Анализ статистики отказов УРЗА на предприятии в нашей стране релейная защита энергосистем в большинстве случаев по-прежнему выполняется на базе реле, по большей части электромеханических. Переход на более современную элементную базу – микросхемы среднего уровня интеграции и микропроцессорную технику происходит медленно. По данным фирмы ОРГРЭС [1] к 2002 году в энергосистемах России находилось в эксплуатации 98,5% электромеханических устройств (включая устройства с элементами микроэлектроники и на полупроводниковой основе) и 1,5% микроэлектронных устройств, включая микропроцессорные. В соответствии с [2], число микропроцессорных устройств РЗА составляет порядка 0,12% от общего количества. Таким образом, можно констатировать, что переход на современную элементную базу, о необходимости которого длительное время говорится, пока не состоялся. Ситуация осложняется ещё и тем, что конечная цель такого перехода – значительное повышение эффективности функционирования – как правило не достигается. Заметно улучшилось техническое совершенство. Микропроцессорные терминалы и панели релейной защиты на микросхемах среднего уровня интеграции гораздо проще настраивать, они дают достаточно полную информацию о произошедшей аварии, могут по команде с диспетчерского пункта изменить в случае необходимости свои уставки и т.д. Но процент неправильных действий современных панелей и шкафов РЗ часто оказывается существенно выше, чем для старых защит, выполненных на электромеханических реле. Появились своего рода «чемпионы» по количеству отказов. Так по данным фирмы ОРГРЭС [3] в 1994 году процент неправильной работы дифференциальной защиты блоков на базе реле ДЗТ-21 составил 62,5 %. В последующие годы показатели колебались около этой цифры. Дифференциальная защита трансформаторов с реле ДЗТ-21 и ДЗТ-23 неправильно работала в 30,3 % случаев, дифференциальная защита шин с торможением – в 24,1 % и т.д. Едва ли такие результаты можно назвать удовлетворительными. Рассмотрим одну из причин такой неприятной статистики. Величина для таких защищаемых объектов, как силовые трансформаторы и сборные шины очень мала. Например, силовые трансформаторы повреждаются в среднем один раз в 15…40 лет (при таких повреждениях и возникает необходимость в срабатывании их защиты), ненамного чаще повреждаются сборные шины (частота их повреждений зависит от напряжения и количества присоединений). В то же время короткие замыкания вне зоны защиты случаются по несколько раз в год. Если хотя бы малая часть этих внешних КЗ приводит к излишним срабатываниям, то величина в соответствии с (1) будет угрожающе большой. В качестве примера рассмотрим дифференциальную защиту силового трансформатора. Условно примем, что излишние срабатывания защиты случаются один раз на 200 внешних коротких замыканий, а других отказов в функционировании у рассматриваемой защиты вообще не возникает. Применим рассматриваемую защиту на силовом трансформаторе, на котором повреждения возникают в среднем один раз в пятнадцать лет, т.е. =0,067 1/год. Предположим, что внешние короткие замыкания возникают в среднем 4 раза в год (что вполне вероятно при нескольких электрически связанных с этим трансформатором линиях). Тогда =0,02 1/год, а = 23%. Если ту же самую защиту установить на силовом трансформаторе, который повреждается один раз в сорок лет, то =0,025 1/год, а = 44.4%. Таким образом, оказывается, что при вполне казалось бы удовлетворительных характеристиках самой защиты, высокий процент её неправильных действий обусловлен низкой повреждаемостью защищаемого объекта, причём устанавливая одну и ту же защиту на разных защищаемых объектах, получаем разные значения процента неправильных действий. Для объектов, которые повреждаются относительно часто (например, для линий электропередачи), статистика отказов гораздо благоприятнее. Например, в соответствии с [7] в 1997 году токовая защита от замыкания на землю на ЛЭП 500…750 кВ типа ПДЭ-2002 имела 7,1% неправильных срабатываний, дистанционная защита ШДЭ-2800 – 2,3%, направленная высокочастотная защита ПДЭ-2802 – 3,2% неправильных срабатываний и т.д. Все описанные выше устройства защиты выполнены на микроэлектронной элементной базе (в основном, с использованием микросхем среднего уровня интеграции). В то же время, как отмечалось выше, в энергосистемах России по-прежнему эксплуатируется большое количество устройств РЗ, выполненных на старых электромеханических реле. Процент их неправильных действий в среднем составляет 0,4…0,5%. Справедливости ради следует отметить, что и в развитых странах Запада переход на современную элементную базу, связанный, как правило, с усложнением схемы и конструкции устройств и панелей РЗ, также сопровождался существенным увеличением количества отказов в функционировании. В соответствии с данными [4] на Западе в конце прошлого века процент неправильных действий устройств релейной защиты, выполненных на электромеханических реле, составлял 0,1% (в России для аналогичного оборудования – 0,4 …0,6%), для реле на базе интегральных микросхем – 0,3% (в России для различных шкафов и панелей 2,3…10%), для защит на базе микропроцессоров – 5% (в последние годы в России [1] появились первые, хотя и не очень представительные данные по проценту неправильных действий таких устройств – 1,4%. Видимо, путём частых автоматических диагностических проверок, период между которыми в ряде случаев приближается к нескольким часам, удалось предотвратить переход большинства дефектов в аварии). Срок службы электромеханических реле на Западе составлял в то время 30 лет и более, остальных – 20 лет и более. В последнее время появились сведения о том, что срок службы систем релейной защиты, например, в США приблизился к 5-7 годам. Быстрый прогресс в области разработки новых защит на микропроцессорной базе там приводит к частому обновлению применяемой техники. В [1] отмечается, что 38% устройств РЗ в России проработали больше 25 лет, морально и физически устарели и требуют замены. Количество отказов в функционировании, связанных со старением аппаратуры растёт из года в год. Аналогично обстоит дело и с объектами защиты, - многие элементы силовой схемы энергосистемы (генераторы, трансформаторы и т.д.) проработали уже гораздо больше своего нормативного срока, что приводит к росту числа отказов и, в свою очередь, повышает требования к релейной защите. По-прежнему порядка 60% отказов в функционировании устройств РЗА связано с ошибками персонала [1]. Старение парка РЗ и большое количество отказов по вине эксплуатационного персонала приводит к необходимости широкого использования автоматических и полуавтоматических диагностических устройств, основная цель которых – быстро выявить возникающие в схемах РЗ дефекты и дать возможность персоналу устранить их до того, как они перейдут в разряд аварий (при возникновении в системе коротких замыканий или других возмущений). Во многих странах за рубежом принята технология обслуживания устройств защиты, не требующая участия обслуживающего персонала служб релейной защиты электрических станций, распределительных подстанций и промышленных предприятий в проверках, наладках и изменении уставок. Всем этим занимается специально обученный персонал предприятий – изготовителей и поставщиков устройств защиты. Сам объём проверок во много раз меньше, чем на нашей традиционной технике поскольку большая часть проверок выполняется автоматически, диагностическими устройствами, встроенными в сами устройства релейной защиты. Например, некоторые микропроцессорные терминалы проверяют сами себя раз в несколько часов, и при появлении неисправностей тут же информируют об этом оперативный персонал. Такой подход позволил не только в несколько раз поднять надёжность, но и существенно (до двух раз) сократить персонал электротехнических лабораторий. Большинство специалистов сходятся во мнении, что переход на микропроцессорную элементную базу РЗ в России неизбежен, хотя и будет связан с большими трудностями. Например, в [5] перечисляются следующие основные причины, затрудняющие такой переход: отсутствие квалифицированного обслуживающего персонала, низкая надёжность устройств РЗ на микропроцессорах, высокая стоимость, плохая электромагнитная совместимость с теми условиями, которые реально существуют на большинстве подстанций, и т.д. В [5] сказано: «В российских условиях проще снести подстанции бульдозером и на их месте построить новые. Можно привести пример Казахстана. Они получили иностранный кредит и выбрали концепцию чистого поля, вплоть до того, что будут строиться новые подстанции параллельно с действующими». В качестве временной меры в [5] предлагается, устанавливая новые микропроцессорные комплекты РЗ, дублировать их российскими электромеханическими аппаратами. Много раз за последние годы специалисты, заказывающие современные микропроцессорные импортные устройства релейной защиты убеждались в том, что дорогие импортные устройства далеко не всегда правильно работают в Российских условиях. Это объясняется рядом причин: 1. Импортные микропроцессорные терминалы в большинстве случаев предъявляют повышенные требования к параметрам контура заземления, в частности требуют низкого импульсного сопротивления этого контура. На Западе принято для таких устройств монтировать свой собственный контур заземления. В Российских условиях многие отказы в функционировании таких защит связаны с наведёнными в контуре заземления импульсными помехами. 2. Микропроцессорные терминалы подвержены влиянию электромагнитных помех, поступающих «из воздуха», по цепям оперативного тока, цепям напряжения и трансформаторов тока. Отмечались случаи ложного срабатывания защиты, например, при включении рядом с ней мобильного телефона. 3. Современные устройства защиты часто не могут быть удовлетворительно «состыкованы» с отечественными трансформаторами тока, которые имеют недопустимо большие для западных терминалов погрешности как в установившихся, так, особенно, в переходных режимах. 4. Часто импортные защиты не учитывают особенностей отечественной техники, в частности, защищаемых объектов. 5. Сама «идеология» построения импортных устройств РЗА обычно не соответствует отечественной. В частности, на Западе практически отсутствуют такие понятия, как АЧР, САОН, по-другому выполняется АПВ и т.д. Всё это требует от отечественных заказчиков внимательного анализа всего комплекса проблем в целом ещё до того, как заказать те или иные современные устройства релейной защиты. Практика показывает, что так бывает далеко не всегда и эксплуатационники выявляют многие недостатки защит уже в процессе их практической работы, сопровождающейся отказами в функционировании защиты.
Раздел 2