МИКРОПРОЦЕССОРНЫЕ ЗАЩИТЫ ПРИСОЕДИНЕНИЙ 6-35 КВ
Сравнительный анализ

Валентин Сушко, к.т.н., доцент Чувашского государственного университета, г. Чебоксары

С 90­х годов прошлого века в России начали складываться условия для технической дезинтеграции, проявлявшиеся в различных аспектах: от отсутствия целенаправленной технической политики в различных отраслях промышленности до несоблюдения требований национальных стандартов. После принятия закона «О техническом регулировании», отменившего обязательность требований ГОСТ и других нормативных документов, кроме технических регламентов, которых до сих пор нет, эти процессы только усугубились. Коснулись они и электротехники, и, в частности, релейной защиты энергосистем.
Валентин Александрович Сушко делает попытку проанализировать ситуацию, сложившуюся в этой области.

В настоящее время российские и зарубежные производители микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики (в дальнейшем МП РЗА) достаточно произвольно и зачастую неполно излагают в технической и эксплуатационной документации технические характеристики этих устройств, что ставит потребителей в затруднение при попытке объективной оценки и их выборе по критериям технического совершенства и надежности [1].
На российском рынке МП РЗА присоединений 6-35 кВ представлена продукция более двадцати отечественных и иностранных производителей. Причем зарубежные устройства, кроме украинских и белорусских, не ориентированы, как правило, на российские технические требования. Разнообразие основных и сервисных технических характеристик, произвольное представление технических данных в документации, отсутствие достаточной информации о применяемых алгоритмах обработки сигналов, ссылки в документации зарубежных производителей на практически недоступные российским потребителям европейские стандарты, директивы ЕС и стандарты США осложняют взаимопонимание потребителей и производителей МП РЗА.
Общие технические требования к МП РЗА изложены в руководящем документе (РД) РАО «ЕЭС России» [2], однако они касаются только требований к техническим средствам, программному обеспечению, условиям эксплуатации, включая требования по устойчивости к внешним воздействиям, и к техническому обслуживанию. В этом РД отсутствуют технические требования, собственно, к основным функциям РЗА, измерениям и ряду сервисных функций. Но даже те положения, которые изложены в РД, не всегда выполняются, хотя и обязательны для МП РЗА, поставляемых на объекты РАО. Оптимальность выбора МП РЗА 6-35 кВ в рамках одного энергообъекта (например, подстанции) можно представить как минимизацию отношения затрат на МП РЗА к их эффективности. К затратам, кроме стоимости самих устройств и программного обеспечения, следует отнести, очевидно, и расходы на сервисное обслуживание в течение как минимум 10 лет, одно­, двух­ или трехкратное обновление программного обеспечения, включая затраты на командирование специалистов фирмы­производителя, а также стоимость других сервисных услуг изготовителей. При этом стоимость сервисных услуг может оказаться сравнимой и даже больше цены самих МП РЗА.

ЭКСПЕРТНЫЕ ОЦЕНКИ

Эффективность МП РЗА перед их приобретением может определяться методом экспертных оценок для установления «весовых» коэффициентов различных технических показателей и с использованием известных процедур экспертных оценок на основании данных технической и эксплуатационной документации. Однако такая экспертная оценка может производиться только при достаточно полном и объективном изложении технических характеристик изделий, что, к сожалению, не всегда имеет место.
Дополнительный или другой возможный метод экспертной оценки изделий связан с проведением их сравнительных частичных или полных испытаний. Но такой подход достаточно трудоемок, дорог и не всегда дает возможность определить объективность приведенных производителями технических характеристик. В частности, нельзя проверить те характеристики, которые в документации обойдены молчанием или требуют статистических и длительных испытаний, например, для определения показателей надежности.
В связи с этим экспертную оценку можно проводить в несколько этапов.
В современных МП РЗА предлагается большое количество основных и сервисных функций, суммарное число которых влияет на цену изделия. Часть этих функций необходима конкретному по­требителю, а другие являются излишними. Естественно, возникает вопрос: зачем платить за ненужные функции?
Поэтому на первом этапе экспертной оценки МП РЗА может определяться удельная цена необходимых функций: одной основной функции РЗА и одной сервисной функции, для чего выясняется соотношение в цене изделия стоимости основных необходимых функций РЗА и необходимых сервисных функций. Затем в цене конкретного МП РЗА (включая прогнозируемую стоимость сервисного обслуживания) определяется часть стоимости, относящаяся к основным функциям РЗА, и делится на число необходимых функций. Полученные значения сравнивают между собой и для дальнейшего рассмотрения оставляют устройства с наименее низкими значениями одной функции РЗА. В качестве одной простой функции РЗА может быть принята, например, одна ступень максимально­токовой защиты (МТЗ) или защиты от замыканий на землю (ЗНЗ). Подобным же образом определяется и стоимость одной необходимой сервисной функции.
На первый взгляд, описанные процедуры представляются излишними. Казалось бы, чем ниже стоимость МП РЗА и больше у него функций, тем выгоднее оно потребителю. Однако на практике может оказаться, что у некоторых МП РЗА не хватает необходимых функций защиты или сервисных функций для конкретного объекта, которые приходится замещать использованием внешних устройств.
При наличии дефицита требуемых функций у различных МП РЗА более низкая стоимость устройства еще ни о чем не говорит, а прямое сравнение стоимости некорректно, так как набор функций у них разный. При описанных выше процедурах определения стоимости одной обязательной функции РЗА или сервисной функции указанных трудностей при предварительном отборе МП РЗА можно избежать.
На следующем этапе экспертных оценок могут сравниваться стойкость МП РЗА к внешним воздействиям, включая ЭМС, точностные показатели измерительных органов РЗА, недостатки отдельных алгоритмов, выявленные при рассмотрении документации, и другие показатели по решению экспертов.

• рассмотрение спецификаций и экспертная оценка применяемых комплектующих (уже, возможно, другим составом экспертов, компетентных в этих вопросах);
• вскрытие изделий на предмет оценки технологического уровня и применяемых конструктивных решений;
• получение отзывов других организаций, имеющих опыт эксплуатации таких устройств РЗА, и т. д.

Следует отметить стремление отечественных компаний в некоторых случаях делать коммерческую тайну из информации, которая таковой не является, и зарубежные изготовители излагают ее в своей документации. Например, подробное описание применяемых алгоритмов, типы МП и другие сведения. Об этом косвенно свидетельствует и объем инструкций по эксплуатации: до 600 страниц у зарубежных фирм и часто только 50–80 страниц у российских производителей. То есть потребителям предлагается принять на веру декларируемые качества изделий, что может вызвать у них подозрения.
Возникает вопрос, когда же могут применяться предлагаемые процедуры выбора МП РЗА, если они не укладываются в существующие условия проведения тендеров? О недостатках условий проведения тендеров по закупке электрооборудования для энергетики, когда учитываются только ценовые показатели, но не учитывается качество изделий, упоминалось, например, в [3, 4].
При условии проведения тендеров по закупке МП РЗА не только по цене, но и по качеству, предлагаемые процедуры выбора должны предшествовать проведению тендеров на этапе предварительного выявления возможных потенциальных поставщиков электрооборудования. Тендер фактически определит одного оптимального поставщика по показателям цены и качества изделий среди нескольких.
Очевидно, назрела необходимость в разработке нормативного документа, определяющего минимальный перечень и нижний предел числовых значений технических характеристик МП РЗА различного назначения, требования к описанию применяемых алгоритмов обработки сигналов, позволяющие проверить объективность и полноту заявленных технических данных.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ НА РЫНКЕ

Для конкретного рассмотрения возникающих при выборе МП РЗА вопросов и проблем, в таблице приведены основные технические данные наиболее характерных для рынка МП терминалов защиты вводных выключателей (ВВ), секционных выключателей (СВ) и отходящих линий 8 типов 7 фирм (ИЦ «Бреслер» [5], Siemens [6], Schneider Electric [7, 8], ООО «АББ Автоматизация» [9], НТЦ «Механотроника» [10], ЗАО «Радиус Автоматика» [11, 12, 13] и Areva [14, 15]).
В таблице те пункты, которые отражены в [2], более темного цвета. Ссылки на стандарты МЭК серий 61000 и 60255 записываются в общепринятом сокращенном варианте как МЭК1000 и МЭК255. Степени жесткости испытаний ГОСТ (уровни – в МЭК1000) записываются сокращенно – ур., классы изоляции для МЭК255 записываются – кл. Степени жесткости испытаний, имеющиеся в [2], или их цифровые значения отражаются в колонке «Технические характеристики».
Хотя стандарты МЭК1000 относятся ко всем электротехническим изделиям, а стандарты МЭК255 – к измерительным реле и устройствам защиты, различные производители МП РЗА по одним и тем же видам испытаний руководствуются или стандартами МЭК1000 (в основном российские фирмы) или МЭК255 (как правило, зарубежные компании). В связи с этим, если по одному и тому же виду испытаний в стандартах МЭК1000 и МЭК255 имеются существенные отличия, в таблице отражается соответствие условиям испытаний как МЭК1000, так и МЭК255.
В таблице приводятся только основные технические данные. Ряд показателей, функции обработки сигналов внешних защит и сервисных функций не нашли в ней отражения.

Таблица 1. Технические характеристики МП терминалов РЗА (линий, вводов, секционных выключателей) по данным эксплуатационной документации производителей

АНАЛИЗ ХАРАКТЕРИСТИК

Провести подробный анализ технических данных МП РЗА, представленных в таблице, невозможно из­за ограниченного объема статьи. В связи с этим обратим внимание потребителей на те показатели, которые влияют на техническое совершенство и надежность функционирования устройств, а также на их стоимость. Прежде всего рассмотрим соответствие требованиям [2].

Потребляемая мощность

В п. 7 приводятся данные по потребляемой мощности в токовых цепях, которые отличаются у разных производителей до 20 раз. Однако это отличие не имеет практического значения, так как сопротивление соединительных проводов от вторичных обмоток ТТ до входа в защиту может в десятки раз превышать сопротивление токовых цепей защиты. Гораздо более важно обратить внимание на требования к нагрузке ТТ, чтобы обеспечить действие всех элементов защиты. Такие требования и расчеты приводятся в документации фирмы Areva [15].

Стойкость к перенапряжениям

При определении необходимой стойкости цепей напряжения к превышению номинальных значений напряжения следует исходить, очевидно, из статистических данных временных перенапряжений, приведенных в ГОСТ 13109­97 [16] (приложение Д). В соответствии с ними коэффициент временного перенапряжения в точках присоединения сети общего назначения составляет 1,15; 1,31; 1,47 с длительностью перенапряжений соответственно до 60, 20 и 1 секунды. Количество таких перенапряжений в году составляет около 30. Можно заключить, что термическая устойчивость МП защит в течение длительного времени должна составлять минимум 1,3–1,35 Uн, а кратковременная (в течение 1 с) – минимум 1,5 U_н. Соответствующие показатели приведены в пп. 11, 12.

Погрешность измерения

Основная погрешность измерения токов (п. 5) составляет от 1 до 5%, а напряжения (п. 13) – 0,5–5%. Другие показатели функций измерения не приводятся. Но и в правовом, и в техническом отношении функции измерения в МП терминалах могут служить только для индикации электрических величин, а не для их измерения. Производители МП РЗА в функции измерения включают измерение токов, напряжений, активной, реактивной и полной мощности, счетчиков активной и реактивной энергии и даже предлагают отказаться от измерительных приборов. При этом игнорируется ряд очевидных фактов, делающих такие предложения неправомерными:

Для использования МП РЗА для цепей измерения, они, включая каналы передачи данных, должны пройти метрологическую аттестацию, быть в Госреестре измерительных средств РФ и проходить периодическую проверку метрологических характеристик [17]. Если все эти требования будут выполнены, возникает проблема наличия и подключения подменных защит на энергообъекте на время изъятия МП защит, проходящих метрологическую проверку.

Если даже класс точности при измерении электрических величин самими МП РЗА соответствует метрологическим требованиям, в особенности для коммерческого и технического учета электроэнергии, точность измерений не обеспечивают ТТ классов точности 5Р и 10Р, используемых для подключения устройств РЗА.

Подключение МП РЗА к ТТ, служащим для целей измерения, как указывают разработчики ТТ [18], недопустимо из­за их быстрого насыщения при первичных токах выше номинального по условиям обеспечения безопасности приборов [19].
В результате при больших кратностях токов КЗ защиты могут отказывать в действии из­за больших токовых погрешностей таких ТТ, могущих превышать 50%. В особенности это касается устройств, токовые измерительные органы которых реагируют только на 1­ю гармонику основной частоты, значение которой при насыщении ТТ быстро уменьшается по отношению к полному действующему значению вторичного тока ТТ.
Таким образом, функция измерения электрических величин в МП РЗА может использоваться только для целей индикации этих величин при осциллографировании, анализе аварийных ситуаций и т.п., но не для их измерений вместо измерительных приборов.
Для возможности использования МП РЗА вместо измерительных приборов они должны дополнительно, помимо ТТ для защиты, подключаться к ТТ, служащим для целей измерения, а электрические величины для целей измерения должны обрабатываться в МП устройствах независимо от обработки сигналов для целей защиты. Такое разделение функций измерения и защиты потребовало бы дополнительной обработки нескольких аналоговых сигналов, что в ряде случаев может потребовать увеличенной производительности МП. При этом, безусловно, должны выполняться требования о метрологической аттестации.
Оптимальным выходом из положения была бы разработка специальной новой серии ТТ для МП РЗА, объединяющих в себе функции как измерения, так и защиты. Такие ТТ должны иметь высокий класс точности до номинальных значений тока и большие значения тока номинальной предельной кратности. Однако подобная разработка как с технической, так и с финансовой точки зрения в условиях России проблематична из­за дальнейшего дробления электроэнергетики и отсутствия мощных компаний, способных обеспечить инвестирование такой разработки.

Напряжение питания

МП РЗА питаются от источников постоянного, переменного напряжения, а также от источников выпрямленного напряжения в терминалах российского производства (п. 16). В соответствии с [2], длительное допустимое отклонение напряжения питания должно составлять +10…–20% при использовании аккумуляторной батареи и +10…–15% при использовании выпрямленного оперативного тока, получающего энергию от сети переменного тока 380/220 В. Этим требованиям терминалы соответствуют (п. 17).

Однако сеть переменного оперативного напряжения 380/220 В, питаемая от трансформаторов собственных нужд (ТСН), может подвергаться таким же временным перенапряжениям, как и высоковольтная сеть, с коэффициентами временного перенапряжения, указанными выше применительно к пп. 11 и 12. Кроме того, при обрыве нулевого проводника в трехфазной сети с глухозаземленной нейтралью, при значительной несимметрии фазных нагрузок, в соответствии с [16], фазное напряжение может возрастать до значений линейного, а длительность такого перенапряжения может составлять несколько часов. В таких режимах блоки питания МП РЗА могут повреждаться, если их устойчивость к указанным воздействиям не обеспечивается номинальными параметрами или технологическими запасами (п. 18).

Питание дискретных входов

Дискретные входы импортных терминалов питаются от источников постоянного напряжения 24–250 В, а устройств российского производства – от источников постоянного или переменного напряжения 110–220 В (п. 20). Потребляемый ток дискретных входов составляет от 1,8 до 20 мА в состоянии покоя (через 40–50 мс после появления сигнала на дискретном входе – п. 22). Значение тока по дискретному входу при появлении сигнала (срабатывании по дискретному входу), который создается за счет разряда специально вводимого в схему дискретного входа конденсатора, может быть таким же, как в состоянии покоя, или больше. У большинства терминалов ток дискретного входа при срабатывании неизвестен.
Суть вопроса заключается в том, что минимальный коммутируемый ток у реле российского производства составляет 10 мА при напряжении 24 В и 5 мА при напряжении 220 В. Обычно через «сухие» контакты таких реле или блок­контакты выключателей подаются команды на дискретные входы. При меньших токах реле могут не коммутировать вследствие того, что не пробивается окисная пленка на серебряных контактах. В реле импортного производства для изготовления контактов часто применяются специальные сплавы на основе серебра, которые обеспечивают значительно меньшие минимально коммутируемые токи, чем в случае применения контактов из чистого серебра. Поэтому в зарубежных терминалах значение токов дискретных входов может быть не рассчитано на российские условия. Потребителям рекомендуется уточнять недостающую информацию у производителей во избежание отказов при непрохождении команд по дискретным входам.
При питании дискретных входов переменным или выпрямленным напряжением от ТСН остаются те же проблемы временных перенапряжений, которые были рассмотрены выше.

Количество дискретных входов-выходов

Выбирая число дискретных входов/выходов (п. 24 и п. 25), потребителям не стоит упускать из виду то обстоятельство, что каждый дополнительный вход или выход обойдется в среднем в суммуот 500 до 1500 руб.

Габариты и степень защиты

Габаритные размеры приведены в п. 26. Все терминалы, кроме Sepam 1000+20 и Sepam 1000+40, моноблочной конструкции. Терминалы Sepam 1000+ модульной конструкции и в максимальном варианте могут состоять из 5 модулей: базового устройства, дополнительных входов/выходов, интерфейса сети связи, модуля для подключения датчиков температуры и модуля аналогового выхода.
Степень защиты (п. 28) ни одного МП РЗА не соответствует требованиям РД [2] – IP54.
В следующем номере журнала автор рассмотрит упомянутые МП РЗА с точки зрения внешних воздействий, электромагнитной совместимости и собственно функций релейной защиты и автоматики.

Литература

1. Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1992. – 528 с.
2. Российское акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России». Департамент науки и техники. Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем. РД 34.35.310­97.
3. Тубинис В. Как выбрать электросчетчик. В поисках истинного качества // Новости ЭлектроТехники. – 2005. – № 4(34).
4. Балашов О.В. Качество или цена. Нужны ли качественные средства измерений энергокомпаниям? // Энергетика и промышленность России. – 2005. – № 5.
5. Комплектное устройство защиты и автоматики ТЭМП2501­1Х. Руководство по эксплуатации. ГЛЦИ.656122.046 РЭ.
6. SIEMENS. SIPROTEC 7SJ61 v.4.0/4.1 Максимально­токовая защита, защита от перегрузки и защита двигателей с функциями управления ячейкой. Руководство по эксплуатации. С53000­П1140­С118­1.
7. Schneider Electric. Sepam1000+. Подстанция. Трансформатор. Двигатель. Сборные шины. Защита и контроль.
8. Schneider Electric. Sepam1000+ серии 40.
9. Комплектные устройства защиты и автоматики линий 6-35 кВ. SPAC­810­Л (кабельная или воздушная линия, линия к ТСН, линия к батарее статических конденсаторов). Руководство по эксплуатации. АББ Ч.656122.033 РЭ.
10. Блок микропроцессорной релейной защиты БМРЗ. Руководство по эксплуатации. ДИВГ.648228.001 РЭ.
11. ЗАО «Радиус Автоматика». Устройство микропроцессорной защиты ввода «Сириус­2­В». Техническое описание, инструкция по эксплуатации, паспорт. – М., 2005.
12. ЗАО «Радиус Автоматика». Устройство микропроцессорной защиты секционного выключателя «Сириус­2­С». Техническое описание, инструкция по эксплуатации, паспорт. – М., 2005.
13. ЗАО «Радиус Автоматика». Устройство микропроцессорной защиты «Сириус­2­Л». Техническое описание, инструкция по эксплуатации, паспорт. – М., 2005.
14. AREVA. MICOM P141, P142, P143. Технические данные. P14x/RUTD/A33.
15. AREVA. Техническое описание MICOM P141, P142, P143. Защита линий. TG8612A. Том 2.
16. ГОСТ 13109­97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего применения.
17. Закон РФ № 4871­1 «Об обеспечении единства измерений». В ред. ФЗ№ 15­ФЗ от 10.01.2003.
18. Раскулов Р. Ф. Будущее за высокоточными трансформаторами // Новости ЭлектроТехники. – 2004. – № 6(30).
19. ГОСТ 7746­2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.