При строительстве и реконструкции объектов электро- энергетики, предусмотренных СиПР ЕЭС России, обеспе- чивается повышение надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) устройств релейной защиты (УРЗ), противоаварийной, режимной, сетевой автоматики и систем регистрации аварийных событий и процессов.
Надежность энергетической системы является комплекс- ным свойством и определяется как способность энерго- системы выполнять функции по производству, передаче, распределению и снабжению потребителей электрической энергией в требуемом количестве и нормированного качества путем взаимодействия генерирующих установок, электрических сетей и электроустановок потребителей [3], в том числе
удовлетворять в любой момент времени (как теку- щий, так и на перспективу) общий спрос на электро- энергию;
противостоять возмущениям, вызванным отказами элементов энергосистемы, включая каскадное развитие аварий и наступление форс-мажорных условий;
восстанавливать свои функции после их нарушения (устойчивость энергосистемы).
Живучесть энергосистемы – способность противостоять аварийным возмущениям, не допуская каскадного развития аварий с массовым нарушением снабжения потребителей.
Каскадное развитие аварии характеризуется последо- вательным отключением действием релейной защиты или противоаварийной автоматики электросетевого и/или стан- ционного оборудования, вызванным возникновением недо- пустимого для оборудования режима.
Для предотвращения нарушения устойчивости и кас- кадных развитий аварий применяются мероприятия по повышению надежности и живучести [3]:
резервирование генерирующих мощностей и пропуск- ных способностей линий электропередачи;
оптимизация электрических режимов с учетом балан- сов топлива и гидроресурсов;
рациональное размещением энергообъектов;
углубление и совершенствование автоматизации дис- петчерского управления;
повышение квалификации и производственной дис- циплины эксплуатационного персонала и пр.
В обеспечении надежности и живучести электроэнер- гетических систем важную роль играют иерархические системы (комплексы) противоаварийной автоматики (ПА), совершенствование которых является главным направ- лением развития противоаварийного управления в ЕЭС России.
На сегодняшний день остаются проблемы с реконст- рукцией (модернизацией) УРЗА в части «обратных концов», связанные с низкой степенью ответственности собствен- ников энергообъектов. Согласно [4] собственники обязаны:
разработать и согласовать с собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики техническое задание на выпол- нение работ по разработке проектной докумен- тации на создание (модернизацию) комплексов и устройств РЗА (далее – техническое задание);
в соответствии с техническим заданием разработать и согласовать с ними проектную документацию по РЗА, включая основные технические решения, принципы реализации, оценку стоимости и сроки создания комплексов и устройств РЗА на смежных объектах;
уведомить собственников или иных законных владельцев смежных объектов электроэнергетики о факте согласования технического задания и проект- ной документации по РЗА ДЦ, а также другими собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики, на которых требуется выполнение работ по созданию (модер- низации) комплексов и устройств РЗА;
согласовать с собственниками или иными закон- ными владельцами смежных объектов электроэнер- гетики сроки выполнения работ по созданию (модер- низации) комплексов и устройств РЗА.
Собственники или иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны [5]:
рассмотреть и согласовать техническое задание и проектную документацию по РЗА, полученные в соответствии с требованиями [5];
согласовать сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА.
Сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически пере- вооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнер- гетики, собственники и иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны каждый в отношении принадлежащих им объектов электроэнергетики [5]:
на основании проектной документации по РЗА, разработанной и согласованной в соответствии с требованиями Стандарта, разработать и согласо- вать рабочую документацию по РЗА;
обеспечить выполнение работ по созданию (модер- низации) комплексов и устройств РЗА в согласо- ванные сроки.
На практике требования документов не всегда выполня- ются. Так, в операционной зоне (ОЗ) Филиала АО «СО ЕЭС»
Северокавказского РДУ (СК РДУ) имеются субъекты электроэнергетики, которые на протяжении длительного времени игнорируют реконструкцию (модернизацию) УРЗА на своих энергообъектах.
Проблема обратных концов приводит к множеству последствий, наиболее серьезными из которых являются невозможность ввода быстродействующих защит ЛЭП по причине отсутствия полукомплекта на одной из сторон ЛЭП и несовместимость полукомплектов защит из-за раз- личных фирм-производителей. Этим обусловлена актуаль- ность решения данной проблемы.
II. РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ «ОБРАТНЫХ КОНЦОВ»
В ОПЕРАЦИОННОЙ ЗОНЕ СКРДУ
Проблемы «обратных концов» решаются специалистами АО «СО ЕЭС» посредством взаимодействия с собствен- никами энергообъектов. Схема взаимодействия представ- лена на рисунке.
Специалистами СК РДУ в период с 2008 по 2018 гг.
была проделана огромная работа по ликвидации проблемы
«обратных концов». Наиболее существенные достижения в данном направлении представлены в таблице.
ПАО «ФСК ЕЭС»
Холдинг ПАО «МРСК»
ОАО «СО ЕЭС»
Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга
ПАО «МРСК Северного Кавказа»
Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга
Филиал ПАО «ФСК ЕЭС»
Ставропольское ПМЭС
Филиал ПАО «МРСК Северного Кавказа» − «Ставропольэнерго»
Филиал ОАО «СО ЕЭС»
Северокавказское РДУ
Схема взаимодействия субъектов электроэнергетики
РЕЗУЛЬТАТЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ С СУБЪЕКТАМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ Объект
Результаты год ввода БЗ «обратные
концы» мероприятие
ПС 330 кВ Машук 2008 2016
(кроме Л-190)
Ввод в работу основных быстродейст- вующих защит
отходящих ЛЭП 110 кВ ПС 110 кВ НПС-4
2009 2010
ПС 110 кВ НПС-5 Аушигерская ГЭС
Баксанская ГЭС 2011 2016
Невинномысская ГРЭС 2012 2017 (кроме Л-25) Буденновскяа ТЭС
2014 2015
ПС 110 кВ ГПП-2 ПС 110 кВ ГПП-3 ПС 330 кВ Нальчик
Зеленчукская ГАЭС 2015 2016 ПС 330 кВ Ильенко
2016 2017
Зарагижская ГЭС
Рассмотрим одну из решенных проблем крупного узла генерации в ОЗ СК РДУ – Невинномысская ГРЭС. В связи с большой мощностью объекта (1530 МВт) имеются большие токи короткого замыкания при близких КЗ (порядка 50 кА). Такие токи даже при кратковременном протекании ведут к повышенному износу оборудования, и, как следствие, возможности его отказа и повреждения.
Кроме того, отключающая способность существующих выключателей не позволяла отключать токи такого порядка. Для решения это проблемы на секционном выключателе 110 кВ была установлена автоматика опере- жающего деления шин, в результате действия которой ток КЗ уменьшался до значения, достаточного для отключения его выключателем. При этом одна из секций шин выво- дилась на изолированную работу. В 2012 г. на отходящих ЛЭП 110 кВ были установлены быстродействующие защиты, также произведена замена выключателей с отклю- чающей способностью 50 кА. При этом потребность в автоматике отпала.
Особенным является случай с «обратным концом»
ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС – Забайкаловская (Л-11).
Первоначально реконструкция ОРУ-110 кВ Сенгилеевс- кой ГЭС планировалась в 2017 году. Усилиями СК РДУ удалось включить мероприятие по установке быстродейст- вующей защиты Л-11 на ПС 110 кВ Забайкаловская в инвестиционную программу и реализовать данное меро- приятие в 2017 г. Однако ПАО «РусГидро» произвела корректировку сроков реконструкции Сенгилеевской ГЭС на 2021 год. Механизм стал работать в обратном направ- лении.
III. ПРОБЛЕМЫ СОВМЕСТИМОСТИ УСТРОЙСТВ РЗА
Кроме полного отсутствия полукомплекта защиты на одном из концов ЛЭП может наблюдаться такая ситуация, когда полукомплекты уже установлены и готовы к вводу в работу, но они различных производителей. Из-за этого могут возникнуть проблемы совместимости устройств РЗА.
По мере распространения цифровых устройств релейной защиты и автоматики данная проблема проявляется с большим размахом.
Впервые испытания на совместимость МП терминалов различных производителей проводились в классе цифровых устройств РЗА и ПА в центре тренажерной подготовки персонала (ЦТПП) Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга в апреле 2010 г.
Окончательная точка в данном вопросе была постав- лена в конце 2013 – начале 2014 гг., когда ОАО «ВНИИР»
выполнило НИОКР по исследованию совместимости уст- ройств ДФЗ и защит с ВЧ блокировкой различных произво- дителей. В рамках этой работы были проведены совмест- ные испытания образцов устройств ДФЗ шести производи- телей. Испытания показали, что ни одна из пар представ- ленных серийных устройств не может быть рекомендо- вана для совместной работы. Для достижения совмести- мости необходимо, чтобы органы манипуляции в устройст- вах на противоположных концах защищаемой линии имели одинаковые не только статические характеристики, указы- ваемые в технической документации, но и динамические характеристики, которые производители не раскрывают.
ОАО «ВНИИР», опираясь на решение совещания в ПАО
«ФСК ЕЭС», разработало и согласовало с производите- лями специальные технические требования к составу, хара- ктеристикам и алгоритмам основных элементов ДФЗ, кото- рые, будучи реализованными, обеспечили бы их совмести- мость [7].
Однако большинство фирм-изготовителей до сих пор не стремится к выпуску МП-терминалов, совместимых со всеми МП-терминалами. Стоить отметить, что в ОЗ СК РДУ успешно работают МП-терминалы различных произво- дителей, установленные на разных концах одной ЛЭП [6].
IV. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Специалистами Северокавказского РДУ накоплен много- летний опыт работы по решению проблем «обратных концов». По результатам этой работы значительная часть
«обратных концов» была оснащена основными защитами с абсолютной селективностью.
Для улучшения взаимодействия с субъектами электро- энергетики в направлении решения проблемы «обратных концов» предлагаются следующие меры:
принятие постановления о вводе штрафных санкций за отсутствие быстродействующих защит там, где они необходимы. Данная мера подтолкнет собственников энергообъектов к действиям;
ввод механизма ускоренного оборота документов по модернизации устройств РЗА энергообъектов.
Это обеспечит скорейший ввод быстродействующих защит на ЛЭП и уменьшит время простоя обору- дования;
более тщательный контроль выполнения работ по модернизации устройств РЗА со стороны выше- стоящих органов управления.
Список литературы
[1] Об утверждении схемы и програмы развития Единой энергети- ческой системы России на 2016-2022 гг.: приказ Минэнерго РФ
№ 147 от 01.03.16.
[2] Об утверждении Правил технологического присоединения энерго- принимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям: постановление Правительства РФ № 861 от 27.12.04.
[3] Сайт филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Юга [Электронный ресурс].
URL: http://www.so-ups.ru, свободный.
[4] Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и организации эксплуатации: стандарт организации АО «СО ЕЭС» // Сборник стандартов организации.
2012. Вып. 1. С. 21–22.
[5] Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы // Каталог государственных стандартов. М., 2013.
Вып. 1. С. 5–6.
[6] Гура Д.Н. Применение «жесткой» и «гибкой» логики в микропро- цессорных устройствах релейной защиты (МП УРЗА). Проблемы совместимости УРЗА различных производителей // Вестник науки Сибири. 2015. № 15, ч. 1. С. 43–47.
[7] АБС Электро ОАО «ВНИИР». Отчет об испытаниях по договору
№771/07-2013. Исследование на совместимость МП ДФЗ линий 110-220 кВ типа «Сириус-3-ДФЗ-01» производства ЗАО «Радиус Автоматика» с МП ДФЗ различных производителей с применением динамических испытаний. Чебоксары, 2014. 118 с.
© IX Международная научно-техническая конференция «Электроэнергетика глазами молодежи – 2018»