ИНТЕЛЛЕКТ НА ЗАЩИТЕ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Материалы международного съезда релейщиков

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

В середине сентября в Чебоксарах прошла первая международная конференция «Релейная защита и автоматика современных энергосистем». В первой части своего материала о конференции («Новости ЭлектроТехники» № 5(47) 2007) Валентин Александрович Сушко представил выступления российских и зарубежных участников на секциях «Новые результаты в области теории и практики релейной защиты и автоматики», «Методы моделирования энергосистемы и их влияние на развитие РЗА», «FACTS и их влияние на РЗА». О работе других сессий – в продолжении рассказа о конференции.

СЕССИЯ 4. СТАНДАРТ МЭК 61850 И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА СТРУКТУРУ РЗА

• отделяет собственно данные (информацию) от методов их передачи;
• определяет точные модели данных и методы работы с ними, обеспечивая их возможное расширение;
• определяет единый язык конфигурирования;
• определяет использование широко распространенных протоколов Ethernet и TCP/IP для связи внутри ПС, одновременно обеспечивая высокую скорость связи (не менее 100 Мбит/c) и открытость будущих концепций связи;
• поддерживает свободное распределение функций и их комбинацию для различных устройств и таким образом позволяет реализовать различные философии систем;
• обеспечивает высокую скорость передачи данных от одного устройства к другому на одном («горизонтальные» связи) и нескольких («вертикальные» связи) иерархических уровнях.

«Применение защиты с быстродействующей одноранговой связью на базе МЭК 61850»

Д. Толомьер (Areva T&D Automation, Канада) и А. Апостолов (OMICRON Electronics, США) в своем докладе привели ряд примеров возможных использований одноранговой связи для построения защит и автоматики на ПС.
Одноранговая связь на ПС с интегрированной системой управления и защиты основана на объектно-ориентированном событии ПС (Generic Object Oriented Substation Event – GOOSE). GOOSE – это система «горизонтального» обмена информацией между устройствами, которая основана на асинхронной отчетности о состоянии цифровых выходов IED, передаваемой другим равноправным устройствам, которые подписаны на ее получение при конфигурировании процесса интеграции ПС. Связь по GOOSE используется для замены схем с фиксированным монтажом для обмена сигналами взаимоблокировки или защиты между IED.
Учитывая важность сообщений по протоколу GOOSE, качество быстродействующей одноранговой связи должно быть не хуже, чем при существующих технологиях, т.е. общее время связи между устройствами не должно превышать 4 мс. Для достижения высокого уровня надежности сообщения должны повторяться в течение всего времени существования данного состояния.
В докладе рассмотрены возможные применения одноранговой связи при реализации логической защиты шин, схемы солидарного отключения, УРОВ, централизованной адаптивной частотной разгрузки на ПС, когда одноранговая связь используется вместо проводной связи для передачи блокирующих сигналов и сигналов отключения выключателей.

«Влияние стандарта МЭК 61850 на защиту передающих систем»

В еще одном своем выступлении А. Апостолов, Б. Вандайвер (OMICRON Electronics, США) и Д. Толомьер остановились на вопросах архитектуры ПС на базе МЭК 61850, решениях на базе использования шины обработки данных, требованиях к качеству защит, преимуществах передачи сообщений по GOOSE.
Существующие схемы РЗА основаны на жестком монтаже между первичным оборудованием ПС (выключатели, ТТ, ТН и др.) и вторичным оборудованием (устройства РЗА и управления). Требования к ТТ устройств РЗА и измерительных IED различны, в результате для них требуются различные ТТ. Нестандартные измерительные трансформаторы с цифровым интерфейсом на базе МЭК 61850-9-2 (Шина обработки данных) устраняют эти проблемы. Согласование измерительных ТТ и ТН с устройствами РЗА, управления, мониторинга осуществляется на базе МЭК 61850-9-1 с помощью объединяющего устройства (Merging Unit – MU), которое принимает входные аналоговые величины от ТТ/ТН и дискретные сигналы, формирует синхронизированные по времени выборки измеренных величин и передает их многочисленным IED ПС по локальной сети ПС. Это называется в ряде случаев «шиной обработки данных».
Информация о состоянии выключателей и коммутаторов доступна через устройство ввода/вывода (input/output unit – IOU). MU и IOU могут быть объединены в одном устройстве. IED получают информацию, принимают решения и приводят в действие выходные реле или посылают сообщения по GOOSE другим IED.
Количество ступеней в распределенной РЗА возрастает за счет интерфейсных модулей MU, IED, блока управления выключателем и коммутатора ЛВС, но полное время срабатывания РЗА обеспечивается равное или меньшее, чем в традиционных IED. С использованием шины обработки данных снимается также проблема соединительных проводов от ТТ, их целостности, переключения токовых цепей без разрыва, насыщения ТТ, количества оптических входов и релейных выходов в дифференциальной защите шин. Имеется и ряд других преимуществ по сравнению с существующими технологиями.

«Роль системного интегратора – это недостающее звено?»

В сообщении Д. Голубовича (EMS-Belgrade, Сербия) был поднят важный вопрос о той роли, которую должен играть системный интегратор (СИ) в сетевых компаниях как связующее звено между инвесторами и конечными потребителями для обеспечения их взаимопонимания и решения организационно-технических вопросов с максимальным учетом интересов сторон на различных жизненных стадиях подстанций. Вопрос рассматривался в основном применительно к релейной защите и автоматике, но те же проблемы и решения применимы и к другим системам.
Ситуация в сетевых компаниях в настоящее время характеризуется усложнением первичного оборудования и систем управления этим оборудованием, увеличением числа функций РЗА, быстрым изменением и старением аппаратной и программной частей РЗА. Пользовательская документация стала сложной и объемной для большинства проектантов и пользователей, проекты усложняются до понятия «черного ящика», испытания оборудования сложные и дорогостоящие, технология меняется быстро, переходит в незрелую стадию с большим количеством несовместимостей, вирусов, недокументированных уловок и нереализованных обещаний. Внедрение стандарта МЭК 61850 может осложнить ситуацию.
В этих условиях и инвесторы, и конечные потребители не могут быть компетентными в большинстве вопросов, а сторонние консультанты не всегда способны оказать действенную помощь. Только СИ владеет всем кругом вопросов и может не только выступать в роли консультанта, но и нести ответственность и принимать практическое участие в выполнении проектов.

«МЭК 61850: Влияние на проверку устройств релейной защиты»

Г. Шоссинг (OMICRON Electronics GmbH, Австрия) рассмотрел ряд проблем, связанных с испытанием устройств РЗА, соответствующих МЭК 61850 и использующих скоростную передачу данных на«горизонтальном» уровне по GOOSE в реальном времени. Некоторые аспекты тестирования рассмотрены в МЭК 61850, другие еще исследуются.
Помимо GOOSE, МЭК 61850-9-2 дает описание значений выборок для передачи аналоговых данных по сети ПС. Тестирование должно проводиться с учетом этих технологий.
Требования по оборудованию связи на ПС определяются в МЭК 61850-5, куда входят и требования по функционированию, в том числе по «времени передачи» (сумма всех временных задержек на преобразование и передачу данных), которое проверяется при приемочных испытаниях на ПС.
МЭК 61850-6 устанавливает общий принцип инжиниринга, используя конфигурационную информацию из файла «Язык конфигурирования подстанции» (SCL). Средство технического описания определяет однолинейную схему ПС и требуемые логические узлы в файле «Техническое описание системы» (System Specification Description – SSD). Знание возможностей IED, используемых на ПС, необходимо для «Системного конфигуратора» (System Configurator – SC), который настраивает конфигурацию связи системы автоматизации ПС (SAS). Эти возможности описаны в ICD-файлах (IED Capability Description – файл описания возможностей IED).Выходными данными системного конфигуратора является Описание Конфигурации Подстанции (SCD). Этот файл имеет информацию о всех IED, которые могут настраиваться при помощи файлов CID (файлов описания сконфигурированных IED). SCD-файл является основой для тестирования на ПС.
Для скоростной передачи событий на ПС по GOOSE передается информация набора данных, которые хранятся на логических узлах.
Данные посылаются не только после изменения, но и как неподтвержденное многоадресное сообщение.
Вторая возможность связи в режиме реального времени по МЭК 61850 – передача мгновенных значений (например, токов и напряжений) в ЭЭС. Измеренные величины сохраняются на двух логических узлах от группы измерительных трансформаторов – TCTR и TVTR – тока/напряжения. МЭК 61850-9-2 описывает передачу многоадресного сообщения по Ethernet. Испытательная установка должна регистрировать выборки значений, посылаемых IED, и передавать их на тестирование. IED на ПС работают как серверы и могут посылать данные клиенту (например, ИЧМ любого другого IED).
В МЭК 61850 сети становятся важной частью системы защиты и автоматизации ПС и требуют проведения испытаний сетевого графика по IEEE802.1q:2003 (Виртуальные мостовые локальные сети); проверки быстроты конфигурации по IEEE802.1w:1998 (Быстрая реконфигурация связующего дерева); доступности всех IED. Если GOOSE используется для защиты или функций, имеющих отношение к защите, время между событиями (аналоговая выборка) и время реакции IED надо измерять. Таким образом, МЭК 61850 в корне меняет подход к тестированию защит.

«Построение систем автоматизации электроэнергетических объектов в России с использованием стандарта МЭК 61850»

С.А. Григорьев, В.А. Маслов (ООО «АББ Автоматизация», Россия), Г.С. Нудельман (ОАО «ВНИИР», Россия) отметили, что построение систем автоматизации будет осуществляться в несколько этапов.
На первом этапе, в силу «консерватизма» РЗА, определяющим станет вариант, повторяющий архитектуру существующих систем, а коммуникационная среда МЭК 61850 будет использоваться в основном для «вертикальной» связи IED с системой управления ПС и центрами управления сетями. Функции РЗА выполняются классическим способом.
На втором этапе, с накоплением опыта эксплуатации систем и разработкой нового первичного оборудования, возможен вынос ряда функций в само первичное оборудование, что позволит сократить кабельные связи вторичной коммутации и получить ряд дополнительных полезных качеств.
МП РЗА для оборудования низкого и среднего напряжения смогут стать единственным средством, выполняющим, кроме своих прямых функций, функции контроля, измерения и управления оборудованием.

Следующим шагом станет отказ от использования электрических кабельных связей между ТТ, ТН и IED. Коммуникационные сети ПС, вероятно, разделятся на два уровня:

• подстанционная сеть для «вертикальных» связей;
• сеть процесса для обмена в реальном времени информацией между ТТ, ТН и IED и между IED.

КОММЕНТАРИЙ В. СУШКО:

– Ряд заявленных преимуществ РЗА по МЭК 61850 звучит декларативно, так как в распределенных РЗА по МЭК 61850 при замене проводных кабельных сетей ЛВС с большим числом интерфейсных устройств и коммутаторов ЛВС может быть недопустимо снижена аппаратная надежность. Критерием оценки могли бы быть на первом этапе, до получения данных по результатам эксплуатации, сравнительные расчеты аппаратной надежности на базе данных по интенсивности отказов и наработки до отказа применяемых комплектующих. Но такие данные по комплектующим общепромышленного назначения изготовители комплектующих не предоставляют. Попытки применять вслепую методы аппаратного резервирования без учета аппаратной надежности устройств, обеспечивающих резервирование, могут приводить не к повышению надежности, а к ее снижению. Например, надежность устройств, обеспечивающих работу схем мажорирования «два из трех», должна быть на порядок выше надежности мажорируемых каналов управления. В противном случае резервирование оказывается неэффективным.
Возможность многовариантности решений по распределенным РЗА по МЭК 61850 и выбор оптимального варианта могут быть реализованы только по результатам конкретного численного расчета аппаратной надежности различных вариантов.
В связи с изложенным, очевидно, требуется серьезное рассмотрение как преимуществ, так и недостатков, связанных с применением МЭК 61850, во избежание негативных последствий не только для РЗА, но и для энергетики в целом.

СЕССИЯ 5.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ВЕКТОРНОГО ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ

По данному направлению на конференции было заслушано 12 докладов (9 – из России, 1 – из США, 1 – из КНР, 1 – из Кореи и Великобритании).
Одним из приоритетов технологического развития крупнейших энергосистем мира является создание и внедрение в практику их эксплуатации систем мониторинга переходных режимов (СМПР), получивших за рубежом название Wide Area Measurement Systems (WAMS). Эти системы используются для повышения уровня информационного обеспечения и качества управления режимами энергообъединений. Особенностью СМПР, в отличие от существующих систем телеметрии, является временная синхронизация измерений параметров режимов с использованием передаваемых со спутников сигналов точного времени и высокая дискретность регистрации параметров, что и определяет широкий спектр их применения.
Наибольший эффект СМПР дают при анализе причин и последствий технологических нарушений и системных аварий, при верификации динамических моделей ЭЭС, при оценивании состояний режимов ЭЭС, визуализации текущего состояния режима и решении задач информационного обеспечения оперативно-диспетчерского управления.

«Системы измерения векторов, принятые в Северо-Западных штатах США»

К.Е. Мартин (Bonneville Power Administration, США) рассмотрел построение систем измерения векторов и их основное применение в Western Electric Coordinating Council (WECC).

Измерительные устройства векторов (Phasor Measurement Units – PMU) были установлены в ЭЭС в 1988 г. для лабораторных и полевых испытаний, а в эксплуатацию были введены в 1994 г. Локальные устройства PMU на ПС измеряют напряжение, ток и частоту и для точной синхронизации измерений применяют сигналы спутниковой системы GPS. Эти данные измерений передаются в концентратор данных векторов (Phasor Data Concentrator – PDC), в котором вычисляются соотношения величин и готовятся данные для выбранных применений, производятся системные измерения. Возможно получение данных в PDC непосредственно от PMU или через другое устройство PDC. PDC передает данные измерений с минимальной задержкой для пользовательского применения через Ethernet с использованием IP протокола. PDC может размножать выходные данные для разных применений, а также управлять системой записи операций и данных во время возмущений. Как показали испытания, задержка в каналах связи составляет от 20 до 110 мс.
Системы фазовых измерений широко внедрены в WECC, что позволило успешно осуществлять мониторинг возмущений в ЭЭС для определения исполнения системных компонентов и анализа природы причин возмущений. С этой целью на главных генераторах, в системных контрольных узлах и на главных передающих центрах к маю 2007 г. было установлено более 80 PMUs, 73 из которых объединены в системы реального времени.
Векторные измерения в WECC используются в основном для системного мониторинга и анализа. Было разработано несколько программ для анализа и отображения, что позволило использовать векторные измерения для отчетов SCADA, предупреждения об аварийных ситуациях и управления.
В WECC была создана демонстрационная система управления широкого применения с использованием векторных измерений, установленная в части WECC, примыкающей к электропередачам Пасифик–Калифорния. С целью аппаратного упрощения были использованы контроллеры существующей управляющей системы немедленного реагирования (remedial action system – RAS) для предотвращения нарушения устойчивости, через которые система векторного управления воздействовала на объекты ЭЭС. При потере генерирующей мощности в Калифорнии линии связи перегружались, а разность частот по концам ЛЭП могла составить 0,25 Гц при критической нагрузке. Запаздывание первой волны перегрузки составило около 1 с, а система управления должна была обнаружить возмущение и предпринять управляющие действия быстрее для увеличения передаваемой мощности. Общее запаздывание в системе векторного управления составляет 170 мс (на фильтрацию, передачу данных, передачу команды управления и коммутацию выключателя). Время на принятие решения контроллером составляет 4 периода промышленной частоты – 67 мс. Таким образом, управляющее воздействие может быть реализовано в пределах 237 мс после начала возмущения в ЭЭС.
В демонстрационной системе определяется снижение напряжения в дефицитной части ЭЭС в результате потери в ней генерирующей мощности, для чего вычисляется среднее значение векторов напряжения на 10 шинах и сравнивается с уставкой, заданной вольт-временной характеристикой первой, предупредительной ступени противоаварийной автоматики. Вторая ступень автоматики, управляющая, также использует напряжение, но дополнительно измеряются векторы напряжения генераторов, питающих связующие ЛЭП. Управляющие воздействия вычисляются с использованием алгоритмов неопределенной логики и направляются на отключение части генераторов в избыточной части ЭЭС или на форсировку продольной емкостной компенсации ЛЭП, либо предпринимаются оба эти вида воздействия.
Более определенный подход к противоаварийному управлению предполагает использование фазового угла между векторами напряжений по концам связующих ЛЭП. Неожиданная потеря генерирующей мощности вызывает быстрое изменение частоты и этого фазового угла, так как система переходит на новый уровень передаваемой мощности. Многочисленные локальные изменения идентифицируют район возникновения и вид аварийных режимов. Экспертная система может определить наиболее правдоподобный случай и наилучшие управляющие воздействия.

КОММЕНТАРИЙ В. СУШКО:

– Следует отметить, что последующие реализации СМПР в других странах в основном повторяли структуру СМПР, разработанную в США. В СССР передача вектора напряжения противоположного конца ЛЭП по телеканалам (без использования сигналов точного времени, которые тогда еще не передавались со спутников) или моделирование этого вектора напряжения впервые использовались в 80-е годы прошлого столетия в разработанных ВНИИР и выпуска- емых ЧЭАЗ типовых устройствах локальной автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР) в панелях ШДЭ2601 и ШЭ2707 на микроэлектронной элементной базе.

«Перспективные направления использования системы мониторинга переходных режимов ЕЭС/ОЭС»

• повышение качества оценки состояния;
• оптимизация размещения источников реактивной мощности;
• визуализация;
• предотвращение, идентификация и смягчение последствий каскадных аварий;
• оценка параметров низкочастотных колебаний;
• оценка уровней устойчивости по напряжению;
• оценка динамических моделей.

СЕССИЯ 6. СОВРЕМЕННЫЙ ВЗГЛЯД НА СИСТЕМЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

По данному направлению было представлено 4 доклада специалистов из России.

«Обучение релейной защиты: закономерности и методология»

Пространство вне характеристик реализует функцию запрета. В результате обучения защиты область G. подразделяется на n частей;
каждая часть блокируется на одной из плоскостей.
Обучение производится в несколько этапов. Итогом каждого из них становится семейство характеристик, функционирующее независимо от других семейств. Переход от этапа к этапу сопровождается изменением характеристик, в результате чего область срабатывания одной из них расширяется, а других соответственно сжимается. Методика обучения позволяет выявить наиболее значимую для распознания плоскость, названную ведущей.
Эффект обучения определяется информационной ценностью выполняемого замера. В докладе приводятся критерии сравнения замеров, устанавливающие их иерархию наряду с иерархией режимов наблюдаемого объекта.

«Экспериментальный комплекс по определению мест повреждений магистральных линий электропередачи»

А.Л. Куликов, М.Ш. Мисриханов, Д.М. Кудрявцев («ФСК ЕЭС» – МЭС Центра, Нижегородское ПМЭС) привели описание разработанного ими экспериментального комплекса по определению мест повреждения (ОМП), основанного на модели ЛЭП с распределенными параметрами. Эти методы определяют структуру исследовательского комплекса и связаны с необходимостью:

• одно- и двухсторонних измерений на концах ЛЭП;
• цифровой обработки сигналов в широком диапазоне частот и амплитудных значений;
• реализации набора алгоритмов, связанных с ОМП ЛЭП;
• хранения больших массивов данных для последующих экспериментальных исследований качественных показателей алгоритмов ОМП ЛЭП;
• обеспечения не только приема, но и излучения сигналов при реализации методов активного зондирования ЛЭП;
• синхронных двухсторонних измерений для адекватного совмещения информации, полученной с разных концов ЛЭП.

• пассивный, при котором система сбора данных подключается к обоим концам ЛЭП, прием сигналов осуществляется с синхронизацией от GPS;
• активный, при котором производится излучение зондирующих сигналов и работа в режиме «на просвет» и «отражение» с синхронизацией приемо-передающих устройств от GPS.

«Интегрированная автоматизированная система управления крупными подстанциями:
новые технические решения и опыт внедрения»

• Использование системы единого времени с приемом сигналов GPS или «Глонас» для синхронизации процессов ввода информации с точностью до 1 мс.
• Синхронизация по абсолютному времени позволяет использовать новые методы контроля и управления, основанные на измерениях углов напряжений в различных точках ЭЭС (WAMS-технологии) для реализации мониторинга устойчивости энергообъединений.
• Обмен информацией с внешними подсистемами должен обеспечить прием и передачу информации от МП РЗА и систем АСКУЭ по основным протоколам связи (MODBUS, PROFIBUS, МЭК 870-5-10Х и т.д.) через UPC-серверы и через базы данных.

• Для повышения надежности и живучести системы выполнение функций контроля и управления отдельной единицей оборудования ПС не должно зависеть от других компонентов системы.
• Комплекс задач и функций АСУ ТП ПС должен быть открыт для расширения.
• Управление технологическими процессами в АСУ ТП ПС должно быть выполнено так, чтобы обеспечивался распределенный, децентрализованный принцип организации управления с регионального куста подстанций.

СЕССИЯ 7. НАДЕЖНОСТЬ СИСТЕМ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

По данной тематике было представлено 8 докладов (1 – из США, 1 – из Великобритании и России, 6 – из России).

«Выбор, проектирование и установка современных сетей передачи данных на электрических подстанциях»

Г. Шер, Д. Долежилек (SEL Inc., США) проанализировали и сравнили надежность последовательной и Ethernet сетевой архитектуры на примере ПС. Авторы пользовались показателями надежности, описанными в МЭК 61850-4. Сравнительные численные расчеты показателей надежности проводились на примере подстанции с двумя питающими ЛЭП, двумя трансформаторами, шинами на сторонах ВН и НН и четырьмя фидерами (с 12 МП РЗА). Авторы оперировали средними показателями надежности компонентов систем связи: наработкой на отказ (в годах) и неготовностью. В докладе проанализированы топология и компоненты последовательных сетей и Ethernet, неготовность устройств и обзор дерева неисправностей.
Сравнительная оценка готовности систем (для связи между IED, 6 IED) дала показатели:

• для последовательной прямой связи: готовность – 99,9781%, ежегодные часы выхода из строя – 1,9;
• для переключаемой Ethernet LAN: готовность – 99,9660%, ежегодные часы выхода из строя – 3,0.

«Минимизация переходного сопротивления и нагрузки на функционирование резервных защит электрических распределительных сетей»

В.И. Нагай и В.В. Нагай (ЮРГТУ (НПИ), «Южэнергосетьпроект», Россия) рассмотрели вопросы оптимизации алгоритмов резервных МП РЗА для распознавания дуговых КЗ на ответвительных и промежуточных ПС распределительных сетей 35–110 кВ, в том числе за понижающими трансформаторами, на фоне нагрузочных режимов с мощной двигательной нагрузкой.
В докладе приведены расчетные соотношения и рассчитанные по ним зависимости максимальных пусковых токов и их фазовых углов при различной доле двигательной нагрузки. Приведены также расчетные выражения для определения сопротивления дуги, зависимости модулей и аргументов токов, модулей сопротивлений со стороны питающих ПС при междуфазных дуговых КЗ и наличии подпитки со стороны НН или ВН трансформатора.
Полученные расчетные данные позволили уточнить требования к защитам дальнего резервирования на ответвлениях ЛЭП.
Оценка стабильности функционирования измерительных органов (ИО) РЗА показала, что одним из эффективных путей повышения чувствительности защит дальнего резервирования является построение ИО, контролирующих аварийные составляющие токов и сопротивлений. Наилучшие результаты стабильности защищаемых зон действия получены для ИО, контролирующих векторное приращение тока, сопротивления и скорректированную составляющую суммарного сигнала, состоящего из полного тока и его приращения.
В докладе приведены результаты исследования стабильности измерений ИО с контролем ортогональных составляющих, а именно органов тока с торможением. Наилучшие результаты получены для токовых ИО, контролирующих реактивную и скорректированную активную составляющие суммарного сигнала, состоящего из полного сигнала и его приращения. Таким образом, применение адаптивных ИО тока с торможением возможно для защит дальнего резервирования в распределительных сетях.

«Об эффективности ограничения перенапряжений при дуговых замыканиях на землю при различных режимах заземления нейтрали электрических сетей среднего напряжения»

• – сложность реальных цепей;
• – наличие разрядной составляющей в переходном токе ОЗЗ и соответственно возможность гашения дуги при переходе через нуль высокочастотного разрядного тока;
• – условно принимается равенство перенапряжения во всех точках одной фазы электрически связанной сети.

СЕССИЯ 8. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ И БОЛЬШИХ ДВИГАТЕЛЕЙ

По данному направлению было представлено 5 докладов (1 – из Швеции, 4 – из России), но они не содержали принципиально новых технических решений.

ИТОГИ КОНФЕРЕНЦИИ

По предложению Анатолия Дьякова принято решение о создании при РНК СИГРЭ научного комитета по релейной защите и автоматике – В5. Возглавить комитет предложено Года Нудельману. В данный комитет должны войти все научные силы, а также специалисты, которые проектируют, производят и эксплуатируют продукцию.
Подводя итоги конференции, Анатолий Дьяков сказал:
– Конференция получилась очень насыщенной. Здесь встретились специалисты и эксплуатационники, которые выразили свои пожелания, какими должны быть средства управления, защиты и автоматизации. Присутствовали производители, которые сделали выводы, соответствует ли их продукция требованиям заказчиков. Самое главное, что мы сдвинули с мертвой точки вопрос о взаимодействии между релейщиками страны. Создается комитет, который наладит взаимосвязи. Возможно, его работа будет основываться на проведении постояннодействующих семинаров. Взаимодействие в любой форме – это очень важно для развития отрасли.