Назад в библиотеку

К ВОПРОСУ ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЁЖНОСТИ НОВЫХ УСТРОЙСТВ РЗА

Шалин А.И. д.т.н., профессор, ведущий специалист

ООО «ПНП БОЛИД», г. Новосибирск, Россия

Понятие «релейная защита» (РЗ) появилось примерно век назад и уже успело устареть, хотя в России это заметно меньше, чем в некоторых странах Запада, где само понятие реле постепенно уходит в прошлое, уступая место названию микропроцессорный терминал.
На международном рынке представлены устройства защиты, поставляемые десятками различных фирм. На сайте центральной службы релейной защиты и автоматики России представлен список из нескольких десятков отечественных и зарубежных разработчиков и производителей техники релейной защиты и автоматики. Вниманию потребителя предлагаются устройства защиты и автоматики таких производителей, как ЧЭАЗ (в основном традиционные реле на электромеханической базе и на микросхемах среднего уровня интеграции), СП «АББ-Реле-Чебоксары» (цифровые устройства защиты и микропроцессорные терминалы), НПП «Экра», НПП «Бреслер», НПФ «Радиус», НТЦ «Механотроника», РК Таврида Электрик, зарубежные фирмы AREVA (бывшая ALSTOM), Schneider Electric, SIEMENS и других. Кроме крупных фирм устройства РЗ поставляются небольшие и мелкие, выполняющие заказы конкретных потребителей. В частности, разработкой, проектированием, производством и внедрением устройств релейной защиты от замыканий на землю занимается Новосибирский государственный технический университет и ООО «ПНП БОЛИД».
При чтении материалов по релейной защите часто возникает впечатление, что её поведение в различных ситуациях легко предсказать, а основные величины, на которых базируется её функционирование, могут быть достаточно точно определены. Реальная жизнь, как правило, не соответствует идеальным представлениям о ней. Это относится и к релейной защите, в процессе функционирования которой, как выяснилось, существенную роль играет фактор случайности и неопределённости. Рассмотрим этот вопрос подробнее.
В соответствии с работами А.М. Федосеева. Э.П. Смирнова и Е.Д. Зейлидзона все свойства релейной защиты делятся на техническое совершенство (включающее в себя селективность и устойчивость функционирования) и надёжность функционирования.
С точки зрения надёжности основной функцией РЗ является снижение ущерба при авариях в энергосистеме. Релейная защита, отключая повреждённый элемент, уменьшает глубину аварии, не даёт ей развиться на окружающие элементы энергосистемы.
Защита, обладающая высоким техническим совершенством и надёжностью, может значительно повысить надёжность и эффективность функционирования энергосистемы. Ненадёжная защита сама становится источником аварийности и может нанести системе большой ущерб.
К защите от коротких замыканий (КЗ) предъявляются [6] следующие основные требования:

§ не срабатывать при отсутствии КЗ в системе;

§ не срабатывать при повреждениях вне зоны защиты;

§ срабатывать при повреждениях на защищаемом объекте.

По причинам, часть которых будет описана ниже, в отдельных случаях перечисленные требования нарушаются и тогда говорят, что защита отказывает в функционировании, т.е. проявляется фактор случайности и неопределённости в её работе. Возможны следующие основные виды отказов в функционировании:

§ ложные срабатывания (при отсутствии КЗ в системе);

§ излишние срабатывания (при повреждениях вне зоны защиты);

§ отказы в срабатывании (при повреждениях на защищаемом объекте).

Элементы случайности и неопределённости в работе защиты могут появляться в результате разных факторов, которые принято делить на две группы:

- проявляющиеся в исправной и правильно настроенной защите;

- возникающие при появлении неисправностей или неправильной настройке.

Обычно при неправильных действиях защиты требуется определить причину таких действий. Чаще всего отказы в функционировании РЗ возникают по следующим причинам:

- из-за низкого технического совершенства (в тех случаях, когда произошло такое неблагоприятное сочетание событий, на которое защита в принципе не рассчитана);

- из-за ошибок проектантов или обслуживающего персонала;

- из-за возникновения неисправностей в схеме защиты.

Процент неправильных действий , величина которого обычно используется для оценки эффективности и надёжности устройств релейной защиты в России определяют следующим образом:

, (1)

где – параметр потока излишних срабатываний; – параметр потока ложных срабатываний; - параметр потока отказов в срабатывании релейной защиты; - параметр потока заявок на срабатывание.

Исторически устройства релейной защиты выполнялись на разных элементах:

- на электромеханических реле;

- с использованием электронных ламп;

- с использованием полупроводниковых транзисторов и диодов;

- на микросхемах среднего уровня интеграции (операционные усилители, логические ячейки и т.д.);

- на базе микропроцессоров.

В развитых странах, как отмечалось выше, подавляющее большинство устройств РЗА выполняется на базе микропроцессоров.

В нашей стране релейная защита энергосистем в большинстве случаев по-прежнему выполняется на базе реле, по большей части электромеханических. Переход на более современную элементную базу – микросхемы среднего уровня интеграции и микропроцессорную технику происходит медленно.
По данным фирмы ОРГРЭС [1] к 2002 году в энергосистемах России находилось в эксплуатации 98,5% электромеханических устройств (включая устройства с элементами микроэлектроники и на полупроводниковой основе) и 1,5% микроэлектронных устройств, включая микропроцессорные. В соответствии с [2], число микропроцессорных устройств РЗА составляет порядка 0,12% от общего количества. Таким образом, можно констатировать, что переход на современную элементную базу, о необходимости которого длительное время говорится, пока не состоялся.

Ситуация осложняется ещё и тем, что конечная цель такого перехода – значительное повышение эффективности функционирования – как правило не достигается. Заметно улучшилось техническое совершенство. Микропроцессорные терминалы и панели релейной защиты на микросхемах среднего уровня интеграции гораздо проще настраивать, они дают достаточно полную информацию о произошедшей аварии, могут по команде с диспетчерского пункта изменить в случае необходимости свои уставки и т.д. Но процент неправильных действий современных панелей и шкафов РЗ часто оказывается существенно выше, чем для старых защит, выполненных на электромеханических реле.

Появились своего рода «чемпионы» по количеству отказов. Так по данным фирмы ОРГРЭС [3] в 1994 году процент неправильной работы дифференциальной защиты блоков на базе реле ДЗТ-21 составил 62,5 %. В последующие годы показатели колебались около этой цифры. Дифференциальная защита трансформаторов с реле ДЗТ-21 и ДЗТ-23 неправильно работала в 30,3 % случаев, дифференциальная защита шин с торможением – в 24,1 % и т.д. Едва ли такие результаты можно назвать удовлетворительными.

Рассмотрим одну из причин такой неприятной статистики.

Величина для таких защищаемых объектов, как силовые трансформаторы и сборные шины очень мала. Например, силовые трансформаторы повреждаются в среднем один раз в 15…40 лет (при таких повреждениях и возникает необходимость в срабатывании их защиты), ненамного чаще повреждаются сборные шины (частота их повреждений зависит от напряжения и количества присоединений). В то же время короткие замыкания вне зоны защиты случаются по несколько раз в год. Если хотя бы малая часть этих внешних КЗ приводит к излишним срабатываниям, то величина в соответствии с (1) будет угрожающе большой.

В качестве примера рассмотрим дифференциальную защиту силового трансформатора. Условно примем, что излишние срабатывания защиты случаются один раз на 200 внешних коротких замыканий, а других отказов в функционировании у рассматриваемой защиты вообще не возникает.

Применим рассматриваемую защиту на силовом трансформаторе, на котором повреждения возникают в среднем один раз в пятнадцать лет, т.е. =0,067 1/год. Предположим, что внешние короткие замыкания возникают в среднем 4 раза в год (что вполне вероятно при нескольких электрически связанных с этим трансформатором линиях). Тогда =0,02 1/год, а = 23%.

Если ту же самую защиту установить на силовом трансформаторе, который повреждается один раз в сорок лет, то =0,025 1/год, а = 44.4%.

Таким образом, оказывается, что при вполне казалось бы удовлетворительных характеристиках самой защиты, высокий процент её неправильных действий обусловлен низкой повреждаемостью защищаемого объекта, причём устанавливая одну и ту же защиту на разных защищаемых объектах, получаем разные значения процента неправильных действий.

Для объектов, которые повреждаются относительно часто (например, для линий электропередачи), статистика отказов гораздо благоприятнее. Например, в соответствии с [7] в 1997 году токовая защита от замыкания на землю на ЛЭП 500…750 кВ типа ПДЭ-2002 имела 7,1% неправильных срабатываний, дистанционная защита ШДЭ-2800 – 2,3%, направленная высокочастотная защита ПДЭ-2802 – 3,2% неправильных срабатываний и т.д.

Все описанные выше устройства защиты выполнены на микроэлектронной элементной базе (в основном, с использованием микросхем среднего уровня интеграции). В то же время, как отмечалось выше, в энергосистемах России по-прежнему эксплуатируется большое количество устройств РЗ, выполненных на старых электромеханических реле. Процент их неправильных действий в среднем составляет 0,4…0,5%.

Справедливости ради следует отметить, что и в развитых странах Запада переход на современную элементную базу, связанный, как правило, с усложнением схемы и конструкции устройств и панелей РЗ, также сопровождался существенным увеличением количества отказов в функционировании. В соответствии с данными [4] на Западе в конце прошлого века процент неправильных действий устройств релейной защиты, выполненных на электромеханических реле, составлял 0,1% (в России для аналогичного оборудования – 0,4 …0,6%), для реле на базе интегральных микросхем – 0,3% (в России для различных шкафов и панелей 2,3…10%), для защит на базе микропроцессоров – 5% (в последние годы в России [1] появились первые, хотя и не очень представительные данные по проценту неправильных действий таких устройств – 1,4%. Видимо, путём частых автоматических диагностических проверок, период между которыми в ряде случаев приближается к нескольким часам, удалось предотвратить переход большинства дефектов в аварии).

Срок службы электромеханических реле на Западе составлял в то время 30 лет и более, остальных – 20 лет и более. В последнее время появились сведения о том, что срок службы систем релейной защиты, например, в США приблизился к 5-7 годам. Быстрый прогресс в области разработки новых защит на микропроцессорной базе там приводит к частому обновлению применяемой техники.

В [1] отмечается, что 38% устройств РЗ в России проработали больше 25 лет, морально и физически устарели и требуют замены. Количество отказов в функционировании, связанных со старением аппаратуры растёт из года в год. Аналогично обстоит дело и с объектами защиты, - многие элементы силовой схемы энергосистемы (генераторы, трансформаторы и т.д.) проработали уже гораздо больше своего нормативного срока, что приводит к росту числа отказов и, в свою очередь, повышает требования к релейной защите.

По-прежнему порядка 60% отказов в функционировании устройств РЗА связано с ошибками персонала [1]. Старение парка РЗ и большое количество отказов по вине эксплуатационного персонала приводит к необходимости широкого использования автоматических и полуавтоматических диагностических устройств, основная цель которых – быстро выявить возникающие в схемах РЗ дефекты и дать возможность персоналу устранить их до того, как они перейдут в разряд аварий (при возникновении в системе коротких замыканий или других возмущений).

Во многих странах за рубежом принята технология обслуживания устройств защиты, не требующая участия обслуживающего персонала служб релейной защиты электрических станций, распределительных подстанций и промышленных предприятий в проверках, наладках и изменении уставок. Всем этим занимается специально обученный персонал предприятий – изготовителей и поставщиков устройств защиты. Сам объём проверок во много раз меньше, чем на нашей традиционной технике поскольку большая часть проверок выполняется автоматически, диагностическими устройствами, встроенными в сами устройства релейной защиты. Например, некоторые микропроцессорные терминалы проверяют сами себя раз в несколько часов, и при появлении неисправностей тут же информируют об этом оперативный персонал.

Такой подход позволил не только в несколько раз поднять надёжность, но и существенно (до двух раз) сократить персонал электротехнических лабораторий.

Большинство специалистов сходятся во мнении, что переход на микропроцессорную элементную базу РЗ в России неизбежен, хотя и будет связан с большими трудностями. Например, в [5] перечисляются следующие основные причины, затрудняющие такой переход: отсутствие квалифицированного обслуживающего персонала, низкая надёжность устройств РЗ на микропроцессорах, высокая стоимость, плохая электромагнитная совместимость с теми условиями, которые реально существуют на большинстве подстанций, и т.д. В [5] сказано: «В российских условиях проще снести подстанции бульдозером и на их месте построить новые. Можно привести пример Казахстана. Они получили иностранный кредит и выбрали концепцию чистого поля, вплоть до того, что будут строиться новые подстанции параллельно с действующими». В качестве временной меры в [5] предлагается, устанавливая новые микропроцессорные комплекты РЗ, дублировать их российскими электромеханическими аппаратами.

Много раз за последние годы специалисты, заказывающие современные микропроцессорные импортные устройства релейной защиты убеждались в том, что дорогие импортные устройства далеко не всегда правильно работают в Российских условиях. Это объясняется рядом причин:

1. Импортные микропроцессорные терминалы в большинстве случаев предъявляют повышенные требования к параметрам контура заземления, в частности требуют низкого импульсного сопротивления этого контура. На Западе принято для таких устройств монтировать свой собственный контур заземления. В Российских условиях многие отказы в функционировании таких защит связаны с наведёнными в контуре заземления импульсными помехами.

2. Микропроцессорные терминалы подвержены влиянию электромагнитных помех, поступающих «из воздуха», по цепям оперативного тока, цепям напряжения и трансформаторов тока. Отмечались случаи ложного срабатывания защиты, например, при включении рядом с ней мобильного телефона.

3. Современные устройства защиты часто не могут быть удовлетворительно «состыкованы» с отечественными трансформаторами тока, которые имеют недопустимо большие для западных терминалов погрешности как в установившихся, так, особенно, в переходных режимах.

4. Часто импортные защиты не учитывают особенностей отечественной техники, в частности, защищаемых объектов.

5. Сама «идеология» построения импортных устройств РЗА обычно не соответствует отечественной. В частности, на Западе практически отсутствуют такие понятия, как АЧР, САОН, по-другому выполняется АПВ и т.д.

Всё это требует от отечественных заказчиков внимательного анализа всего комплекса проблем в целом ещё до того, как заказать те или иные современные устройства релейной защиты. Практика показывает, что так бывает далеко не всегда и эксплуатационники выявляют многие недостатки защит уже в процессе их практической работы, сопровождающейся отказами в функционировании защиты.

В процессе перехода РЗ на современную элементную базу кроме решения указанных выше задач, по-видимому, придётся учитывать следующие тенденции:

- микропроцессорные (МП) защиты не должны слепо дублировать уже известные алгоритмы, необходимо активно работать над совершенствованием теории релейной защиты и создавать для МП защит новые, более совершенные одиночные алгоритмы и группы таких алгоритмов, дополняющих и корректирующих друг друга;

- при разработке новых защит необходимо уделять особое внимание обеспечению их высокой надёжности и эффективности;

- шире должны использоваться адаптивные к схеме и режиму защищаемого объекта защиты;

- от «распределённой» системы с установкой отдельных, независимых комплектов защиты на каждом защищаемом объекте целесообразно переходить к централизованным защитам, использующим информацию с нескольких смежных силовых объектов;

- в российскую практику РЗ необходимо вводить более совершенные датчики тока и напряжения, шире использовать неэлектрические параметры, характеризующие состояние защищаемого объекта и т.д.

Для повышения схемной надёжности релейной защиты часто пользуются так называемым резервированием, используя несколько комплектов защиты и включая выходные цепи каждого из них на отключение защищаемого объекта. Это далеко не всегда приводит к ожидаемым результатам. Иногда при реализации такого решения надёжность и эффективность защиты не повышается, а понижается. Это объясняется следующими причинами.

Рассмотрим один из показателей надёжности релейной защиты, который подробно описан в [5]:

математическое ожидание потери эффективности от неидеальной надёжности защиты

, (2)

где - математическое ожидание потери эффективности от ложных, излишних срабатываний и отказов в срабатывании релейной защиты соответственно.

Применительно к реальным объектам энергетики расчёт значений обычно ведётся через математические ожидания недоотпуска электрической энергии по выражениям:

, (3)

, (4)

. (5)

В (3)… (5) с1, с2, с3 – «стоимость ненадёжности».

Иногда математическое ожидание потери эффективности от отказов в срабатывании релейной защиты не удаётся оценить выражением (5), поскольку его основная составляющая зависит не от недоотпуска электроэнергии, а от стоимости ремонтов повреждённого оборудования.

В любом случае каждая из составляющих в (3)…(5) при расчёте надёжности устройств РЗ может быть представлена в следующем виде:

, (6)

, (7)

, (8)

где - стоимостные коэффициенты, учитывающие степень важности отказов в выполнении соответствующих функций и частоту возникновения соответствующих требований к функционированию защиты; n, m - общее число выполняемых защитой функций несрабатывания при внешних и срабатывания при внутренних КЗ, - среднее время наработки защиты на одно ложное срабатывание, - коэффициенты неготовности защиты соответственно при внешнем КЗ и повреждении на защищаемом объекте.

Почти любая попытка путём изменения схемы повысить надёжность защиты приводит к тому, что один из аспектов надёжности улучшается, а другой ухудшается. Например, устанавливая дополнительные комплект защиты и «заводя» его на отключение защищаемого объекта, мы повышаем надёжность срабатывания, т.е. снижаем ту часть математического ожидания ненадёжности, которая описывается выражением (8). При этом надёжность несрабатывания уменьшается (возрастают составляющие, определяемые выражениями (6) и (7)). Суммарный ущерб от ненадёжности для одного защищаемого объекта (например, силового трансформатора) может уменьшиться, а для другого – увеличиться.

Для особо ответственных силовых объектов может оказаться оптимальной схема с тремя полноценными комплектами РЗ, при этом защищаемый объект должен отключаться только при одновременном действии на отключение не менее двух из этих комплектов.

Оптимальные с точки зрения надёжности и эффективности всего комплекса устройств РЗА силового объекта могут быть получены только после обстоятельного анализа особенностей не только применяемых устройств релейной защиты, но и анализа особенностей защищаемого объекта, его роли в работе окружающей части электроэнергетической системы, последствий, к которым приводит отказ в исполнении каждой из функций защиты.

Такую работу мог бы для нуждающихся в этом заказчиков выполнить ООО «ПНП БОЛИД».

ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Коновалова Е.В. Основные результаты эксплуатации устройств РЗА энергосистем Российской Федерации /Сборник докладов XV научно-технической конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем 2002». РАО «ЕЭС России». М.: 2002. – Стр.19 …23.

2. Белотелов А.К. Научно-техническая политика РАО «ЕС России» в развитии систем релейной защиты и автоматики/Сборник докладов XV научно-технической конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем 2002». РАО «ЕЭС России». М.: 2002. – Стр.3 …7.

3. Коновалова Е.В. Статистические данные по работе устройств РЗА энергосистем Российской Федерации / Тезисы докладов на научно технической конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем-96». РАО «ЕЭС России». М.: 1996. – Стр.60…64.

4. C.R. Heising, R.C. Patterson. Reliability Expectations for Protective Relays. Fourth International Conference on Developments in Power System Protection. Conference Publication № 302, 1988. The Institution of Electrical Engineers. Printed in Great Britain by Centreno Ltd. S.23…26.

5. Релейная защита: цена ошибки / Оборудование: рынок, предложение, цены. 2003,

№ 9.

6. Шалин А.И. Надёжность и диагностика релейной защиты энергосистем. Учебник. Новосибирск, НГТУ, 2002. - 384 с.

7. Белотелов А.К. Автореферат дисс. на соискание учёной степени к.т.н. М.: АО ВНИИЭ, 1999. – 23 с.