частей разрушенной подстанции (например, возможна нормальная эксплуатация части КРУ 10 кВ из нескольких уцелевших ячеек с нормальными защитами и ручным включением).

Хакерские атаки можно сделать менее успешными, если трехуровневая система АСУ ТП ПЭС будет изолирована от Интернета, а передача информации на более высокий уровень будет происходить через Прокси-сервер.

 

Какой должна быть оптимальная конструкция МУРЗ и его программного обеспечения? Кто должен сформулировать требования к конструкции и программам, как заставить производителей учитывать эти требования? Каков должен быть набор технических требований, предъявляемых к МУРЗ?

 

Вопрос сложный и, к сожалению, тоже пока остается нерешенным.

Важно, чтобы в распоряжении кон­структора-разработчика были, прежде всего, МУРЗ с жесткой логикой, МУРЗ с программируемой логикой и возможностью серьезного конфигурирования, полностью перепрограммируемое МУРЗ и САПР для перепрограммирования, а также МУРЗ компьютерного типа.

МУРЗ с жесткой логикой может найти широкое применение на ЭО, строящихся по типовым проектным решениям, которые выполнены на базе данных МУРЗ. МУРЗ с программируемой логикой и возможностью конфигурирования наиболее распространено у западных производителей, таких как АВВ, SIEMENS и др. Полностью перепрограммируемое МУРЗ с САПРом для перепрограммирования может быть использовано с целью более глубокого изучения персоналом цифровой техники, для разработки новых небольших устройств РЗА. МУРЗ компьютерного типа в настоящее время еще не существует. Его разработка совершит небольшую революцию: появится конкурирующий рынок изделий (МУРЗ) и их комплектующих, рынок операционных систем реального времени (ОСРВ) к МУРЗ, рынок технологических алгоритмов. Применение к таким МУРЗ сетевых ОСРВ позволит обеспечить жесткое гарантированное время передачи информации по сети на энергетическом объекте (что в настоящее время является проблемой при внедрении стандарта МЭК 61850) и легкое взаимодействие между различными МУРЗ по сети на уровне технологических алгоритмов с помощью «объектов-копий» – одной из функций сетевой ОСРВ.

 

Как правильно сформулировать технические требования к МУРЗ? Как проверить реальное соответствие МУРЗ требованиям тендера? Какие испытания МУРЗ можно проводить на этапе тендера?

 

После принятия решения о необходимости нового строительства ЭО в энергетической компании начинается процесс виртуального создания будущего современного энергетического объекта, который заканчивается выдачей технического задания (ТЗ) на проектирование объекта.

Каждая служба ведет свою техническую политику, которая позволяет ей качественно эксплуатировать свои устройства с минимальными затратами на ремонт и эксплуатацию. Вне всякого сомнения, оборудование выбирает тот, кто платит деньги, т. е. заказчик. Руководство всех уровней компании и эксплуатационный персонал заинтересованы, чтобы на предприятии электрических сетей было не более 1–2 видов аналогичной продукции разных предприятий-изготовителей. Причем каждая техническая служба курирует свое оборудование и обеспечивает его совместимость с оборудованием других служб.

При выборе оборудования, которое ранее не применялось, руководство тендерной комиссии и техническое руководство организации могут поручить эксплуатационным техниче­ским службам выбрать подходящую продукцию и представить технико-экономическое сравнение разных ее вариантов. Причем сравнивается не только сама продукция, но и услуги, предоставляемые фирмами-производителями при эксплуатации этой продукции.

Таким образом, на уровне ТЗ выбрано уже почти все оборудование. Бывает, что некоторое оборудование поручают выбрать проектному институту и согласовать с заказчиком. ТЗ создается под контролем руководства данного звена, утверждается им и направляется в вышестоящую организацию для корректировки и утверждения.

После утверждения ТЗ на проектирование заказчик проводит тендер на проектирование, на котором определяется генеральный проектировщик.

Как проводится тендер и как надо его проводить – пока не полностью ясно. Нижнее звено в тендерной комиссии не участвует. Но при активной позиции любая служба нижнего звена (например, служба МСРЗА) может добиться успеха в выборе необходимой проектной фирмы (например, по РЗА и ПА).

После согласования заказчиком проекта и его утверждения будет проводиться тендер на закупку оборудования. Учитывая, что закупаться будет только то оборудование, которое запроектировано, для технических эксплуатационных служб нет большой разницы, через какую фирму пройдет закупка. Конечно же, заказчику выгодно работать напрямую с заводами-изготовителями, ведь там, как правило, находятся и разработчики оборудования, а значит, процесс технического сопровождения может быть легко организован.

Опыт проведения тендеров весьма интересен.

Европу, да и весь мир, очень волнуют проблемы стандартизации в энергетике. Без решения данных проблем затруднен дальнейший прогресс в отрасли. Например, затрудняется создание систем АСУ ТП, объединяющих МУРЗ разных производителей; не могут конкурировать элементы МУРЗ, так как они невзаимозаменяемые.

Наверное, всех бы удовлетворило предложенное В. Гуревичем появление на рынке стандартной «железки» – МУРЗ с типовыми блоками разных производителей, с несколькими стандартизированными операционными системами реального времени (для обеспечения их развития и конкуренции), со стандартными протоколами обмена, с несколькими стандартизированными САПРами, с сертифицированным технологическим ПО от разных фирм (для конкуренции). Такое решение позволило бы легко и эффективно развивать автоматизацию в энергетике путем построения многоуровневых систем АСУ ТП, которые также были бы стандартизированы.

В каком бы направлении ни развивалась подсистема РЗА и ПА, минимизированный второй уровень этой подсистемы на электромеханике должен существовать всегда. Именно он позволит осуществить внедрение любых новых видов защит и новых технологий построения защит на ЭО. Он поправит отказ МУРЗ, когда защита должна работать, и заблокирует ложное срабатывание МУРЗ, когда защита работать не должна.

 

Борис ЩЕДРИКОВ,
инженер РЗА Великоустюгских электрических сетей филиала «Вологдаэнерго» ОАО «МРСК Северо-Запада» (РФ)

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком