УСТРОЙСТВА РЗА В ЕНЭС
Основные результаты работы

Евгения Коновалова, Сергей Сахаров,
Филиал ОАО «Инженерный центр ЕЭС» – «Фирма ОРГРЭС», г. Москва

Неправильные действия релейной защиты являются одной из основных причин возникновения тяжелых технологических нарушений, периодически происходящих в энергосистемах во всем мире. Поэтому от надежности релейной защиты во многом зависит надежность всей энергосистемы.
Случаи неправильных срабатываний устройств РЗА, электроавтоматики и противоаварийной автоматики в сетях напряжения 6 кВ и выше в России собираются во всех энергосистемах, а затем анализируются в «Фирме ОРГРЭС». На основании этого анализа корректируется и нормативно-техническая документация. Естественно, что этот процесс занимает некоторое время, поэтому в предлагаемом нашем читателям материале специалисты организации в основном приводят данные 2006 года.

В 2006 г. устройства РЗА объектов ЕНЭС срабатывали 47657 раз, из них правильные срабатывания составили 47268 случаев (98,7%), неправильные – 389 случаев (124 излишних срабатывания, 176 ложных срабатываний и 89 отказов в срабатывании). При этом основной показатель работы релейной защиты – процент правильной работы – составил 98,4%, электроавтоматики – 98,9%, а противоаварийной автоматики – 99,4%.
Вышеприведенный обобщенный статистический показатель работы РЗА, именуемый «процентом правильной работы», широко применяется в России и за рубежом. Его получают по формуле:

где N_пс – число правильных срабатываний;
N_ис – число излишних срабатываний;
N_лс – число ложных срабатываний;
N_ос – число отказов в срабатывании.
На начало 2007 г. на объектах ЕНЭС эксплуатировалось около 250 000 основных устройств и около 150 000 дополнительных устройств (прочей электроавтоматики). При этом доля электромеханических устройств составила 94,0%, микроэлектронных – 2,9% и микропроцессорных (цифровых) – 3,1%.
В последние годы в сетях 220 кВ ЕНЭС заканчивается замена старых ламповых приемопередатчиков для высокочастотных защит, продолжается замена аппаратуры передачи аварийных сигналов и команд на микроэлектронные и микропроцессорные устройства различных фирм-производителей, а также замена элементов высокочастотного канала (заградителей, фильтров присоединения, конденсаторов связи), проработавших более 30 лет.
В 90-х годах было принято решение проводить дальнейшее совершенствование техники РЗА в основном путем создания микропроцессорных устройств, совместимых с АСУ ТП энергообъектов. В настоящее время осуществляется замена морально устаревших устройств на более современные, а именно: внедрение терминалов (комплектов) микропроцессорных устройств РЗА (к 2007 г. было внедрено около 500 терминалов на линиях и оборудовании напряжением 6–35 кВ и более 1500 терминалов на линиях и оборудовании 110–750 кВ).

НЕПРАВИЛЬНЫЕ ДЕЙСТВИЯ УСТРОЙСТВ РЗА И ИХ ПРИЧИНЫ

В 2006 г. на объектах ЕНЭС произошло 389 случаев неправильной работы устройств РЗА (против 458 в 2005 г. и 508 в 2004 г.). Все случаи неправильной работы устройств РЗА были классифицированы в соответствии с действующей «Инструкцией по учету и оценке работы релейной защиты и автоматики электрической части энергосистем» (СО 153-34.35.516-89, М.: СПО Союзтехэнерго,1990) по вызвавшим их причинам, которые разделены на организационные причины (условная виновность персонала) и технические.
Доля виновности эксплуатационного персонала в произошедших случаях в 2006 г. составила 35,5% (46,1% в 2005 г., 51,4% в 2004 г., 52,3% в 2003 г.), включая:

• 26,7% (31% в 2005 г., 37,6% в 2004 г.) – по вине служб РЗА;
• 4,9% (9,2% в 2005 г.) – по вине оперативного персонала;
• 2,1% (3,9% в 2005 г.) – по вине ремонтного персонала;
• 1,8% (2,0% в 2005 г.) – по вине прочего персонала эксплуатации.

• Дефекты и неисправности аппаратуры – 24,4% (включая дефекты и неисправности электромеханических аппаратов – 11,8%, ВЧ аппаратуры – 1,8%, микроэлектронной, полупроводниковой и микропроцессорной аппаратуры – 5,9%, неисправности элементов вторичной коммутации – 4,9%). В 2005 г. произошло 25,6%, что на 1,2% больше по сравнению с 2006 г;
• Ошибки в схемах и уставках – 11,0% (включая ошибки в заданных уставках – 1,3%, ошибки в выполненных уставках – 1,8%, ошибки в заданных схемах – 2,8%, ошибки в выполненных схемах – 5,1%). По сравнению с 2005 г. произошло снижение неправильной работы на 4,5%;
• Ошибки персонала при операциях с коммутационными устройствами РЗА и ошибки, приводящие к отключению при работах на панелях и в цепях устройств РЗА – 9,0% (9,7% в 2005 г.);
• Неисправность цепей – 6,5% (включая неисправность цепей трансформаторов тока – 2,6%, неисправность оперативных цепей – 3,9%), что на 2,2% меньше по сравнению с 2005 г.;
• Старение устройств и контрольных кабелей – 17,2% (11,6% в 2005 г., 16,9% в 2004 г. и 11,5% в 2003 г.);
• Нарушение требований директивных материалов и инструкций – 1,5% (2,8% в 2005 г., 6,5% в 2004 г. и 5,1% в 2003 г.).

РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ РЗА

• сокращение времени на проведение технического обслуживания;
• повышение надежности за счет уменьшения количества контактных соединений и наличия непрерывной самодиагностики;
• увеличение чувствительности и быстродействия защит;
• повышение точности измерений тока и напряжений;
• улучшение условий согласования основных и резервных защит разных классов напряжений;
• возможность программного изменения уставок и логики работы защиты;
• возможность считывания информации из внутреннего архива событий;
• возможность использования дополнительных защит в существующих отсеках, где нет места для установки дополнительных реле.

• Как видно из табл. 2, 36% случаев неправильной работы классифицированы как «прочие причины», включающие также недостаточную помехозащищенность микропроцессорных устройств РЗА:
  • Излишне отключилась фаза «В» ВЛ 500 кВ действием терминала защиты линии 7SD531 с последующим успешным ОАПВ по причине сформировавшегося импульса тока. Импульс тока сформировался из-за пробоя изоляционного промежутка в блоке БИ шкафа В-5 в результате перенапряжения, вызванного грозовым разрядом в молниеотвод ОРУ;
  • Излишне сработал терминал автоматической частотной разгрузки БМАЧР, реализующий алгоритм АЧР 1 или АЧР 2, при переключениях в первичной сети (при выводе в ремонт ВЛ 220 кВ после отключения второго выключателя ВЛ через 0,16 с прошла команда на отключение от схемы АЧР второго комплекта и последовало отключение нескольких линий). Предположительно при переключениях в первичной сети электромагнитная помеха, пришедшая по цепям ТН 220 ВЛ 220 кВ в терминал (блок) БМАЧР, за счет электростатических и индуктивных связей в блоке вызвала «клевок» одного из выходных реле блока БМАЧР;
  • Ложно отключился реактор срабатыванием дифференциальной защиты терминала RET-521 при включении реактора Р-515 под напряжение. Причиной ложной работы дифференциальной защиты терминала RET-521 явилась несогласованность характеристик намагничивания трансформаторов тока сторон 500 кВ и трансформаторов тока 35 кВ нулевых выводов реактора в сочетании с большой длиной кабеля токовых цепей (более 700 м) и появление из-за этого тока небаланса в момент включения. Проверка выявила, что тип трансформаторов тока на стороне 35 кВ не соответствует проекту (вместо ТФМ-35 с вторичными обмотками по 100 ВА установлены ТФЗМ-35 с обмотками, имеющими мощность по 50 ВА).
• 20% случаев неправильной работы классифицированы как «ошибки проектных организаций». Например, неправильно работали следующие терминалы РЗА:
  • Автоматическая частотная разгрузка терминала «Сириус-АЧР», сработавшая ложно при потере питания от линии 220 кВ и подпитке от выбега синхронных двигателей по причине отсутствия блокировки по скорости снижения частоты;
  • Терминал защиты линии REL 511, сработавший ложно при возникновении помехи по цепям отключения от ДЗШ-110 кВ. При вводе в работу терминала REL511 не было запроектировано обследование ЭМО на данной подстанции.
• По вине монтажно-наладочного персонала зафиксировано 12% случаев неправильной работы. При этом персонал допустил:
  • ложную работу дифференциальной защиты автотрансформатора ШЭ 2607 071071. При вводе уставок наладочным персоналом было ошибочно установлено программное обеспечение, не соответствующее логике работы терминала шкафа ШЭ 2607 071071 резервных защит автотрансформатора АТ-1, что привело к отключению АТ-1;
  • излишнюю работу первой ступени токовой защиты нулевой последовательности шкафа ШЭ 2607 071 на отключение автотрансформатора АТ-3 с успешным АПВ со всех сторон при внешнем КЗ на ВЛ 110 кВ по причине неправильного подключения цепей напряжения «треугольника» ТН-110 кВ 1 с.ш. -110 кВ к терминалу шкафа ШЭ 2607 071;
  • ложное срабатывание основной защиты ДФЗ шкафа ШЭ 2607-081 ВЛ 110 кВ на ПС 330 кВ при переводе линии на обходной выключатель ОВ-110 кВ от тока нагрузки из-за ошибки в монтаже шкафа ШЭ 2607- 081 токовых цепей от ТТ ОВ-110 кВ.
• По причинам, зависящим от служб РЗА, произошел один случай неправильной работы:
  • Во время подготовки рабочего места на ПС 500 кВ для производства работ по распоряжению «Проверка цепей сигнализации противоаварийной автоматики АРО шкафа МКПА № 5», при отсоединении жилы контрольного кабеля с клеммы № 20 в выходных цепях шкафа МКПА № 5, электромонтер РЗАИ случайно выпустил из руки неизолированную жилу контрольного кабеля (U41-8). В результате её касания с оголенным участком перемычки на клемме № 23 (жила V301) была сформирована и отправлена команда отключения нагрузки ОН-2 по цепи УПК-Ц ВЛ 220 кВ, что привело к ложной работе противоаварийной автоматики на отключение нагрузки.

Дальнейшее совершенствование технического обслуживания микропроцессорных устройств РЗА идет по пути широкого внедрения средств автоматизированной проверки с помощью проверочных устройств нового поколения.

ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ УСТРОЙСТВА ПЕРЕДАЧИ АВАРИЙНЫХ СИГНАЛОВ И КОМАНД (ПАСК)

В настоящее время эксплуатируются различные устройства ПАСК: типа ВЧТО, АНКА-АВПА, АКАП-В, ЕТL, АКА 16 «Кедр», УПК-Ц и др. В основном по прежнему преобладает аппаратура АНКА-АВПА, служащая для передачи информации о срабатывании пусковых органов и распределения команд управляющих воздействий ПА. Для замены аппаратуры ВЧТО используется аппаратура АКАП-В, АКА-16. Наиболее частыми дефектами аппаратуры ВЧТО-М, АНКА- АВПА на протяжении ряда лет являются различные неисправности радиоэлементов.
В ЕНЭС в эксплуатации находится не менее 2176 устройств ПАСК. Данные устройства работали правильно в 3496 случаях (99,5% правильной работы) и в 14 случаях – неправильно, в одном случае с оценкой «не выяснено».

ВЫВОДЫ

1. Дальнейшее применение морально и физически устаревших устройств РЗА неизбежно приведет к увеличению числа неправильных действий по причине «старение устройств и контрольных кабелей».
2. Опыт применения микропроцессорных устройств в России и за рубежом показывает, что микропроцессорные устройства со своими преимуществами и недостатками в последнее время потеснили электромеханические и микроэлектронные устройства РЗА. Вместе с тем в настоящее время ощущается недостаток информации по результатам внедрения микропроцессорных устройств в эксплуатацию.
3. Следует отметить начало активного внедрения цифровых регистраторов для проведения полноценного анализа работы устройств РЗА в аварийных режимах, которые позволяют сократить число случаев неправильной работы РЗА по невыясненной причине, а также принимать экстренные меры по повышению надежности РЗА.
4. На предприятиях МЭС в последние годы отмечено увеличение количества обслуживаемых устройств РЗА. За счет присоединения новых подстанций повышается загрузка персонала служб РЗА при выполнении ТО устройств с выработанным нормативным сроком службы (сокращается межремонтный период с 8 до 6 лет для электромеханических и с 6 до 4 лет для микроэлектронных устройств), при эксплуатации АСКУЭ, при выполнении функций метрологической службы, при участии в проектировании, строительстве, монтаже, наладке, пуске и дальнейшей доводке объектов нового строительства, выполнении непрофильной работы по составлению различных справок.
5. Для улучшения подготовки эксплуатационного персонала фирмой «ОРГРЭС» была пересмотрена и переиздана «Инструкция для оперативного персонала по обслуживанию устройств релейной защиты и электроавтоматики энергетических систем» СО 153-34.35.502 (в новом издании СО 34.35.502-2005), пересмотрена «Типовая инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций» СО 153-34.35.302-90 (в новом издании СО 34.35.302-2006), совместно с разработчиками выпущены «Методические указания по техническому обслуживанию шкафов резервной защиты линий 110–220 кВ и автоматики управления выключателем ШЭ 2607 011021, ШЭ 2607 016» СО 153-34.35.678-07.