Трансформация технических требований к устройствам РЗА в условиях массового внедрения распределенных источников энергии

Page 1
background image

Page 2
background image

70

релейная защита и автоматика

Трансформация технических 
требований к устройствам РЗА
в условиях массового 
внедрения распределенных 
источников энергии

По материалам

VI Научно-практической конференции

«

КОНТРОЛЬ

 

ТЕХНИЧЕСКОГО

 

СОСТОЯНИЯ

 

ОБОРУДОВАНИЯ

ОБЪЕКТОВ

 

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

»

УДК 621.311.1

Илюшин

 

П

.

В

.,

к.т.н., проректор по научной 

работе ФГАОУ ДПО 

«ПЭИПК»

Куликов

 

А

.

Л

.,

д.т.н., профессор 

кафедры ЭЭСЭ НГТУ 

им. Р.Е. Алексеева

Ключевые

 

слова

:

релейная защита и автомати-

ка, технические требования, 

распределенные источники 

энергии, островной режим, 

переходные процессы, показа-

тели качества электрической 

энергии, быстродействие, чув-

ствительность, селективность

Проведен

 

анализ

 

особенностей

 

электрических

 

режимов

 

в

 

энергорайонах

с

 

распределенными

 

источниками

 

энергии

 (

РИЭ

в

 

различных

 

схемно

-

режим

-

ных

 

условиях

Выявлены

 

значительные

 

отклонения

 

показателей

 

качества

 

электрической

 

энергии

 

и

 

кратковременные

 

колебания

 

параметров

 

режима

 

в

 

широком

 

динамическом

 

диапазоне

 

в

 

условиях

 

быстрых

 

электромеханических

 

переходных

 

процессов

особенно

 

в

 

островном

 

режиме

 

работы

Рассмотрены

 

основные

 

факторы

обосновывающие

 

необходимость

 

трансформации

 

техниче

-

ских

 

требований

 

к

 

устройствам

 

релейной

 

защиты

 

и

 

автоматики

 (

РЗА

в

 

услови

-

ях

 

массового

 

внедрения

 

РИЭ

 

в

 

распределительные

 

сети

Представлены

 

реко

-

мендации

 

по

 

подходам

 

к

 

решению

 

выявленных

 

проблемных

 

вопросов

 

как

 

при

 

проектировании

так

 

и

 

в

 

процессе

 

эксплуатации

.

В 

последнее  десятилетие  интерес  к  распределенной 

генерации  (РГ)  в  России  у  предприятий  различных 

отраслей  промышленности  возрос  многократно,  так 

как ее ввод в эксплуатацию позволяет получать более 

дешевые  энергоресурсы  для  снижения  себестоимости  и  по-

вышения  конкурентоспособности  производимой  продукции. 

В ряде случаев необходимость строительства объектов РГ на 

углеводородном  топливе  обусловлена  необходимостью  обе-

спечения надежного электроснабжения ответственных потре-

бителей, перерывы в электроснабжении которых недопустимы 

[1, 2]. 

Учитывая международный и отечественный опыт к РИЭ, по-

мимо объектов РГ на углеводородном топливе (мощностью до 

25 МВт), следует отнести электростанции на возобновляемых 

источниках  энергии  (за  исключением  ветропарков  и  крупных 

солнечных  электростанций),  гибридные  энергетические  ком-

плексы (совместная выработка электрической, тепловой энер-

гии и холода), а также накопители электрической энергии раз-

личных видов. 

На объектах РГ в России нашли широкое применение за-

рубежные газотурбинные (ГТУ) и газопоршневые (ГПУ) генери-

рующие установки (ГУ). Это связано с их высоким качеством, 

лучшими  показателями  надежности  и  эффективности,  боль-

шим ресурсом и межремонтным периодом, а также временем 

наработки между периодическим техническим обслуживанием 

по сравнению с ГУ отечественного производства. Однако они 

имеют  существенные  особенности,  порождающие  проблем-


Page 3
background image

71

ные аспекты, которые следует учитывать при их ин-

теграции в энергосистему [3, 4]. 

В  России  в  соответствии  с  распоряжением  от 

8 января 2009 года № 1-р и постановлением Прави-

тельства Российской Федерации от 28 мая 2013 года 

№ 449 на протяжении ряда лет проводились конку-

рентные отборы инвестиционных проектов по стро-

ительству  генерирующих  объектов,  функционирую-

щих на основе возобновляемых источников энергии 

(объекты  ВИЭ).  По  результатам  их  проведения  до 

2024  года  в  России  должны  быть  введены  в  экс-

плуатацию  ветровые  и  солнечные  электростанции 

суммарной  установленной  мощностью  5278,3  МВт 

[5]. В некоторых энергосистемах доля объектов ВИЭ 

в структуре генерирующих мощностей приближается 

к 15%, что требует корректной оценки их влияния на 

возможность управления режимами, а также функци-

онирование устройств РЗА. 

Одновременно,  в  отечественной  электроэнер-

гетике  наблюдается  тенденция  к  старению  генери-

рующего  оборудования  на  традиционных  тепловых 

электростанциях  и  электросетевого  оборудования 

в  магистральных  и  особенно  распределительных 

сетях. Это ведет к росту вероятности возникновения 

аварий, приводящих к выделению отдельных энерго-

районов в островной режим, либо делающих работу 

особо ответственных электроприемников потребите-

лей невозможной без отделения от энергосистемы. 

По  статистике  более  50  раз  в  год  различные 

энергорайоны,  находящиеся  в  зоне  централизо-

ванного  электроснабжения,  выделяются  в  остров-

ной  режим.  Выделение,  как  правило,  происходит 

либо  в  ремонтной  схеме  в  результате  аварийного 

отключения  линии(-й)  электропередачи  (ЛЭП)  или 

трансформатора(-ов), либо в результате неправиль-

ных  действий  персонала.  Поэтому,  в  современных 

условиях необходимо учитывать возможность выде-

ления энергорайонов, в том числе с РИЭ, в остров-

ной режим.

Под  островным  режимом  понимается  такой  ре-

жим  работы  энергорайона  с  традиционными  элек-

тростанциями,  РИЭ  и  соответствующей  нагрузкой, 

который допустим по всем условиям электроснабже-

ния и электропотребления и возникает при отключе-

нии связи ЛЭП с энергосистемой в результате КЗ или 

без  него.  Работа  в  островном  режиме  может  быть 

сколь угодно длительной и зависит от технического 

состояния ЛЭП (трансформаторов), параметров ре-

жима  в  энергосистеме  (выделенном  энергорайоне) 

и решения дежурного персонала [6].

Учитывая изложенное, необходимость трансфор-

мации  технических  требований  к  устройствам  РЗА 

обусловлена следующими факторами:

 

– увеличение  скорости  протекания  переходных 

процессов;

 

– трудности  согласования  уставок  устройств  РЗА 

и  технологических  защит  ГУ,  а  также  производ-

ственных  линий  промышленных  предприятий 

с уставками устройств РЗА элементов прилегаю-

щей сети;

 

– отклонение  показателей  качества  электроэнер-

гии  от  нормируемых  значений  в  энергорайонах 

в РИЭ;

 

– влияние РИЭ на алгоритмы работы и параметры 

настройки устройств автоматики энергосистем;

 

– перманентные изменения величин и направлений 

мощности в сетях в зависимости от режимов гене-

рации и потребления в узлах нагрузки.

Целью статьи является представление результа-

тов  анализа  основных  факторов,  обосновывающих 

необходимость  трансформации  технических  требо-

ваний к устройствам РЗА в условиях массового вне-

дрения РИЭ. 

УВЕЛИЧЕНИЕ

 

СКОРОСТИ

 

ПРОТЕКАНИЯ

 

ПЕРЕХОДНЫХ

 

ПРОЦЕССОВ

Особенности  электромеханических  переходных 

процессов  в  энергорайонах  с  объектами  РГ  связа-

ны  в  первую  очередь  с  увеличением  скорости  их 

протекания,  что  обусловлено  малыми  значениями 

механических  постоянных  инерции  ГУ 

T

J

  (по  срав-

нению с турбо генераторами малой и средней мощ-

ности),  а  также  низкой  скоростью  набора  нагрузки 

ГУ на базе двигателей внутреннего сгорания (ДВС) 

с турбо наддувом. Указанные обстоятельства приво-

дят к значительным отклонениям параметров режи-

ма при внешних возмущениях в островном режиме 

работы энергорайона, включая набросы/сбросы на-

грузки, связанные с включением/отключением элек-

троустановок потребителей.

Очевидно,  что  последствия  выделения  энерго-

района в островной режим работы, где ГУ не могут 

покрыть всю нагрузку, определяются совокупностью 

двух факторов: дефицитом активной мощности, что 

приводит  к  снижению  частоты,  и  дефицитом  реак-

тивной мощности — к снижению напряжения.

Оценить  влияние  указанных  факторов  возмож-

но,  если  провести  сравнение  результатов  расчетов 

переходных процессов в одной расчетной схеме, как 

показано на рисунках 1 и 2, при одинаковом началь-

ном дефиците активной мощности — 50%, но с раз-

ными видами ГУ.

Как видно из рисунка 1, на котором 

f

min

 = 48,0 Гц, 

срабатывает автоматическая частотная разгрузка — 

АЧР1: 4 ступени, в объеме 1,5 МВт, что составляет 

примерно 17% от 

P

нагр.

 = 9 МВт. На рисунке 2 отклоне-

Рис

. 1. 

Переходный

 

процесс

 

при

 

отключении

 

одного

 

тур

-

богенератора

 

P

ном

 = 6 

МВт

 

из

 

двух

 2 (59) 2020


Page 4
background image

72

Рис

. 2. 

Переходные

 

процессы

 

при

 

отключении

 

трех

 

ГПУ

 

P

ном

 = 2 

МВт

 

из

 

шести

ние частоты более существенно, 

f

min

 = 42,5 Гц, сраба-

тывает АЧР1: 16 ступеней, в объеме 5,4 МВт, что со-

ставляет 60%. Во втором случае скорость снижения 

частоты  возрастает  приблизительно  в  6  раз,  а  ГПУ 

могут быть отключены устройствами РЗА ГУ или их 

технологическими защитами. 

В исходных условиях (рисунок 2), если произвести 

замену  АЧР1  на  дополнительную  автоматическую 

разгрузку (ДАР), действующую по факту выдачи ко-

манды на отключение ГУ с 

t

ДАР

 = 0,1 с, получаем при 

отключении 52% от 

P

нагр

 = 9 МВт отклонение частоты 

в энергорайоне до 

f

min

 = 47,8 Гц. В этом случае объ-

ем отключения нагрузки почти соответствует началь-

ному дефициту мощности, а ГПУ останутся в работе 

и  электроснабжение  особо  ответственных  потреби-

телей не будет нарушено. 

До  массового  внедрения  РИЭ  в  энергорайонах 

с промышленной и непромышленной нагрузкой были 

характерны следующие ситуации:

 

– отделение  энергорайона  от  энергосистемы 

быстро приводило к глубоким провалам напряже-

ния  и  срабатыванию  устройств  автоматического 

ввода  резервного  питания  (АВР)  для  восстанов-

ления электроснабжения потребителей;

 

– отключение небольшой части генерации в энерго-

системе или ее изолированно (автономно) рабо-

тающей части сопровождалось снижением часто-

ты  при  сохранении  напряжения  на  допустимом 

уровне и штатному функционированию устройств 

автоматической частотной разгрузки (АЧР).

В случаях, когда энергорайон содержит один или 

несколько РИЭ, то при отделении от энергосистемы 

может иметь место сколь угодно большой дефицит 

мощности. Необходимо провести анализ качествен-

ных отличий переходных процессов до и после тех-

нологического  присоединения  РИЭ,  с  учетом  двух 

обстоятельств:

 

– скорость  снижения  частоты  увеличивается,  что 

требует  увеличения  быстродействия  устройств 

АЧР  (в  настоящее  время  уставка  по  времени 

составляет  0,15–0,3  с  для  исключения  срабаты-

вания  при  КЗ  в  сети),  а  также  применения  ДАР 

в большинстве схемно-режимных условий;

 

– при  возникновении  значительного  дефицита 

активной мощности, в зависимости от множества 

факторов,  включая  состав  нагрузки,  снижение 

частоты может спровоцировать лавину напряже-

ния и, если она охватит весь энергорайон, будет 

невозможна нормальная работа всех электропри-

емников.

В последнем случае, если напряжение провали-

вается  глубоко  и  быстро,  возникает  значительный 

сброс  нагрузки,  при  этом  баланс  активных  мощно-

стей может восстановиться, что приведет к нормали-

зации частоты в энергорайоне. К такому протеканию 

переходных  процессов  типовые  устройства  АЧР  не 

адаптированы.  Кроме  того,  лавина  частоты  может 

проходить  настолько  быстро,  что  предотвратить  ее 

с помощью АЧР1 не представляется возможным.

Если отключение части ГУ происходит в результа-

те КЗ, то провал напряжения значительно изменяет 

представленные на рисунках 1 и 2 переходные про-

цессы,  что  зависит  от  состава  нагрузки  и  параме-

тров  ГУ.  Применение  ДАР  вместо  АЧР1  позволяет 

ограничить  снижение  напряжения  в  энергорайоне, 

что способствует достаточно быстрому самозапуску 

всех  электродвигателей,  что  подтверждает  ее  эф-

фективность. Однако амплитуда колебаний частоты 

при этом увеличивается, хотя и уменьшается время 

работы ГУ с пониженной частотой.

Более  подробно  данные  вопросы  рассмотрены 

в [7].

СОГЛАСОВАНИЕ

 

УСТАВОК

 

УСТРОЙСТВ

 

РЗА

 

И

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

 

ЗАЩИТ

Возникновение  в  энергорайонах  с  РИЭ  кратковре-

менных  колебаний  параметров  режима  в  широком 

динамическом диапазоне, особенно в островном ре-

жиме, создает серьезные трудности при согласова-

нии уставок устройств РЗА и технологических защит 

ГУ, а также производственных линий промышленных 

предприятий с уставками устройств РЗА элементов 

прилегающей сети. 

Некоторые зарубежные заводы-изготовители вы-

бирают следующие уставки устройств РЗА ГУ, дей-

ствующие на их отключение, если в течение 0,2 с на-

пряжение  в  трех  фазах  выше  110%  или  ниже  90% 

от 

U

ном

.  Другие  производители  задают  уставки  по 

времени срабатывания защит при снижении напря-

жения  несколько  выше  (до  5  с),  однако,  с  учетом 

времени срабатывания резервных защит элементов 

прилегающей сети, особенно защит дальнего резер-

вирования, избежать отключений ГУ не представля-

ется возможным.

Циклы КЗ — автоматическое повторное включе-

ние, АВР и связанные с ними самозапуски электро-

двигателей,  составляющие  подавляющее  боль-

шинство  случаев  кратковременного  снижения 

напряжения,  относятся  к  провалам  или  прерыва-

ниям  напряжения.  В  целом  ряде  случаев  уставки 

устройств  РЗА  ГУ  не  отстроены  от  их  параметров 

и приводят к отключениям ГУ.

Кроме  того,  заводы-изготовители  ГПУ  выбирают 

следующие уставки устройств РЗА по частоте, дей-

ствующие на их отключение, если в течение 0,2 с ча-

РЕЛЕЙНАЯ  ЗАЩИТА 

И   АВТОМАТИКА


Page 5
background image

73

стота  выше  51,5  Гц  или  ниже  49  Гц.  Другие  произ-

водители ГПУ предусматривают отключение ГУ при 

повышении частоты выше 55 Гц в течение 4 с, а при 

снижении частоты ниже 47,5 Гц в течение 2 с [8]. 

Рассмотрим  пример  газопоршневой  электро-

станции  (ГПЭС)  с  четырьмя  ГПУ  мощностью  по 

2,4 МВт, оснащенными устройствами РЗА с указан-

ными  уставками  (

t

  =  0,2  с).  Проведем  анализ  со-

вокупности  ограничений,  которые  конструкция  ГПУ 

и  алгоритмы  систем  автоматического  управления 

накладывают  на  сбросы/набросы  нагрузки  в  сети 

энергорайона. 

Исходный  режим  принят  в  размере 

P

0

  =  60%  от 

P

ном

;  исходная  нагрузка  в  каждом  расчете  изменя-

лась соответственно требуемым сбросам или набро-

сам (+

P

0

 от 

P

ном

). Обобщенные результаты расчетов 

электрических  режимов,  полученные  для  случаев, 

когда  выделение  ГПЭС  в  островной  режим  не  обу-

словлено КЗ на связи с энергосистемой, показаны на 

рисунке 3.

На рисунке 3 ограничение 

А

 соответствует усло-

вию 

P

0

 ≤ 

P

max

B

 — условию 

P

0

 + 

P

0

 > 

P

min

 (то есть 

P

0 < 0); ограничение 

1

 обусловлено срабатывани-

ем защиты по 

U

min

 (срабатываний защиты по 

U

max

 не 

приведено), 

2

 — действие защиты по 

f

min

3

 — по 

f

max

Сохранению ГПУ в работе соответствует только бе-

лый фон, а в остальных случаях происходят наруше-

ния работы ГПУ по разным причинам (

q

0

 — 

Q

ГПУ

/

Q

сети

 

в  исходном  режиме).  Избыточность  ограничений, 

обусловленных уставками устройств РЗА, в данных 

условиях, очевидна.

Дополнительные  ограничения,  приведенные  на 

рисунке 3, обусловлены действием автоматического 

регулятора частоты вращения (АРЧВ) ГПУ. Для этого 

в  АРЧВ  применяется  специальный  блок,  контроли-

рующий положение до пяти высоковольтных выклю-

чателей  (может  использоваться  несколько  блоков), 

фиксирующий  режим  работы  ГПЭС  (параллельный 

или островной). В островном режиме подача топли-

ва в ГПУ регулируется на постоянство частоты, при 

работе в энергосистеме — на постоянство выдавае-

мой мощности. Возможны случаи, когда блок(-и) не 

выявят момент выделения ГПЭС в островной режим, 

тогда проявятся ограничения 

4

 по 

f

min

 и 

f

max

.

Кратковременные  отклонения  параметров  режи-

ма,  которых  достаточно  для  отключения  ГУ  (РИЭ) 

устройствами РЗА, могут возникать, помимо режима 

КЗ, и в других схемно-режимных ситуациях — выде-

ление в островной режим (с избытком или дефици-

том мощности), пуск группы электродвигателей, от-

ключение крупных электроприемников или их групп.

По статистическим данным из российских и меж-

дународных источников, надежность РИЭ достаточно 

высокая.  Однако  крупноблочное  паросиловое  и  га-

зотурбинное  оборудование  отключается  в  5–8  раз 

реже и простаивает на 2–7% меньше, что обуслов-

лено конструкцией ГУ, удаленностью от центров на-

грузки,  оснащенностью  современными  устройства-

ми РЗА, высокой квалификацией эксплуатационного 

персонала,  равномерным  графиком  нагрузки  и  др. 

При этом РИЭ отключаются чаще, но на непродол-

жительное время, что связано с частыми внешними 

возмущениями,  неправильной  работой  устройств 

РЗА,  мелкими  неисправностями  и  др.  Несмотря  на 

то,  что  коэффициент  готовности  РИЭ  достаточно 

высокий — 93,5–98,2%, их отключения нередко при-

водят  к  набросам  нагрузки  на  прилегающую  сеть, 

вызывая перегрузки ЛЭП (трансформаторов) в ава-

рийных и послеаварийных режимах.

Стремление  заводов-изготовителей  ГУ  макси-

мально  защитить  ГУ  от  влияния  анормальных  ре-

жимов  приводит  к  сужению  области  допустимых 

режимов ГУ, вызывая их излишние отключения при 

правильных  действиях  устройств  РЗА  в  прилегаю-

щей сети. Принципиально то, что уставки устройств 

РЗА  ГУ  не  подлежат  изменению  без  согласования 

с заводом-изготовителем в течение всего гарантий-

ного срока, а в случае их самовольного изменения 

гарантийные  обязательства  снимаются  в  односто-

роннем порядке.

В  отдельных  случаях,  на  основании  результатов 

расчетов  режимов,  удается  согласовать  с  заводом-

изготовителем ГУ изменение уставок устройств РЗА 

и/или  технологических  защит,  если  ГУ  имеют  кон-

структивные  запасы  по  механической  прочности, 

термической  стойкости  и  обладают  перегрузочной 

способностью.  В  большинстве  случаев,  учитывая 

что приводные двигатели (газотурбинные, газопорш-

невые) ГУ имеют особые технологические ограниче-

ния,  и,  кроме  того,  спроектированы  в  соответствии 

с  требованиями  национальных  или  общеевропей-

ских  стандартов,  где  допустимая  длительность 

КЗ  ≤  0,15  с,  этого  сделать  невозможно.  Изменение 

уставок  может  привести  к  их  повреждению,  в  том 

числе  с  разрушением  элементов  приводного  дви-

гателя,  поэтому  требования  по  обязательному  со-

гласованию  уставок,  по  объективным  причинам,  не 

дают положительных результатов. 

Важно  отметить,  что  современные  промышлен-

ные  предприятия  широко  применяют  зарубежные 

производственные линии, которые не рассчитаны на 

характеристики провалов и прерываний напряжения, 

а также другие отклонения параметров режима, до-

пустимые  в  отечественных  распределительных  се-

тях. Известны случаи, когда уставки технологических 

защит были 

U

 = 80% от 

U

ном

, с выдержкой времени 

≤ 0,1 – 0,2 с, что приводило к полным остановам не-

Рис

. 3. 

Особенности

 

функционирования

 

ГПЭС

 

в

 

остров

-

ном

 

режиме

 2 (59) 2020


Page 6
background image

74

прерывного производственного процесса с соответ-

ствующими ущербами.

Если ГУ и производственные линии приобретены 

и функционирую, то реальной альтернативой изме-

нению уставок их защит может быть применения бы-

стродействующих устройств РЗА и высоковольтных 

выключателей  с  меньшим  собственным  временем 

отключения в прилегающих сетях для снижения глу-

бины и длительности провалов напряжения.

Следовательно,  в  процессе  проектирования  не-

обходимо выполнять комплексные расчеты электри-

ческих режимов для выявления потенциальных ри-

сков  неселективных  отключений  РИЭ  при  внешних 

возмущениях,  включая  набросы/сбросы  нагрузки 

и разработки мероприятий по их предотвращению. 

Более  подробно  данные  вопросы  рассмотрены 

в [9, 10].

ОТКЛОНЕНИЯ

 

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

КАЧЕСТВА

 

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В энергорайонах с РИЭ возможны значительные от-

клонения показателей качества электрической энер-

гии (ПКЭ) от нормируемых значений в условиях воз-

действия случайных мешающих факторов, особенно 

в островном режиме. 

Отклонения  ПКЭ  обусловлены  наличием  не-

линейной  и  изменяющейся  нагрузки  (характерно 

для  промышленных  предприятий),  применением 

электротехнического  оборудования  с  элементами 

силовой электроники (устройств плавного пуска; ча-

стотно-регулируемого привода; источников беспере-

бойного питания и др.), а также стохастической вы-

работкой электроэнергии объектами ВИЭ.

В энергорайонах с РИЭ при работе в островном 

режиме или при питании нагрузки от резервных ис-

точников  электроснабжения  (РИСЭ)  выбор  мощ-

ности  источников  бесперебойного  питания  (ИБП) 

производится  на  основании  расчетов  электриче-

ских  нагрузок.  Эти  расчеты  нередко  выполняются 

со значительным запасом (двойное резервирование 

мощности  особо  ответственной  нагрузки),  что  под-

тверждается результатами измерений, которые пока-

зывают, что фактическая средняя мощность меньше 

расчетной в 2,5–3,5 раза.

В данных условиях возможны нарушения электро-

снабжения потребителей по причине внесения ИБП, 

широко  используемых  на  промышленных  предпри-

ятиях, искажений в ПКЭ в сети внутреннего электро-

снабжения при питании от РИЭ (РИСЭ). Это связано 

с тем, что фактическая загрузка ИБП, как правило, 

не превышает 30%, при этом коэффициент гармони-

ческих искажений по току (THD

i

) или «коэффициент 

искажения  синусоидальности  кривой  тока»  сильно 

зависит  от  загрузки  ИБП,  и  чем  она  меньше,  тем 

THD

i

 больше. Кроме того, в островном режиме при 

малых  величинах  выработки  объектами  ВИЭ  также 

наблюдаются значительные отклонения ПКЭ.

Величина THD

i

 (о.е.) равна отношению действую-

щего значения суммы гармонических составляющих 

к действующему значению основной составляющей 

переменного  тока.  Коэффициент  THD

i

  позволяет 

одним  числом  выразить  степень  искажений,  влия-

ющих  на  ток  в  любом  узле  нагрузки  энергорайона. 

Выявление источников искажений производится по-

средством проведения натурных измерений на вхо-

дах и выходах различных цепей, позволяя отследить 

пути протекания гармонических составляющих. 

Значения THD

i

 и последствия его роста в энерго-

районах с РИЭ следующие: 

 

– THD

i

 < 0,1 — нормальная обстановка, отсутствие 

сбоев в работе электрооборудования;

 

– 0,1 < THD

i

 < 0,5 — значительное загрязнение сети 

гармониками  с  опасностью  повышения  темпе-

ратуры  и  обусловленной  этим  необходимостью 

перехода  на  кабели  большего  сечения  и  РИЭ 

(РИСЭ) большей мощности;

 

– THD

i

 > 0,5 — большая степень загрязнения сети 

гармониками, возможны отказы в работе и отклю-

чения  электрооборудования  технологическими 

защитами, требуется установка фильтро-компен-

сирующих устройств [11]. 

Наличие в энергорайонах с РИЭ большого коли-

чества  недогруженных  ИБП  может  приводить  к  су-

щественному  росту  гармонических  составляющих 

в токе, что вызовет перегрев генераторов и их отклю-

чение технологическими защитами. 

В  сетях,  где  широко  используется  электротехни-

ческое  оборудование  с  элементами  силовой  элек-

троники,  выявляются  недопустимые  отклонения 

напряжения,  превышение  допустимых  значений 

коэффициента  несимметрии  напряжений  по  обрат-

ной  и  нулевой  последовательности,  превышение 

допустимых значений гармонических составляющих 

напряжения, превышение допустимых значений кра-

тковременной и длительной дозы фликера [12].

Существенные  отклонения  ПКЭ  ограничивают 

применение  существующих  цифровых  методов  из-

мерения  параметров  режима  в  устройствах  РЗА, 

телемеханики,  синхронизированных  векторных  из-

мерений (СВИ) и др., поэтому: 

 

– целесообразен  синтез  алгоритмов  цифровой 

обработки  сигналов,  позволяющих  реализовать 

одновременную  оценку  сразу  нескольких  тре-

буемых  параметров  измеряемых  электрических 

величин;

 

– для  обеспечения  корректной  работы  цифровых 

устройств  РЗА  необходимо  повышение  быстро-

действия оценки параметров при достаточной их 

точности,  поэтому  можно  рассматривать  значе-

ния частоты, напряжения и тока, которые исполь-

зуются  в  цифровых  устройствах,  как  случайные 

величины;

 

– эффективно применение статистических методов 

оценки на фоне случайных изменений параметров 

режима  и  воздействия  искажающих  факторов, 

обеспечивающих  получение  точных  результатов 

за счет использования специальных стохастиче-

ских процедур. 

Точные  измерения  составляющих  комплексного 

напряжения,  частоты  и  скорости  их  изменения  яв-

ляются основой для определения видов и объемов 

управляющих  воздействий  (отключение  генерато-

ров; отключение нагрузки; управление установками 

продольной  и  поперечной  компенсации;  деление 

сис темы  на  несинхронно  работающие  части;  ввод 

резерва и др.) в устройствах противоаварийной авто-

РЕЛЕЙНАЯ  ЗАЩИТА 

И   АВТОМАТИКА


Page 7
background image

75

матики, реализации алгоритмов в устройствах РЗА, 

СВИ,  приборах  контроля  качества  электрической 

энергии и др. 

Более  подробно  данные  вопросы  рассмотрены 

в [13–15].

ВЛИЯНИЕ

 

РИЭ

 

НА

 

АЛГОРИТМЫ

 

РАБОТЫ

 

И

 

ПАРАМЕТРЫ

 

НАСТРОЙКИ

 

УСТРОЙСТВ

 

АВТОМАТИКИ

 

ЭНЕРГОСИСТЕМ

В  сетях  с  РИЭ  в  эксплуатации,  как  правило,  одно-

временно находятся устройства автоматики энерго-

систем, например, устройства АВР, АЧР, автоматики 

ликвидации асинхронного режима (АЛАР), автомати-

ческого ограничения снижения напряжения (АОСН), 

автоматического ограничения перегрузки оборудова-

ния (АОПО). Они предназначены для предотвраще-

ния возникновения и развития аварийных процессов, 

а также в целях максимально быстрого восстановле-

ния нормального режима. 

Технологическое  присоединение  РИЭ  приво-

дит  к  существенному  изменению  схемно-режимных 

ситуаций  в  сетях  среднего  и  низкого  напряжения, 

оказывая  влияние  на  находящиеся  в  эксплуатации 

устройства автоматики энергосистем. Это относится 

как к корректности их работы, в соответствии с за-

данными алгоритмами, так и к правильности сраба-

тывания — с заданными уставками, не допуская от-

казов, излишних и ложных срабатываний [16]. 

Это требует в обязательном порядке проведения 

анализа правильности ранее принятых технических 

решений  по  устройствам  автоматики,  установлен-

ным  в  прилегающей  сети.  Дополнительно  необхо-

димо  провести  проверку  согласованности  алгорит-

мов работы и уставок находящихся в эксплуатации 

устройств автоматики и новых устройств автоматики, 

подлежащих  вводу  при  технологическом  присоеди-

нении РИЭ. 

Для  этого  необходимо  выполнить  соответству-

ющий  комплекс  расчетов  установившихся  режимов 

и электромеханических переходных процессов. В от-

дельных  случаях  по  результатам  анализа  схемно-

режимных ситуаций может потребоваться установка 

дополнительных  устройств  автоматики  для  норма-

лизации параметров режима и сохранения в работе 

максимально бόльшей части электроприемников по-

требителей. При необходимости следует выполнить 

корректировку алгоритмов работы и параметров на-

стройки устройств автоматики энергосистем или осу-

ществить их замену [17].

Это  связано  с  тем,  что  находящиеся  в  эксплуа-

тации устройства автоматики, как правило, не име-

ют  технических  возможностей  для  распознавания 

режимных областей, адаптации алгоритмов работы 

к  условиям  текущего  режима,  выбора  параметров 

срабатывания  с  учетом  фактического  техническо-

го  состояния  оборудования  с  целью  полного  ис-

пользования  его  перегрузочной  способности.  Для 

устранения  указанных  недостатков  в  устройствах 

целесообразно использовать усовершенствованные 

алгоритмы  линейного  и  секционного  АВР  [18],  АЧР 

[19], АЛАР [20], АОСН [21] и АОПО [22, 23].

Важно отметить, что в сетях с РИЭ в ближайшие 

годы одной из главных причин развития аварий мо-

жет стать не проведение своевременной корректи-

На прав

ах рек

ламы

 2 (59) 2020


Page 8
background image

76

ровки алгоритмов работы и параметров настройки 

устройств  автоматики,  что  вызовет  их  неправиль-

ные действия, включая некорректность функциони-

рования  в  ряде  нестандартных  схемно-режимных 

ситуаций.

ПЕРМАНЕНТНЫЕ

 

ИЗМЕНЕНИЯ

 

ВЕЛИЧИН

И

 

НАПРАВЛЕНИЙ

 

МОЩНОСТИ

 

В

 

СЕТЯХ

В  сетях  среднего  и  низкого  напряжения  с  РИЭ  яв-

ляются  нормально-допустимыми  перманентные  из-

менения величин и направлений мощности, что обу-

словлено динамическим изменением топологии сети 

(минимизация потерь, эксплуатационные цели), сто-

хастической выработкой электроэнергии объектами 

ВИЭ  и  изменением  электропотребления  активных 

потребителей  в  течение  суток.  Анализ  результатов 

расчетов  токов  КЗ  в  радиальных  сетях  с  РИЭ  по-

казывает, что величины токов КЗ и их направление 

существенно зависят от точки технологического при-

соединения РИЭ, их вида и мощности. 

В таких условиях может нарушиться система со-

гласования  устройств  РЗА,  и  ранее  установленная 

совокупность их уставок не будет гарантировать се-

лективное  функционирование  при  всех  возможных 

повреждениях.  Поэтому  необходимо  обеспечить, 

чтобы уставки устройств РЗА учитывали изменения 

топологии  электрической  сети,  а  также  изменения 

в местоположении, виде, а также режиме работы (ве-

личине вырабатываемой мощности) всех РИЭ.

С учетом особенностей построения сетей с РИЭ 

ее  релейная  защита  должна  реагировать  на  по-

вреждения  как  в  сетях  внешнего,  так  и  в  сети  вну-

треннего электроснабжения энергорайона. В первом 

случае  РЗА  должна  обеспечивать  надежное  выде-

ление энергорайона с РИЭ от энергосистемы с тре-

буемым  быстродействием,  исходя  из  особенностей 

РИЭ и нагрузки [24]. Во втором случае РЗА должна 

обеспечивать надежную локализацию повреждений 

в  сети  энергорайона,  в  том  числе  посредством  его 

сегментации  на  субэнергорайоны  (изолированные 

части),  обеспечивая  системами  автоматического 

управления  РИЭ  электроснабжение  максимально 

возможного количества потребителей. 

Как правило, при организации РЗА сеть делится 

на локальные зоны защиты, которые покрывают от-

дельные  ее  участки,  включающие  воздушные  и  ка-

бельные  линии,  шины,  трансформаторы,  генерато-

ры, нагрузку и другие элементы сети. Как показывают 

проведенные исследования, при подключении к сети 

энергорайона  нового  РИЭ  необходимы  адекватные 

корректировки в настройках устройств РЗА. При вы-

делении  в  островной  режим  могут  возникать  про-

блемные аспекты, связанные с селективностью РЗА 

(ложные  и  излишние  срабатывания),  а  также  с  ее 

чувствительностью  (невыявленные  повреждения, 

неаппаратные отказы) и недостаточным быстродей-

ствием. Необходимо обеспечить требуемый уровень 

чувствительности, селективности и быстродействия 

как  в  режиме  параллельной  работы  с  энергосисте-

мой, так и в островном режиме.

В  максимальной  токовой  защите  (МТЗ),  широко 

используемой в распределительных сетях, решение 

проблемы, связанной с включением РИЭ, возможно 

за  счет  гибкой  адаптации  ее  настроек  по  величине 

тока  срабатывания  в  сочетании  с  функцией  опре-

деления  направления  мощности  КЗ.  Адаптация  на-

строек  МТЗ  может  быть  реализована  посредством 

расчета  параметров  срабатывания  в  режиме  online 

(динамически, в расчетной модели сети) или за счет 

переключения  ранее  выбранных  групп  уставок  при 

изменении  режима.  Чем  больше  РИЭ  подключено 

к сети энергорайона, тем сложнее становится пара-

метризация МТЗ, поскольку параметры токов КЗ су-

щественно меняются.

Для  учета  направлений  протекания  и  уровней 

токов КЗ необходимо применять в сетях цифровые 

устройства  РЗА,  которые  обладают  возможностью 

дистанционного изменения уставок в режиме online 

без  необходимости  их  вывода  из  работы  и  переза-

грузки.  Это  связано  с  тем,  что  в  течение  суток  не-

обходимо  периодически  проверять  (уточнять)  па-

раметры  настройки  устройств  РЗА  на  соответствие 

текущей конфигурации и режиму работы сети.

Учитывая  изложенное,  целесообразно  создание 

адаптивной  системы  РЗА  с  современными  комму-

никациями, основанной на централизованной архи-

тектуре, с централизованной (децентрализованной) 

системой автоматического расчета и изменения па-

раметров настройки устройств РЗА в темпе процес-

са,  в  зависимости  от  изменений  схемно-режимных 

условий. Кроме того, необходима разработка и вне-

дрение цифровых устройств РЗА, поддерживающих 

данную технологию, с одновременным решением во-

просов кибербезопасности.

Важно  отметить,  что  централизованный  подход 

обладает  и  рядом  недостатков,  например,  при  по-

вреждении  центрального  устройства  РЗА  происхо-

дит отказ в функционировании всей адаптивной сис

-

темы [25].

ВЫВОДЫ

Технические  характеристики  РИЭ  обуславливают 

увеличение  скорости  протекания  переходных  про-

цессов  при  возникновении  возмущений,  особенно 

в  островном  режиме,  что  требует  повышения  бы-

стродействия пусковых органов устройств РЗА.

Применение в сетях с РИЭ резервных защит с вы-

держками времени (ближнее и дальнее резервиро-

вание) не позволяет, как правило, обеспечить надеж-

ное  функционирование  РИЭ  и  электроприемников 

потребителей, вследствие их отключения электриче-

скими или технологическими защитами.

Для  предотвращения  аварий  с  массовым  от-

ключением  электроприемников  потребителей 

и РИЭ необходимо применять быстродействующие 

устройства  РЗА  и  высоковольтные  выключатели 

с  меньшим  собственным  временем  отключения 

с целью снижения глубины и длительности прова-

лов напряжения.

Оценка  параметров  режима  в  устройствах  РЗА 

должна производиться с применением методов циф-

ровой обработки сигналов, устойчивых к существен-

ным  отклонениям  показателей  качества  электро-

энергии.

РЕЛЕЙНАЯ  ЗАЩИТА 

И   АВТОМАТИКА


Page 9
background image

77

ЛИТЕРАТУРА
1.  Гуревич  Ю.Е.,  Илюшин  П.В. 

Особенности  расчетов  режимов 

в  энергорайонах  с  распределен-

ной  генерацией.  Нижний  Новго-

род: НИУ РАНХиГС, 2018. 280 с.

2.  Илюшин  П.В.,  Кучеров  Ю.Н.  Под-

ходы  к  оценке  возможности  обе-

спечения  надежного  электро-

снабжения  потребителей  за  счет 

строительства  объектов  распре-

деленной  генерации  //  Электро. 

Электротехника,  электроэнергети-

ка,  электротехническая  промыш-

ленность, 2014, № 5. С. 2–7.

3.  Илюшин П.В. О свойствах энерго-

установок с газопоршневыми дви-

гателями  //  Электрические  стан-

ции, 2009, № 11. С. 42–46.

4.  Илюшин  П.В.,  Самойленко  В.О. 

Анализ  показателей  надежности 

современных  объектов  распре-

деленной  генерации  //  Промыш-

ленная  энергетика,  2019,  №  1. 

С. 8–16.

5.  Илюшин  П.В.,  Березовский  П.К. 

Подходы  к  формированию  тех-

нических  требований  по  участию 

объектов  распределенной  гене-

рации  в  регулировании  напряже-

ния в энергосистеме // Энергетик, 

2019, № 3. С. 12–18.

6.  Илюшин  П.В.,  Куликов  А.Л.  Авто-

матика  управления  нормальными 

и  аварийными  режимами  энерго-

районов  с  распределенной  гене-

рацией.  Нижний  Новгород:  НИУ 

РАНХиГС, 2019. 364 с.

7.  Илюшин  П.В.  Особенности  про-

тивоаварийного  управления  при 

аварийных  дефицитах  мощности 

в  автономных  энергосистемах  // 

Электро.  Электротехника,  элек-

троэнергетика,  электротехничес-

кая  промышленность,  2016,  №  5. 

С. 2–11.

8.  Илюшин П.В. Анализ особеннос тей 

выбора устройств РЗА в распреде-

лительных  сетях  с  собственными 

генерирующими  объектами  не-

большой  мощности  //  Электриче-

ские станции, 2017, № 9. С. 29–34.

9.  Илюшин  П.В.  Анализ  обоснован-

ности  уставок  устройств  РЗА  ге-

нерирующих  установок  с  двига-

телями  внутреннего  сгорания  на 

объектах распределенной генера-

ции // Релейная защита и автома-

тизация, 2015, № 3. С. 24–29.

10. Илюшин  П.В.,  Королев  Я.М.,  Си-

монов  А.В.  Комплексный  подход 

к  моделированию  устройств  РЗ 

и  ПА,  расчету  уставок  и  анализу 

правильности  их  работы  //  Ре-

лейная  защита  и  автоматизация, 

2017, № 3. С. 13–19.

11. Илюшин  П.В.  Комплексное  моде-

лирование  электрических  режи-

мов в сетях внешнего и внутренне-

го электроснабжения предприятий 

с собственной генерацией // Вест-

ник  Иркутского  государственного 

технического  университета,  2018, 

т. 22, № 4. С. 122–135.

12. ГОСТ  32144-2013.  Электрическая 

энергия.  Совместимость  техниче-

ских  средств  электромагнитная. 

Нормы  качества  электрической 

энергии  в  системах  электроснаб-

жения  общего  назначения.  Вве-

ден  в  действие  01  июля  2014 

года. 

URL: 

http://docs.cntd.ru/

document/1200104301.

13. Куликов  А.Л.,  Илюшин  П.В.  Ста-

тистические  методы  оценки  па-

раметров  аварийного  режима 

энергорайонов  с  объектами  рас-

пределенной  генерации  //  Элек-

тричество, 2019, № 5. С. 4–11.

14. Куликов  А.Л.,  Илюшин  П.В.,  Пе-

левин  П.С.  Применение  дискри-

минаторных  методов  для  оценки 

параметров  режима  энергорайо-

нов  с  объектами  распределенной 

генерации // Электричество, 2019, 

№ 7. С. 22–35.

15. Илюшин П.В. Выбор управляющих 

воздействий 

противоаварийной 

автоматики  в  распределительных 

сетях для повышения надежности 

электроснабжения  потребителей 

// Релейная защита и автоматиза-

ция, 2013, № 3. С. 74–81.

16. Илюшин  П.В.  Анализ  влияния 

распределенной  генерации  на 

алгоритмы  работы  и  параметры 

настройки  устройств  автоматики 

энергосистем  //  Энергетик,  2018, 

№ 7. С. 21–26.

17. Илюшин П.В., Небера А.А., Федо-

ров  О.А.  Перспективы  развития 

и инструменты автоматизации за-

дач  эксплуатации  устройств  РЗА 

// Релейная защита и автоматиза-

ция, 2017, № 2. С. 28–37.

18. Илюшин  П.В.  О  влиянии  распре-

деленной  генерации  на  работу 

устройств  автоматического  вклю-

чения  резервного  питания  //  Ре-

лейная  защита  и  автоматизация, 

2017, № 4. С. 28–36. 

19. Илюшин  П.В.  Особенности  функ-

ционирования  устройств  авто-

матической  частотной  разгрузки 

в  энергорайонах  с  объектами 

распределенной  генерации  //  Ре-

лейная  защита  и  автоматизация, 

2018, № 3. С. 20–27.

20. Илюшин  П.В.,  Мокеев  А.В.,  На-

ровлянский  В.Г.  Инновационный 

адаптивный  комплекс  автоматики 

ликвидации асинхронного режима 

электроэнергетического  объекта 

//  Электрические  станции,  2019, 

№ 1. C. 52–59.

21. Илюшин  П.В.,  Куликов  А.Л.  Адап-

тивный алгоритм автоматики огра-

ничения  снижения  напряжения 

промышленных 

энергорайонов 

с  объектами  распределенной  ге-

нерации // Релейная защита и ав-

томатизация, 2019, № 1. С. 55–65.

22. Илюшин  П.В.  Совершенствова-

ние  алгоритма  работы  автомати-

ки  ограничения  перегрузки  обо -

рудования при интеграции с систе-

мами  мониторинга  и  диагностики 

силовых  трансформаторов  //  Ре-

лейная  защита  и  автоматизация, 

2014, № 3. С. 44–49.

23. Брухис Г.Л., Воронин В.А., Горшко-

ва Н.А., Илюшин П.В. Разработка 

и  внедрение  устройств  автомати-

ческого  ограничения  перегрузки 

линий  //  Электрические  станции, 

2012, № 6. С. 36–42. 

24. Илюшин П.В. Особенности реали-

зации  многопараметрической  де-

лительной автоматики в энергорай-

онах с объектами распределенной 

генерации // Релейная защита и ав-

томатизация, 2018, № 2. С. 12–24.

25. Куликов А.Л., Шарыгин М.В., Илю-

шин  П.В.  Принципы  организации 

релейной  защиты  в  микросетях 

с  объектами  распределенного 

генерирования 

электроэнергии 

//  Электрические  станции,  2019, 

№ 7. С. 50–56.

При технологическом присоединении РИЭ необ-

ходимо в обязательном порядке проводить провер-

ку,  а,  при  необходимости,  корректировку  существу-

ющих  алгоритмов  работы  и  параметров  настройки 

устройств  автоматики  энергосистем,  или  осущест-

влять их замену.

В  условиях  значительных  изменений  режимов 

генерации  и  потребления  в  течение  суток  в  сетях 

с  РИЭ  необходимо  внедрение  систем  автоматиче-

ского  расчета  и  изменения  уставок  устройств  РЗА 

в темпе процесса, что требует применения устройств 

РЗА, поддерживающих данную технологию.  

 2 (59) 2020


Page 10
background image

78

REFERENCES
1.  Gurevich  Yu.Ye,  Ilyushin  P.V.  Spe-

cial aspects of mode calculations in 

power  regions  with  distributed  gen-

eration.  Nizhniy  Novgorod:  Nizhny 

Novgorod  Institute of Mana gement, 

Branch  of  RAN EPA  Publ.,  2018. 

280 p. (In Russian)

2.  Ilyushin  P.V.,  Kucherov  Yu.N.  Ap-

proaches to estimation of a possibili-

ty to provide reliable power supply of 

consumers  by  constructing  distrib-

uted  generation  facilities  // 

Elektro. 

Elektrotekhnika, elektroener 

getika, 

elektrotekhnicheskaya promyshlen-
nost'

  [Electro.  Electrical  engineer-

ing,  power  industry,  electrical  en-

gineering  industry],  2014,  no.  5, 

pp. 2–7. (In Russian)

3.  Ilyushin  P.V.  About  properties  of 

electrical installations equipped with 

gas engines // 

Elektricheskiye stan-

tsii 

[Electric  power  stations],  2009, 

no. 11, pp. 42–46. (In Russian)

4.  Ilyushin  P.V.,  Samoylenko  V.O. 

Study  of  reliability  indices  of  mod-

ern distributed generation facilities // 

Promyshlennaya energetika 

[Indus-

trial  power],  2019,  no.  1,  pp.  8–16. 

(In Russian)

5.  Ilyushin  P.V.,  Berezovskiy  P.K.  Ap-

proaches  to  defi ning  technical  re-

quirements  to  involve  distributed 

generation  facilities  into  voltage 

regulation in a power system // 

Ener-

getik 

[Power engineer], 2019, no. 3, 

pp. 12–18. (In Russian)

6.  Ilyushin P.V., Kulikov A.L. Control au-

tomation for normal and emergency 

conditions in the regions with distrib-

uted generation. Nizhniy Novgorod: 

Nizhny Novgorod Institute of Mana-

gement, Branch of RANEPA, 2019. 

364 p. (In Russian)

7.  Ilyushin P.V. Special aspects of anti-

emergency  control  in  conditions  of 

emergency  power  defi ciencies  in 

stand-alone power systems // 

Elek-

tro. Elektrotekhnika, elektroener-
getika, elektrotekhnicheskaya pro-
myshlennost'

  [Electro.  Electrical 

engineering,  power  industry,  elec-

trical  engineering  industry],  2016, 

no. 5, pp. 2–11. (In Russian)

8.  Ilyushin P.V. Study of special aspects 

of choosing relay protection and au-

tomation devices in distribution grids 

with  the  own  low-power  generating 

facilities  // 

Elektricheskiye stantsii 

[Electric power stations], 2017, no. 9, 

pp. 29–34. (In Russian)

9.  Ilyushin  P.V.  Study  of  feasibility  of 

relay protection and automation set-

tings of generating installations with 

combustion  engines  at  distributed 

generation  facilities    // 

Releynaya 

zaschita i avtomatizatsiya 

[Relay 

protection  and  automation],  2015, 

no. 3, pp. 24–29. (In Russian)

10. Ilyushin  P.V.,  Korolev  Ya.M.,  Si-

monov  A.V.  Complex  approach  to 

relay protection and anti-emergency 

control  simulation,  setting  calcula-

tion and check of correctness of their 

operation // 

Releynaya zaschita i av-

tomatizatsiya

  [Relay  protection  and 

automation], 2017, no. 3, pp. 13–19. 

(In Russian)

11. Ilyushin  P.V.  Complex  simulation  of 

electric operating modes in external 

and internal power supply networks 

of  the  enterprises  with  own  gen-

eration  // 

Vestnik Irkutskogo Gosu-

darstvennogo tekhnicheskogo uni-
versiteta

  [News  of  Irkutsk  National 

Research  Technical  University], 

2018,  vol.  22,  no.  4,  pp.  122–135. 

(In Russian)

12. State Standard 32144-2013. Electric 

energy.  Electromagnetic  compat-

ibility  of  technical  equipment.  Pow-

er  quality  limits  in  the  public  power 

supply  systems.  Valid  since  July, 

01,  2014.  URL:  http://docs.cntd.ru/

document/1200104301. (In Russian)

13. Kulikov  A.L.,  Ilyushin  P.V.  Statistic 

methods of estimation of emergency 

mode  parameters  of  the  power  re-

gions with distributed generation fa-

cilities  // 

Elektrichestvo 

[Electricity], 

2019, no. 5, pp. 4–11. (In Russian)

14. Kulikov  A.L.,  Ilyushin  P.V.,  Pelevin 

P.S.  Application  of  discriminating 

methods  for  mode  parameter  esti-

mation of the power regions with dis-

tributed generation facilities // 

Elek-

trichestvo 

[Electricity],  2019,  no.  7, 

pp. 22–35. (In Russian)

15. Ilyushin P.V. Selection of anti-emer-

gency controls in distribution grids to 

improve reliability of consumer pow-

er supply // 

Releynaya zaschita i av-

tomatizatsiya

  [Relay  protection  and 

automation], 2013, no. 3. С. 74–81. 

(In Russian)

16. Ilyushin  P.V.  Study  of  distributed 

generation  impact  on  operating  al-

gorithms and adjustment settings of 

power system automation devices // 

Energetik 

[Power  engineer],  2018, 

no. 7, pp. 21–26. (In Russian)

17. Ilyushin P.V., Nebera A.A., Fedorov 

O.A.  Perspectives  of  development 

and  instruments  of  relay  protection 

and  automation  operation  automa-

tion  // 

Releynaya zaschita i avto-

matizatsiya 

[Relay  protection  and 

automation], 2017, no. 2, pp. 28–37. 

(In Russian)

18. Ilyushin  P.V.  About  the  impact  of 

distributed  generation  on  operation 

of  automatic  load  transfer  devices 

// 

Releynaya zaschita i avtomati-

zatsiya 

[Relay  protection  and  au-

tomation],  2017,  no.  4,  pp.  28–36. 

(In Russian)

19. Ilyushin P.V. Special aspects of op-

eration of automatic frequency load 

shedding in power regions with dis-

tributed  generation  facilities  // 

Re-

leynaya zaschita i avtomatizatsiya

 

[Relay  protection  and  automation], 

2018, no. 3, pp. 20–27. (In Russian)

20. Ilyushin P.V., Mokeev A.V., Narovly-

anskiy V.G. Innovative adaptive au-

tomation complex intended for elimi-

nation  of  asynchronous  conditions 

in a power object // 

Elektricheskiye 

stantsii

  [Electric  power  stations], 

2019, no. 1, pp. 52–59. (In Russian)

21. Ilyushin  P.V.,  Kulikov  A.L.  Adaptive 

algorithm  of  automatic  undervolt-

age  protection  for  industrial  power 

regions  with  distributed  generation 

facilities // 

Releynaya zaschita i av-

tomatizatsiya

  [Relay  protection  and 

automation], 2019, no. 1, pp. 55–65. 

(In Russian)

22. Ilyushin  P.V.  Improvement  of  the 

operation algorithm of the overload 

protection  automation  when  inte-

grated with power transformer moni-

toring and diagnosis systems // 

Re-

leynaya zaschita i avtomatizatsiya 

[Relay  protection  and  automation], 

2014, no. 3, pp. 44–49. (In Russian)

23. Brukhis  G.L.,  Voronin  V.A.,  Gorsh-

kova  N.A.,  Ilyushin  P.V.  Develop-

ment  and  introduction  of  line  over-

load  protection  automation  devices 

//

 Elektricheskiye stantsii 

[Electric 

power stations], 2012, no. 6, pp. 36–

42. (In Russian) 

24. Ilyushin P.V. Special aspects of im-

plementing  multi-parameter  island-

ing automation in power regions with 

distributed generation facilities // 

Re-

leynaya zaschita i avtomatizatsiya 

[Relay  protection  and  automation], 

2018, no. 2, pp. 12–24. (In Russian)

25. Kulikov A.L., Sharygin M.V., Ilyushin 

P.V. Principles of relay protection ar-

rangement  in  micro  grids  with  dis-

tributed  generation  facilities  // 

Ele-

ktricheskiye stantsii 

[Electric  power 

stations],  2019,  no.  7,  pp.  50–56. 

(In Russian)

РЕЛЕЙНАЯ  ЗАЩИТА 

И   АВТОМАТИКА


Читать онлайн

Проведен анализ особенностей электрических режимов в энергорайонах с распределенными источниками энергии (РИЭ) в различных схемно-режимных условиях. Выявлены значительные отклонения показателей качества электрической энергии и кратковременные колебания параметров режима в широком динамическом диапазоне в условиях быстрых электромеханических переходных процессов, особенно в островном режиме работы. Рассмотрены основные факторы, обосновывающие необходимость трансформации технических требований к устройствам релейной защиты и автоматики (РЗА) в условиях массового внедрения РИЭ в распределительные сети. Представлены рекомендации по подходам к решению выявленных проблемных вопросов как при проектировании, так и в процессе эксплуатации.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Превентивное управление нагрузкой в сетях 0,4 кВ в целях предотвращения возникновения аварийных ситуаций

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Релейная защита и автоматика
Удинцев Д.Н. Милованов П.К. Зуев А.И.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 5(68), сентябрь-октябрь 2021

Внедрение цифрового дистанционного управления оборудованием и МП устройствами РЗА на подстанциях 110–220 кВ ПАО «Россети Московский регион»

Релейная защита и автоматика
Гвоздев Д.Б. Грибков М.А. Бороздин А.А. Рыбаков А.К.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»