Доклад на семинаре «лэп 2003»
| Вид материала | Доклад |
- Севрюк Зигмунд Брониславович. Тема доклад, 211.15kb.
- Доклад главного конструктора лтз-155 Дурманова А. С. на научно-техническом семинаре, 88.14kb.
- Лэп, изготавливаемые на ОАО «юаиз», 74.8kb.
- Л. Г. Голубкова Доклад был представлен в два этапа: 11 ноября на семинар, 816.34kb.
- «Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей – лэп, 200.93kb.
- Типовая инструкция по охране труда для электромонтера по обслуживанию лэп, электрооборудования, 125.41kb.
- Методические указания по оценке вреда пользователям продуктивных земель при устройстве, 51.26kb.
- Доклад на семинаре в Институте философии ран 3 декабря 2009 г. (16. 00, к. 520), 417.22kb.
- Г. И. Невельского Доклад на региональном семинар, 141.66kb.
- Типовая технологическая карта (ттк) монтаж мачт (опор) воздушной лэп 110 кв способом, 471.09kb.
Доклад на семинаре «ЛЭП 2003»
Основные направления технического перевооружения средств релейной защиты и линейной автоматики ЕНЭС.
Белотелов А.К. - к.т.н., главный специалист Департамента научно-технической политики и международного сотрудничества ОАО «ФСК ЕЭС»
Левиуш А.И. – д.т.н., профессор, заведующий лабораторией РЗА ОАО «ВНИИЭ»
Состояния эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики.
В настоящее время в энергосистемах РФ находится в эксплуатации около 1 млн. 600 тыс. устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) различных типов.
Основную долю находящихся в эксплуатации устройств РЗА составляют электромеханические устройства, и незначительную долю (около 1%) микроэлектронные или с частичным использованием микроэлектроники.
Показатель правильных срабатываний устройств РЗА за последние годы стабилен и составляет 99,5%, что можно отнести за счет правильной структуры и методологии применения устройств РЗА и отработанной системы их технического обслуживания.
Значительная доля (свыше 40%) случаев неправильной работы устройств РЗА происходит из-за неудовлетворительного состояния устройств и ошибок персонала служб РЗА при техническом обслуживании, что при совершенной системе технического обслуживания косвенно указывает на моральный и физический износ устройств РЗА.
При предельном сроке морального и физического износа в 20 - 25 лет продолжительность эксплуатации устройств РЗА в энергосистемах РФ составляла:
- свыше 25 лет - 30%,
- 10-20 лет - 50%,
- до 10 лет- 20 %.
При этом отмечается постоянное увеличение трудозатрат на эксплуатацию устройств РЗА.
С учетом увеличивающейся доли устройств РЗА, отработавших свой ресурс требуется срочное и планомерное проведения работ по реконструкции и техническому перевооружению РЗА.
Основные направления реконструкции и технического перевооружения.
Реконструкция и техническое перевооружение в части устройств РЗА должны выполняться по двум основным направлениям:
- Реконструкция и техническое перевооружение в рамках аналогичных работ проводимых для всего энергообьекта в целом. При этом необходима полная замена устройств РЗА и вторичной коммутации на современные микропроцессорные устройства и системы РЗА с возможностью интегрирования их в систему АСУ энергообъекта и максимальной возможностью применения в цепях вторичной коммутации опто-волоконной связи.
- Замена в плановом порядке вне зависимости от реконструкции и перевооружения энергообьекта в первую очередь физически и морально устаревших устройств РЗА, далее - замена устройств, пониженная надежность которых в случае аварийной ситуации может привести к развитию крупной аварии и в заключении замена устройств РЗА, улучшение характеристик которых позволяет реализовать условия ближнего и дальнего резервирования. При этом могут быть применены выпускаемые в настоящее время промышленностью устройства РЗА (электромеханические, микроэлектронные и микропроцессорные) - аналоги эксплуатируемых устройств.
Средства технического перевооружения РЗА
В новых экономических условиях приоритетным направлением, способствующим развитию систем релейной защиты и автоматики (РЗА) является создание свободного рынка конкурентоспособных технических средств систем РЗА. Научно-техническая политика РАО «ЕЭС России» и ОАО «ФСК ЕЭС» ориентирована на внедрение микропроцессорных систем РЗА как отечественного производства, так и ведущих инофирм, отвечающих российским требованиям по функциональным показателям и условиям эксплуатации. О необходимости полномасштабного внедрения современных микропроцессорных защит говорится много и постоянно практически на всех совещаниях и конференциях, и эта задача остается актуальной в условиях острого дефицита квалифицированного персонала и появлением в энергосистемах нового поколения релейщиков с иными подходами и психологией, особенно, в части обслуживания РЗА.
За последние годы в России заметно активизировались отечественные разработчики и производители микропроцессорных устройств РЗА, и уже сейчас создают конкуренцию инофирмам.
Традиционный поставщик релейной аппаратуры АО "ЧЭАЗ" так и не освоил выпуск релейной аппаратуры на микропроцессорной элементной базе, и по-прежнему является основным поставщиком электромеханических и микроэлектронных устройств РЗА. Поставщиками микропроцессорных устройств РЗА в настоящий момент являются следующие предприятия и фирмы: НПП «ЭКРА»; НТЦ «Механотроника»; НПФ «Радиус»; АББ Автоматизация; Сименс и Альстом.
На Российский рынок современных технических средств РЗА претендуют также разработчики и производители Украины, Республики Беларусь, Литвы, Польши, Словении и др.
Большая активность была проявлена фирмой Альстом, и в период 2000-2001 года проведена экспертиза практически всей номенклатуры современных микропроцессорных устройств РЗА этой фирмы (серия MODULEX и серия MICOM). На подходе высокочастотная дифференциально-фазная защита линий.
Межведомственной комиссией приняты и рекомендованы к применению шкафы защиты присоединений 110-220 кВ серии ШЭ2607 с микропроцессорными терминалами типа БЭ2704 разработки и производства НПП ЭКРА, и шкафы основных и резервных защит трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновок, а также диффазная ВЧ защита – аналог ДФЗ201. В настоящее время на НПП «Экра» полным ходом идет разработка микропроцессорного комплекса защит объектов 500 кВ и выше, о чем свидетельствуют представленные на настоящий семинар доклады по этому вопросу. Несмотря на трудности с финансированием НИОКР, разработаны и поставлены на производство аппаратура присоединения ВЧ каналов связи и защиты, серия фильтров присоединения производства Московского радиотехнического завода и элементы настройки заградителей серии ЭНЗ производства Раменского электротехнического завода «Энергия». Это только устройства и аппаратура РЗА. Наблюдается большая активность в разработках и экспертирования зарубежных разработок систем телемеханики, содержащих в том числе, и функции РЗА. В процессе экспертизы и проведения межведомственных испытаний необходимо также смотреть и оценивать технологию производства (ИСО), систему контроля качества. На основании сопоставления должны выбираться поставщики МП РЗА.
Конечно, основными факторами, сдерживающими повсеместное внедрение микропроцессорных защит являются отсутствие финансовых средств на их закупку и внедрение и недооценка роли релейной защиты и автоматики руководителями энергосистем и энергообъединений.. Это косвенно подтверждают некоторые результаты обобщения опыта эксплуатации МП устройств РЗА, проведенные АО «Фирма ОРГРЭС» в 2000 году. Лидером по оснащению МП защитами является крупная, и наиболее «богатая» энергосистема Мосэнерго, и следом, с большим отрывом, следуют Ленэнерго, Башкирэнерго, Иркутскэнерго, Кузбассэнерго и Удмуртэнерго. Ряд других энергосистем внедрили единичные МП устройства РЗА. Причем обобщенный показатель правильной работы довольно высок. Например в 262 случаях работы установленных МП устройств РЗА зафиксирован только 1 случай неправильной работы.
Защита ВЛ 330-750 кВ (проблемы)
На данных ВЛ 500 кВ и выше по нашему мнению целесообразно использовать микропроцессорные токовую ДФЗ (смотреть соответствующий доклад этого семинара) с компенсацией емкостных токов в сочетании с ДЗ и ТНЗНП с разрешающими сигналами в качестве основных защит, а также МПДЗ и ТНЗНП (без В4 сигналов) в качестве резервной. Указанное соответствует проверенной российской (СССР) практике и менталитету наших релейщиков. На многих ВЛ 500 кВ и отдельных ВЛ 750 кВ (не большой протяженности) целесообразно применять МП токовую ДФЗ (без компенсации емкостных токов, ДФЗ ВЛ 110-220 кВ, см. электрические станции 2003 г. №2)
Целесообразно функции ОАПВ иметь в каждом терминале основных ВЧ защит ВЛ для того, чтобы их максимально развязать по выходам.
АПВ ВЛ 330-750 кВ и регистрация его работы.
Автоматическое повторное включение (АПВ) является одним из эффективных средств повышения надежности функционирования энергосистем и энергообъединений. АПВ позволяет в большинстве случаев аварийных отключений быстро восстанавливать первоначальное состояние электрической сети путем повторного включения отключившихся выключателей.
Общеизвестно, что наибольшую эффективность дает применение АПВ на воздушных линиях электропередачи во время грозовой деятельности и на ВЛ с односторонним питанием. Эффективность АПВ обусловлена значительным количеством неустойчивых повреждений воздушных линий электропередачи и характеризуется показателем успешности действия устройств АПВ.
В ЕЭС России и ее связях с энергообъединениями других стран СНГ широкое распространение получили трехфазные АПВ (ТАПВ) и однофазные АПВ (ОАПВ).
ТАПВ применяется практически на всех воздушных линиях и воздушно-кабельных линиях 6 кВ и выше, на шинах 110 кВ и выше, а также на понижающих трансформаторах 220 кВ и ниже и на электродвигателях, отключаемых для обеспечения самозапуска.
ОАПВ применяются в основном на воздушных линиях напряжением 330 кВ и выше. Основной особенностью ОАПВ является его эффективность повышением надежности и устойчивости работы энергосистем.
Самый высокий показатель успешности ТАПВ и ОАПВ на линиях 110-330 кВ (73 и 65% соответственно). На линиях более высокого напряжения 500-750 кВ этот показатель отличается незначительно и составляет 68 и 67% соответственно. Как показал опыт эксплуатации и проводимые исследования, успешность действия устройств АПВ определяется в основном условиями погасания дуги в месте КЗ и совершенством самого устройства.
АПВ ВЛ 330 –750 кВ (проблемы)
1. Сокращение паузы ОАПВ, предотвращение включений на устойчивые КЗ, исключение опасных резонансных перенапряжений.
В настоящее время в устройствах ОАПВ линий электропередачи выдержка времени “бестоковой” паузы выбирается из условий обеспечения гашения вторичной дуги и последующей деионизации дугового промежутка в самом тяжелом случае. Реальное время гашения дуги чаще всего намного (в 2-10 раз) меньше выбранного (максимального значения) на основе обобщенных экспериментальных кривых. Так, на ВЛ 500 кВ уставки бестоковой паузы ОАПВ составляют 0,8-1,2 с, на ВЛ 750 кВ – 1,5-2,0 с, хотя в подавляющем большинстве случаев бестоковая пауза ОАПВ могла быть значительно меньше. Задержка повторного включения по отношению к фактическому моменту гашения снижает эффективность ОАПВ, так как дозирующие воздействия противоаварийной автоматики оказываются завышенными. С другой стороны, выбранные выдержки времени не исключают неуспешных повторных включений при устойчивом характере повреждения. Такие включения приводят к увеличению числа токовых воздействий на силовое и коммутационное оборудование, уменьшению межремонтных сроков его работы. В результате ухудшаются характеристики надежности и живучести энергообъединения. Для контроля погасания дуги (КПД) и обеспечения адаптивной паузы ОАПВ в настоящее время разработаны способы и аналоговые устройства, положительно зарекомендовавшие себя в эксплуатации (устройства УАП ОАПВ АрмНИИЭ, устройства СибНИИЭ). Применение КПД помимо сокращения паузы ОАПВ с большей вероятностью предотвращает включение на устойчивое КЗ с «первого» конца линии.
Как известно, включение выключателя на «втором» конце линии при поочередном ОАПВ в настоящее время осуществляется с выдержкой времени, с необходимым запасом превышающей выбранную уставку устройства ОАПВ на «первом» конце линии. При осуществлении адаптивной паузы на «первом» конце линии весьма желательно обеспечить минимальную паузу на включение выключателя и на «втором» её конце. Наиболее эффективно такое поочередное ОАПВ может быть осуществлено с применением специального органа, устанавливаемого на конце линии, включаемого «вторым» и выявляющего, что ОАПВ с «первого» конца было успешным. Включение выключателя на «втором» конце производится только при срабатывании такого органа, выявляющего успешность включения (УВ) линии с «первого» конца. При этом предотвращается повторное включение на КЗ со «второго» конца линии.
Быстрое включение отключившейся фазы после погасания дуги подпитки особенно полезно на линиях с шунтирующими реакторами и острорезонансной настройкой, так как такое включение срывает резонанс, чем исключаются опасные резонансные перенапряжения.
Использование КПД и УВ позволяет таким образом существенно увеличить срок службы выключателя и повысит надёжность работы энергосистемы в целом.
П. Исключение многократных повторных включений.
В эксплуатации наблюдались случаи многократных быстро следующих друг за другом неустойчивых повреждений ВЛ. Существующие устройства АПВ позволяют осуществлять в таких случаях повторные включения. Однако заводы-изготовители выключателей не гарантируют нормальную работу аппаратов при неограниченном числе быстро следующих друг за другом циклов включение-выключение.
Весьма полезно иметь в устройствах АПВ ограничение числа циклов АПВ в заданном интервале времени (в соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей выключателей).
Ш. Для обеспечения надёжности работы электрооборудования эксплуатационному персоналу требуется информация о числе имевших место успешных и неуспешных АПВ, а также информацию о месте устранившегося или не устранившегося повреждения. Эта информация облегчила бы и ускорила разбор сложных случаев повреждений (аварий). Для этого используются современные методы и средства определения мест повреждения воздушных линий электропередачи и регистраторы аварийных процессов (событий).
Методы и технические средства определения мест повреждения воздушных линий электропередачи в сетях с заземленной нейтралью.
В процессе восстановления энергоснабжения потребителей, отключенных в результате коротких замыканий (КЗ) на линиях электропередачи, значительные затраты времени приходятся на осуществление поиска места повреждения. Технические средства для определения места повреждения (ОМП) воздушных линий электропередачи (ВЛ) с применением различных методов широко внедрены в энергосистемах и используются при эксплуатационном обслуживании электрических сетей всех классов напряжений. Обладая достаточной точностью, они способствуют ускорению поиска поврежденных элементов ВЛ, их быстрейшему восстановлению, что повышает надежность работы электрических сетей и потребителей электрической энергии.
В электрических сетях с глухозаземленной нейтралью распространены две группы дистанционных методов и соответственно средств ОМП: импульсные, основанные на измерении временных интервалов распространения электромагнитных волн вдоль воздушной линии и методы, основанные на измерении параметров аварийного режима (токов и напряжений в момент короткого замыкания).
Наибольшее распространение получила вторая группа методов и средств, предусматривающая измерение параметров аварийного режима, их запоминание и дальнейший расчет расстояния от шин подстанции до места КЗ. Широкое распространение этого метода объясняется его простотой и использованием алгоритмов, применяющихся в практике реализации релейной защиты и автоматики электрических сетей.
В соответствии с ПТЭ (п.5.7.24) предусматривается установка специальных приборов (индикаторов) для дистанционного ОМП на ВЛ 110кВ и выше.
В настоящее время в энергосистемах России в эксплуатации находится свыше 35 тыс. фиксирующих индикаторов разных типов. Причем основную долю (около 65 %) составляют аналоговые фиксирующие приборы (индикаторы) на полупроводниковой и микроэлектронной элементной базе и 35% - микропроцессорные фиксирующие индикаторы различных типов, но использующие схожие алгоритмы и программы.
Аналоговые индикаторы типов ФИП, ЛИФП, ФПТ, ФПН и ФИС активно внедряемые с начала 80-х годов имеют, в целом, положительный опыт эксплуатации, однако требуют значительных трудозатрат на эксплуатацию и в ряде случаев не обеспечивают достаточную точность ОМП.
Использование микропроцессорной элементной базы позволило существенно устранить эти недостатки в последующих разработках средств ОМП. Современные программно-технические средства придали новые свойства средствам ОМП: непосредственная фиксация расстояния до места повреждения в километрах, фиксация времени возникновения повреждения, автоматическое построение векторных осциллограмм и.т.п. При этом специфика функционирования средств ОМП (по сравнению с другими видами автоматики энергосистем) способствует первоочередному использованию микропроцессорной техники. Действительно, при КЗ на контролируемом объекте средства ОМП должны осуществлять в темпе процесса лишь существенно ограниченные функции – фиксацию и запоминание токов и напряжений аварийного режима. Обработка результатов измерения допустима уже после отключения объекта и может занимать значительные промежутки времени. Отмеченная особенность позволяет вести поиск алгоритмов функционирования измерительных органов средств ОМП, не отбрасывая относительно сложные и непригодные на сегодняшний день, но перспективные в будущем алгоритмы.
Микропроцессорные индикаторы нового поколения, к которым относятся индикаторы серии МИР (Энергоизмерители, г.Москва) и индикаторы серии ИМФ (Научно-производственная фирма "Радиус", Зеленоград) имеют схожие алгоритмы и программы, и мало отличаются по точности ОМП на ВЛ. Эти индикаторы является более совершенными, так как при их разработке были учтены конструктивные недостатки прежних микропроцессорных индикаторов и применены усовершенствованные алгоритмы и программное обеспечение. По сравнению с известными фиксирующими индикаторами аналогичного назначения индикаторы серии МИР и серии ИМФ обеспечивают более удобный диалог с оператором, фиксируют параметры не одной, а нескольких аварийных ситуаций. Устройства, как правило, оснащены встроенным тестовым контролем исправности и не требуют использования каких-либо дополнительных приборов при вводе в эксплуатацию.
Методы ОМП по параметрам аварийного режима с учетом различных признаков делятся на две основные группы: методы с двухсторонним измерением и методы с односторонним измерением. На линиях с промежуточными (ответвительными) подстанциями возможны дополнительные измерения параметров аварийного режима.
Эксплуатируемые в настоящее время в энергосистемах страны микропроцессорные индикаторы расстояния до места повреждения используют общий алгоритм решения ряда предварительных задач функционирования устройства:
- самозапуска индикатора в случае возникновения аварийного режима на контролируемой линии;
- фиксации значений токов и напряжений в аварийном режиме;
- фильтрации зафиксированных значений токов и напряжений;
- определение вида КЗ (поврежденных фаз).
В энергосистемах России используется множество программ ОМП, преследующих главную цель повышение точности определения места повреждения.
Проведенные испытания и опыт эксплуатации микропроцессорных индикаторов ОМП нового поколения показал, что погрешность определения расстояния до места повреждения не превышает 5 %.
Микропроцессорные индикаторы как серии МИР, так и серии ИМФ фиксирует вид КЗ, расстояние до места повреждения в километрах, дату и время возникновения аварии, токи и напряжение прямой, обратной и нулевой последовательности, позволяет снять векторную диаграмму токов и напряжений нагрузочного и аварийного режимов, и благодаря имеющемуся интерфейсу связи с персональным компьютером, они объединяются в локальную сеть подстанции с последующей передачей зафиксированной информации на верхний уровень управления. Определение места повреждения происходит во всех случаях действия релейной защиты с успешным или неуспешным АПВ.
В практике эксплуатации для этих же целей используются регистраторы аварийных событий. Так в МЭС Северо-Запада функционирует система ОМП на базе центрального регистратора аварийных процессов Парма (ЦРАП Парма). На основе полученной информации линейщики проводят осмотр места повреждения, независимо было ли АПВ успешным или неуспешным.
Во всех вариантах реализации системы ОМП, фиксирующей все виды повреждений ВЛ, важным является обеспечение надежных и высокоскоростных каналов связи передачи информации для принятия оперативных мер.
Согласно типовой инструкции по организации работ по определению мест повреждения воздушных линий электропередачи напряжением 110кВ и выше с помощью фиксирующих приборов (ТИ 34-70-035-85) оперативный персонал диспетчерских пунктов при получении информации о месте повреждения заносит показания в таблицу или специальный журнал, и передает службе линий необходимую информацию для осмотра и выявления причин повреждения. Результаты осмотра также заносятся в таблицу или журнал для принятия мер.
Выводы
Основной частью комплекса автоматического противоаварийного управления являются устройства РЗА, к которым также относятся устройства АПВ, приборы ОМП и регистраторы аварийных событий. В то же время около 70% находящихся в эксплуатации в энергосистемах России устройств РЗА исчерпали свой ресурс по причине физического и морального износа. В связи с этим, учитывая важность выполняемых функций устройствами РЗА по обеспечению локализации повреждений и предотвращения развития аварий в ЕНЭС, возникает острая необходимость технического перевооружения систем РЗА на основе применения новой техники и технологий, для чего, в первую очередь, должна быть разработана «Концепции развития РЗА ЕНЭС».
Техническое перевооружение систем РЗА в ЕНЭС на основе внедрения новой техники и технологий может дать максимальную выгоду при минимальных затратах на ее внедрение на основе разработанной «Концепции развития РЗА ЕНЭС».