Мнения специалистов о проблемах микропроцессорных устройств релейной защиты

Specialist's opinions regarding of problems with digital protective relays 

Анатолий Беляев
к.т.н., начальник отдела РЗА и АСУ-э
Алексей Емельянцев
главный специалист по РЗА
Спецуправление «Леноргэнергогаз», г. Санкт-Петербург

«Владимир Гуревич поднял чрезвычайно важные проблемы развития техники релейной защиты, которые давно волнуют релейщиков. Можно согласиться с его точкой зрения по всем рассмотренным в статье вопросам, за исключением некоторых…»

Щедриков Борис Дмитриевич
Заместитель начальника МСРЗА Великоустюгских электрических сетей (ВУЭС) филиала «Вологдаэнерго» ОАО «МРСК Северо – Запада»  

«Прочитал Вашу статью «Ответ В.И. Гуревича оппонентам-релейщикам» (конечно не одну ее). Готов подписаться под всем, что Вы написали в этой статье. И я писал что-то похожее».

«Ваша позиция в этом вопросе у нас – эксплуатационников РЗА (со мной работает 6 инженеров РЗА) вызывает несомненное одобрение. Ваша критика конструктивна».

«Мы вообще считаем, что необходимо выполнять систему РЗА подстанции (35 – 110 кВ)  в двух независимых уровнях, один из которых на базе МП терминалов – основной и охватывается АСУТП, второй уровень на электромеханических реле – дополнительный и предназначен для работы РЗА в экстремальных ситуациях (при отказах РЗА 1 уровня). Уровни должны быть независимыми».

Владимир Зинченко

канд.техн.наук, один из авторов последней модификации реле РТ-40

«…зная мою позицию по элементной базе релейной защиты, мои сослуживцы  нашли и показали  мне специально Вашу статью».

«…нам удалось математически  строго показать правильность Вашей точки зрения. И теперь, когда Вы дали толчок этой дискуссии, и нам надо будет выйти в печать на Вашей стороне. Своей принципиальной, строго научной позицией Вы предотвратили большие потери в энергетике России… Вашу позицию по микропроцессорным защитам считаю абсолютно обоснованной».

"Статья  Ваша  меня  заинтересовала,  поскольку  я  полностью разделяю взгляды на процесс (то есть, так называемый, прогресс), происходящий в технике  релейной защиты... После прочтения Вашей статьи, было желание написать   Вам,   изложить  свое  видение  этой  проблемы.  Но  потом, анализируя, подумал, что бесполезно все это. Ведь решение, что купить,
чем заменить, принимают даже не инженеры, руководители среднего звена, а  топ-менеджеры.  А  у  них  свои  «основания»,  что  и у какой фирмы покупать. 

Как Вы думаете изменить ситуацию?"

Лев Осика, доцент МЭИ (ТУ),  г. Москва

"Понятия «интеллектуальные измерения» (Smart Metering), «интеллектуальный учет», «интеллектуальный счетчик», «интеллектуальная сеть» (Smart Grid), как все нетехнические, нефизические понятия, не имеют строгой дефиниции и допускают произвольные толкования. Столь же нечетко определены и задачи Smart Metering в современных электрических сетях.

Обоснованное мнение по поводу Smart Grid и Smart Metering высказал В.И. Гуревич в [2]. Приведем здесь цитаты из этой статьи с локальными ссылками на используемую литературу: «…Обратимся к истории. Впервые этот термин встретился в тексте статьи одного из западных специалистов в 1998 г. [1]. В названии статьи этот термин был впервые использован Массудом Амином и Брюсом Волленбергом в их публикации «К интеллектуальной сети» [2]. Первые применения этого термина на Западе были связаны с чисто рекламными названиями специальных контроллеров, предназначенных для управления режимом работы и синхронизации автономных ветрогенераторов (отличающихся нестабильным напряжением и частотой) с электрической сетью. Потом этот термин стал применяться, опять-таки как чисто рекламный ход, для обозначения микропроцессорных счетчиков электроэнергии, способных самостоятельно накапливать, обрабатывать, оценивать информацию и передавать ее по специальным каналам связи и даже через Интернет. Причем сами по себе контроллеры синхронизации ветрогенераторов и микропроцессорные счетчики электроэнергии были разработаны и выпускались различными фирмами еще до появления термина Smart Grid. Это название возникло намного позже как чисто рекламный трюк для привлечения покупателей и вначале использовалось лишь в этих областях техники. В последние годы его использование расширилось на системы сбора и обработки информации, мониторинга оборудования в электроэнергетике [3] …
1. Janssen M. C. The Smart Grid Drivers. – PAC, June 2010, p. 77.
2. Amin S. M., Wollenberg B. F. Toward a Smart Grid. – IEEE P&E Magazine, September/October, 2005.
3. Gellings C. W. The Smart Grid. Enabling Energy Efficiency and Demand Response. – CRC Press, 2010. …».

Таким образом, принимая во внимание столь различные мнения о предмете Smart Grid и Smart Metering, сетевая компания должна прежде всего определить понятие «интеллектуальная система измерения» для объекта измерений – электрической сети (как актива и технологической основы ОРЭМ и РРЭ) и представить ее предметную область именно для своего бизнеса."

В.И. Пуляев (ФСК ЕЭС, Россия)

(Международная конференция «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем», Санкт-Петербург, 30 мая - 3 июня 2011 года)

Новости  Электротехники,  2011, №  3(69).

Пуляев В. И. изложил общие требования к РЗА Единой национальной электроэнергетической системы России с позиций накопленного опыта эксплуатации и с учетом тенденций развития. Он отметил, что значительная доля сбоев релейной защиты приходится на микропроцессорные устройства (примерно 23% из всех случаев), которые составляют всего около 10% от общего количества устройств защиты. Это, безусловно, один из важнейших факторов, определяющих необходимость повышения надежности микропроцессорных средств релейной защиты.

Александр Балуев, ведущий эксперт отдела РЗА Департамента РЗА и ПА ФСК ЕЭС

…наиболее значимыми организационными причинами неправильной работы микропроцессорных устройств РЗА на протяжении многих лет остаются ошибки монтажно-наладочного персонала, заводов-изготовителей, проектных организаций и разработчиков РЗА.

Процент неправильной работы МП РЗА по этим причинам увеличился более чем в 5 раз по сравнению с электромеханическими устройствами РЗА, что объясняется нехваткой подготовленных специалистов со знанием цифровых устройств РЗА в проектных, наладочных организациях, а также недостаточностью методологического обеспечения для расчета уставок РЗА.

РЕЛАВЭКСПО-2013

"I have seen many numerical relays in substations around the world with generic problems resulting in either temporary (until re-boot) or permanent lock-up – e.g. to static charge problems with EEPROMS leading to CRC errors.

Manufacturers offer too many features and functions with too many options in order to match everything that competitors offer. The result is the number of settings parameters being in the order of 10’s and 100’s, with much scope for error and accidentally leaving functions enabled that shouldn’t  be. These latent problems might only be discovered during a power system challenge (e.g. temporary overload due to system emergency).

Many practical problems for protection asset management due to different and evolving hardware and firmware versions of relays and supporting software/settings files – a nightmare in fact... 
The ideal for numerical overcurrent relays is self-supervision, one with multiple O/C elements (e.g. 3), plus thermal overload option, with only pick-up, characteristic selection and time multiplier settings per element, plus integral  instrumentation event and disturbance recording and to jettison the rest..."

Алексей Шалин

 д.т.н., профессор кафедры электрических станций Новосибирского государственного технического университета,  ведущий специалист ООО «ПНП БОЛИД», г. Новосибирск

«Процент отказа некоторых микропроцессорных терминалов отечественного производства достигает 5%, что в 10 раз превышает аналогичную величину для панелей на электромеханических реле»

«…из приведенных цифр очевидно, что статистические данные подтверждают факт существенного снижения эффективности и надежности при переходе в России от защит, выполненных на электромеханических реле, к микропроцессорным терминалам»

«Массовое внедрение микропроцессорных терминалов в эксплуатацию, на мой взгляд, невозможно без детального анализа их эффективности и надежности. Вместе с тем в России в течение нескольких последних десятилетий такие работы практически не финансировались. Те наработки, которые были сделаны, не в состоянии адекватно отразить особенности микропроцессорных защит»

Э. М. Шнеерсон
д.т.н, профессор, бывший ведущий специалист ВНИИ Релестроения, бывший зав. кафедрой Чувашского гос. университета, бывший сотрудник отдела разработок релейной защиты Siemens

«Как показывает практика, процент неправильных действий, связанных с использованием цифровых МУР, на первоначальном этапе существенно не уменьшается, а в ряде случаев даже возрастает»

«Несмотря на существенно более высокое техническое совершенство цифровых УРЗ их реальная эксплуатационная эффективность, особенно на первоначальных этапах, оказывается ниже, чем у защит предыдущих поколений»

"Серьезную озабоченность вызывает факт снижения надежности функционирования устройств РЗА после каждой смены применяемой элементной базы: микроэлектронные устройства в России менее надежны, чем электромеханические, а МП РЗА менее надежны, чем микроэлектронные, несмотря на то, что в «интеллектуальных электронных устройствах" (IED) встроены функции самоконтроля и самодиагностики. Этому нет какого-то простого объяснения, и ссылки на низкую квалификацию эксплуатационного персонала в России нельзя признать корректными, так как и за рубежом существуют подобные проблемы, хотя техническое обслуживание IED там ведет квалифицированный персонал фирм изготовителей этих устройств. Без глубокого анализа причин такой ситуации и разработки в последующем стратегии повышения надежности IED массовое внедрение МП РЗА в России, тем более со сложным аппаратным и программным обеспечением в соответствии со стандартом МЭК 61850, может привести к недопустимому повышению аварийности".

---------------------------------

"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."

------------------------------------

Все ведущие производители МП РЗА постоянно наращивают вычислительную мощность и количество МП в терминалах РЗА, количество выполняемых ими функций во имя технического совершенства РЗА, нисколько не заботясь о надежности их работы, ссылаясь на наличие системы контроля и диагностики, которая якобы обеспечивает надежность работы МП-устройств РЗА.

Если в России будет по-прежнему отсутствовать научный подход на базе теории надежности при разработке МП-устройств РЗА, то это неминуемо будет приводить к дальнейшему снижению надежности работы МП РЗА.

Никак не решив вопросы надежности работы МП РЗА в России, релейщики начали активно разрабатывать устройства РЗА на базе стандарта МЭК 61850 для цифровых подстанций (ЦПС) и интеллектуальных сетей (Smart Grid), надежность которых значительно ниже существующих подстанций с пассивными кабельными связями и устройствами вторичной коммутации.

При разработке МП РЗА в России в настоящее время специалисты не руководствуются теорией надежности и не проводят соответствующих вариантных расчетов, а считают в подавляющем большинстве, что наличие систем самоконтроля и самодиагностики обеспечивает надежность работы МП РЗА. Такой подход является ошибочным и противоречит теории надежности, а история техники подтверждает, что еще много лет назад неучет законов теории надежности приводил к тому, что сама система контроля и самодиагностики становилась причиной ненадежной работы создаваемого технического устройства.

И. Д. Кожакова,  к.э.н.
исполнительный директор ЗАО «Союзэлектроавтоматика»,  
В. С. Фурашов, к.т.н.
технический директор ООО НПП "ЭКРА", г. Чебоксары

"В России исторически сложилось так, что уже создана надежная система, которая может состоять даже из ненадежных элементов. Как известно, последние полвека эта система работала без сбоев и системных аварий. Даже на магистральных ЛЭП, переданных в ведение Федеральной сетевой компании (ФСК), в основном стоят традиционные защиты, и работают они безупречно. За основу взята применяемая в военной технике теория надежности: высокая надежность достигается за счет избыточности элементов или более легких режимов работ (снижение коэффициента нагрузки). Например, в Японии избегают резервирования, акцент делается именно на надежность самих элементов. Другой аспект - МП-защита переживает период приработки, и до нормальной эксплуатации, когда известны и устранены все факторы, влияющие на ее надежность, еще далеко.
Камнем преткновения стал вопрос электромагнитной совместимости (ЭМС) МП-техники с окружающей средой. Микросхемы, работающие на малых токах, реагируют на любое электромагнитное возмущение. Характерный пример - случаи ложного срабатывания микропроцессорных устройств на действующих объектах "Мосэнерго", Очаковской и Зубовской подстанциях. Алгоритм работы защит нарушался из-за молнии, работающего по близости экскаватора, электросварки и некоторых других помех. Во время ввода в действие Липецкой подстанции, которая потратила около полутора миллионов долларов на приобретение МП-защит, проблемы с микропроцессорными устройствами полгода не позволяли запустить этот энергообъект. В итоге подстанцию запускали, используя комплект традиционных защит. Кроме того, за границей не производят некоторых видов защит, поскольку не имеют таких протяженных линий как в России.
Но технические условия - это еще не все. Главными остаются экономические факторы. Достаточно сказать, что цифровая техника во много раз дороже традиционной. Например, стоимость защиты сборных шин на 330 кВ составляет 180 тыс. рублей, такая же защита на микропроцессорной основе обойдется в 250 тыс. долларов. Одновременно с одной из западных фирм мы вели расчет обеспечения РЗиА для конкретной подстанции: у них стоимость составила 1,2 млн. долларов, у нас - миллион рублей. Как можно тратить огромные средства, чтобы заменить все на МП-технику (около 10 млрд долларов), если за последние 12 лет, а это как раз заводской срок эксплуатации РЗиА, релейная защита практически не обновлялась? Более того срок службы половины всех действующих в России релейных защит превышает 20-25 лет. В прошлом году в Кировской области не было закуплено ни одного реле и количество отказов увеличилось втрое. В Бугульме из-за отказа релейной защиты сгорел трансформатор и часть оборудования подстанции. Ущерб составил около 100 млн. рублей, средства, на которые можно было заменить РЗиА во всем Татарстане. В целом на релейную в РАО "ЕЭС России" тратится в 7-8 раз меньше средств, чем это необходимо. То есть можно вложить деньги в разумную замену парка релейной защиты и забыть о старении оборудования. Или на эти же средства приобрести МП-технику, и к старым проблемам добавятся новые."

Ho-Woong Choi
Byoung-Woon Min
Byoung-Ho Lee
Jeong-Han Kim
Electro-Mechanical Research Institute, Hyundai Heavy Industries Co., Ltd., Ulsan, KOREA

• The firmware of modern digital relays is complex software and like all software it is not free of bugs.
• Although the influence of hardware component drift or error could be reduced in digital protection equipment (self monitoring) there is still hardware which is not monitored and which may fail.
• Dozens of parameters have to be set correctly. Only 1 wrong setting may lead to a mal-operation when correct operation would be important.
• Frequent firmware updates of modern relays are on the one hand eliminating errors, but may also be a source for new errors.
• Changes in network topology become more frequent due to trends such as distributed generation and network liberalization. Changes in relay settings are an error source and correct operation after changed settings should be verified.
• Wiring errors. 

Modern multifunctional digital relays present many hurdles for test automation:
• Many, often overlapping functions, are active in parallel.
• Not every function has a dedicated contact routed for easy checking of its proper functioning.
• The parallel operation and interaction of those functions should especially be tested.
• Free programmable logic functions may differ from relay to relay and make it impossible to create standardized test plans.

Stokoe J., Gray. J “Development of a Strategy for the Integration of Protection & Control Equipment — Seventh International Conference on Developments in Power Systems Protection, Amsterdam, The Netherlands, 9-12-th April 2001 (IEE Conference Publication Nо. 497, pp 5-8.

it was stated that: "Electro­mechanical relays are robust devices with long life-times - and that previously the changeover time for relays was 25 years, but is now down to 15 year and becoming less!”.

Владимир Булеков, д.т.н., 
Станислав Резников, д.т.н., 
Вячеслав Болдырев, к.т.н., 
Людмила Диканова, к.т.н., 
Владимир Бочаров, к.т.н., 
Александр Милославский

"Современные технологии и средства коммуникации основаны на устройствах электроэнергетики и электроники, содержащих в своем составе многочисленные кабельные линии и антенны, которые весьма уязвимы для индуцирования в них электромагнитных помех и мощных импульсных возмущений, вызывающих отказы сбои, отказы и даже разрушения электротехнических комплексов.

Электромагнитные импульсы (ЭМИ), способные индуцировать в кабельных линиях и антеннах ЭДС и токи, превышающие допустимые значения и вызывающие необратимые разрушения в элементах электронного оборудования, принято выделять как сверхмощные (СЭМИ). К источникам их генерации наиболее часто относят ЭМИ молнии, ядерных взрывов (ЯВ) и “электромагнитных бомб” (“Е-бомб”).

Наибольшую опасность, как по степени поражения, так и по области активного воздействия, для объектов электро-радиосвязи представляют стратосферные ( 10 – 60 км ) и ионосферные ( 60-500 км ) ядерные взрывы. Применение электромагнитного оружия высокой мощности в основном ориентируется на высоты до 50 км. Ключевыми технологиями, применяемыми при создании “электромагнитной бомбы” (“Е-бомбы”) являются: генераторы со сжатием магнитного потока при помощи взрывчатки; работающие на взрывчатке или пороховом заряде магнитогидродинамические генераторы и целый набор микроволновых устройств высокой мощности. 

Американский образец оружия данного класса под условным названием MPS-II использует зеркальную антенну диаметром 3 м. Он развивает импульсную мощность около 1 ГВт (напряжение 265 кВ, ток 3.5 кА). При напряженности поля в несколько киловольт на метр он вызывает напряжение от сотен вольт до киловольт на облученных проводах и кабелях."

"An experiment was performed by Fortov et. al. by injecting both narrowband and wideband waveforms onto the power lines entering a five story office building and by making measurements at various power plugs within the building. The measurements indicated that voltages injected on external wiring could propagate well through the internal wiring of a building even when considering multiple switchboards inside the building. It is clear from their work that frequencies less than 1 MHz propagate with low attenuation, as do pulses with widths greater than 1 microsecond. Although this study did not address the issue of wiring breakdown directly, it is felt that for the types of pulses considered, that normal building wiring should be able to support peak voltages in the range of 10 kV. In terms of the vulnerability of computers, both the analyses and limited testing revealed that computer power supplies, and in particular the input filters, appear to be vulnerable to levels of 6 kV for a 50-microsecond pulse. Analyses indicate that levels of 1 - 2 kV would create damage for a 1 ms wide pulse. By considering both aspects of this work, it appears possible to inject significant levels of voltage into the power wiring system of a building, and that voltage can propagate easily and cause damage to computer power supplies. Of course it is possible that other types of equipment connected to the power system will be vulnerable to injected pulses, although other types of equipment have not yet been considered.

"We note also that the United States has done little to reduce its vulnerability to attack with electromagnetic pulse weapons and recommend that current investments in modernizing the national power grid take account of this risk."

ИСТОЧНИКИ МОЩНЫХ НАПРАВЛЕННЫХ ВОЛНОВЫХ ПУЧКОВ СВЕРХШИРОКОПОЛОСНОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

Назначение

Генераторы мощных (100-1000 МВт) линейно поляризованных однонаправленных волновых пучков сверхширокополосного (с соотношением крайних частот в спектре ≥ 4) электромагнитного излучения с наносекундной и субнаносекундной длительностью импульса 

SOURCES OF HIGH-POWER DIRECTED WAVE BEAMS OF ULTRAWIDEBAND ELECTROMAGNETIC RADIATION

Purpose

The generators of high-power (100-1000 MW) linearly polarized unidirectional wave beams of ultrawideband (with the spectrum edge frequency ratio ≥ 4

• Output Voltage: 2.3 Million Volts
• Output Current: 6000 Amperes

143500, Московская область, г. Истра-2,
E-mail: vei@istra.ru
Тел.: (095) 994-54-00, (095) 994-54-30
Факс: или (095) 994-51-07

КТ-3 МВ Переменное напряжение в длительном режиме 3 миллина Вольт.  Амплитуда коммутационного импульса 4 миллиона Вольт. При испытаниях на переменном напряжении 3 МВ зафиксированы разряды длиной 50 метров, коммутационным импульсом - 80 метров.	ГИН 9 МВ С помощью этого импульсного генератора с выходным напряжением 9 миллионов Вольт получен аномальный искровой разряд длиной 150 метров.

Терентьев Д. Е.

Генеральный директор,

Сторожук Н. Л., к.т.н.

Зам. генерального директора НПО «Инженеры электросвязи»

"Плотность элементов на кристаллах микросхем за последние годы значительно увеличилась, что привело соответственно к уменьшению напряжения пробоя. Поэтому даже при внешнем небольшом электронит­ном воздействии может возникнуть ситуация, которая приведет к повреждению микросхем. Цифровые схемы характеризуются чрезвычайно малыми энергиями полезных сигналов. Поэтому защита от электромагнитных воздействий является обязатель­ным условием бесперебойной работы.

В источниках электропитания сократилось количество трансформаторов и дросселей, индуктивность которых гасит выбросы питающего напряжения, уменьшились их размеры, при этом все больше функций выполняют электронные схемы, более подверженные воздействию перенапряжений. Кроме вывода из строя электронных блоков электропитающего устройства и нарушений его работы (сбоев в схемах генераторов, регуляторов и т. п.), существует опасность попадания импульсных помех через цепи питания непосредственно в оборудование.

Импульсные помехи различной длительности и ве­личины возникают в электропитающих сетях при вклю­чении и выключении мощных потребителей энергии, переключениях, коротких замыканиях. Например, при подаче высокого напряжения (10 кВ) на трансформа­торную подстанцию (ТП) на низковольтных обмотках возникает импульс амплитудой до 3 кВ.

Возникновение потребности уничтожения электронных систем без нанесения вреда строениям и находящимся в них людям повлекло за собой разработку специальных видов воздействия, решающих данную задачу. Одним из способов уничтожения электронных си­стем является подрыв ядерного боеприпаса над це­лью на высоте около десяти километров и более. При этом такие поражающие факторы, как ударная вол­на, проникающая радиация и световое излучение, не приносят существенного вреда наземным объектам, а электромагнитный импульс, возникающий в резуль­тате взаимодействия гамма-лучей и нейтронов, ис­пускаемых при ядерном взрыве, с атомами окружа­ющей среды, выведет из строя электронное обору­дование на значительной территории.

Технологическая база современных электромаг­нитных боеприпасов весьма разнообразна. Основ­ными технологиями, применяемыми в этой области, являются: генераторы со сжатием электромагнитно­го поля при помощи взрывчатки (explosively pumped Flux Compression Generators, FС-генераторы), рабо­тающие на взрывчатке или пороховом заряде магнитогидродинамические генераторы (explosive or propellant driven Magneto-Hydrodynamic Generators, MHD-генераторы) и целый набор микроволновых ус­тройств высокой мощности, из которых наиболее проработанным является генератор с виртуальным катодом (Virtual Cathode Oscillator, виркатор)."

Richard L. Nailen
Engineering Editor of Electrical Apparatus magazine

Dr. Murty V. V. S. Yalla
Vice-President of R&D Engineering with Beckwith Electric Co., USA

C. R. Heising,
Accociated Power Analyst, Inc, USA
R. C. Peterson
General Electric Co., USA

"Electromechanical relays will continue to have a place in many future applications and will be available for years to come. They are mature products, have an excellent and proven reliability record, and are not sensitive to electromagnetic interference. They have a long product life and the spare parts are not subject to technological obsolescence. A typical EM over current relay has a failure rate in field service of about 0.1% per year.

Distribution Systems
EM relays are preferred because of the relatively low performance requirements, limited number of functions, long life in a hostile environment, and low failure rate. Exceptions would involve applications with specific performance requirements such as fast reset for overcurrent/recloser coordination, or precise under frequency settings in a load conservation scheme. In these cases electronic relays may be preferred in spite of their other limitations.

Subtransmission Systems
EM relays are preferred because of modest performance requirements, low failure rate, and the severe environment in many older substations that were not originally designed to minimize electrical transients. Exceptions would involve applications having critical performance requirements such as fast fault clearing on cables, high fault resistance, or weak infeed conditions. Electronic relays would be preferred in these cases. Electronic relays may also be preferred in some retrofit applications because of their smaller size and shorter installation time.

High Voltage Transmission Systems
Electronic line relay systems are preferred because of the requirements for speed, sensitivity and selectivity on the bulk power system. In addition, enhancements such as self monitoring, diagnostics and fault analysis can easily be added. These can be implemented via communications paths available at transmission substations to improve reliability, reduce maintenance and minimize the impact of abnormal conditions. EM relays are preferred for simple functions such as transformer and bus protection where no unusual performance requirements exist. EM line relays may be applied for primary or back up protection on less critical lines, or in locations where unusually severe surge environments are encountered.

Protection Engineer's Judgement Needed
The reliability expectations for protective relays are a function of the technology, the complexity, the design and manufacturing approaches, and the environment in which the relays are applied. The judgement of the engineer when applying protective relays should be based on the available analytical data as well as actual experience to assure optimum system performance."

Shien He
Chief Engineer of the Electric Power Dispatch Center at Gansu Electric Power Company
Liping Shen
Vice Chief Engineer of Liujiaxia Hydro Power Station at Gansu Electric Power Company

"In the past few years, the microprocessor based relaying technology has sped the retrofitting pace of protective relays in Gansu Electric Power Company (GSFPC). By the end of year 2004, all protective relays of 220 kV and above systems in GSEPC had been changed to microprocessor based relays, of which the most were made in China. The correct operation rate of protective relays rises steadily and progressively. However, there are still a few of protective relay misoperations. From 2001 to 2004, there were 29 protective relay misoperations in 220 kV and above systems More than half of the protective relay misoperations are caused by the relays' defects. The situation is similar in all the Chinese electric power systems.

1. ...analysis shows that the cause of the ... misoperation is the bug in the digital filter and imperfection in the ground disrance relay algoritm. 

2. The cause of ... failures was the bad sample due to poor EMC of IС A/D and RAM and PCB, but there was no such a procedure to distinguish and process the bad samples, such as the high bit error caused by electromagnetic interference.

4. … the conclusion was made that the protective relay had an unwanted trip.  The original protective relay was delivered to the manufacturer. In the experiment the soft-failure   in   program   memory   2871 chip   (E²PROM)   was discovered. The IС was very sensitive to ambient temperature and the electromagnetic interference.

The protective relays in service in Gansu electric power system have passed dynamic simulation testing performed by national relay testing center. In dynamic simulation testing many   defects   and   shortcomes   in   relay   functions   and performances have been discovered, and many insufficiencies and imperfect principles of imported protective relays have been discovered in particular. National relay testing center has guarded that only those relays of good quality can pass for the safe and stable operation of electric power system. However, dynamic simulation testing also has its limitations    because it can not exactly resemble actual fault conditions with huge electromagnetic transient impact, such as it cannot soundly  simulate   the   cooperation   of   protective   relay, communication channel and external devices, especially the influence from interference of the communication channel. It also cannot simulate the   internal component failures of  protective relay, in particular some hidden failures. Because of  the time consuming and expenditure, it is certainly impossible to perform the dynamic simulation testing for software at each software upgrading and to simulate the undulation load, the disturbance of DC power supply and so on."

A. T. Giluliante
President of ATG Consulting  Co., 
(before 1995 - Evecutive Vice President  of GEC ALSTOM T&D)

"The traditional method of testing individual relay functions using steady-state calibrations is no longer aviable test method for testing modern multifunction relays. Today, relay designs include innovative numerical techniques that enhance relay performance by combining a number of measuring criteria and by optimizing the relay's operation for power system conditions. If these relays are tested under the pseudo power system conditions created by steady-state testing, problems in testing and understanding the relay's operation can occur. In addition, the time for testing individual elements would be excessive because of the time required to reconfigure each individual element tested.

Modern relay systems are multifunction digital devices that are designed to provide complete protection for a power system component. Some the newer designs have over 2,000 setting possibilities and require extensive configu­ration and setting procedures. The traditional method of testing individual steady-state calibrations, one at a time, is no longer a viable method because of the excessive time it would require to reconfigure for each individual element tested. In addition, traditional test methods were designed on the assumption that users did not have test equipment for testing relays under power system conditions. So, tra­ditional test procedures were developed using basic test equipment components such as variacs, phase shifters, and load boxes."

Aspects of Digital Protective Relaying
Report RE-696 of R&D Division of Israel Electric Corp.

Павел Правосудов

Главный редактор журнала "Компоненты и Технологии"

F. Wang M.
H. J. Bollen
Department of Electric Power Engineering, Chalmers University of Technology, Sweden

"Control and protection systems used in Japanese electric utilities have been changing from electromechanical types to numerical types through static types, where they are now largely composed of electronic components. Meanwhile, the conditions surrounding the control and protection systems have changed due to the increasing applications of gas insulation switchgears (GIS) in substations and the growing number of cases in which the control and protection systems are installe  near outdoor high-voltage switchgears. Such surroundings have led to changes in the switching surge appearing at the control and protection systems and in the immunity of these systems.

A permanent failure is a failure accompanied by the insulation breakdown of electric parts while a temporary failure is a temporary function loss failure without insulation breakdown. Failures by lightning surges, 50% of which are permanent failures, are the most common and counted as nearly 50% of all failures. Failures by switching surges are the second most common cause with 17 cases, but nearly all of them are temporary. A dc circuit surge is a switching surge caused by an auxiliary relay within a numerical relay unit. Failures identified as “others” include noise interference by the numerical relay’s CPU clock, etc.


Failures on a printed-circuit board (PCB) leading to malfunction or function lock were prominent among switching surge failures."

David Rayworth
Mohamed Aziz Rahim
Power systems protection engineers with PB Power, UK

"...the problems associated with the use of numerical protection relays ... have caused maloperation of protection and even system blackouts, in this way ... can eliminate some of known problems before they become a concern on their system".

"…numeric relays by necessity, embody a level of complexity in the settings, not encountered with previous discrete protection devices. These complexities have necessitated careful management, in order to prevent protection maloperation and the possible system blackouts".

Smarak Swain
Manager, Integrated Electrical Maintenance
D.B.Ghosh
Senior Manager, Integrated Electrical Maintenance

"Critical failure in a numerical relay can degrade protection more significantly than a failure in older systems. Adequate backup protection should be provided accordingly.

Numerical relays are microprocessor based relays. Most operators being in the middle and upper age group need to be trained on its operation and monitoring. Making a retrofit numerical relay connection shall require overhead costs other than just the cost of relay installation".

"The reliability of protective relaying equipment can be evaluated according the failure rate and repair time of different components such as voltage and current signaling sensors, communication units and computation logic unit. It is a conventional practice for a modern power system to apply a highly reliable protection system by installing multiple sets of protective devices for the primary protection and backup protection for the important transmission lines to serve critical customers. The cost effectiveness of the investment of protective relaying system has to be justified according to its contribution to reliability of service interruption cost of customers."

Mohammad Lutfi Othman
Ishak Aris
Senan Mahmod Abdullah
Department of Electrical and Electronic Engineering Universiti Putra Malaysia 

Mohammad Liakot Ali Mohammad Abu Bakar
Bangladesh University of Engineering and Technology

Mohammad Ridzal Othman
Tenaga Nasional Berhad

"Modern digital protective relays which are largely microprocessor-based are vulnerable to failure that is translated into false trip or prevention of operation for a fault. Any incorrect operations on the part of protective relay can result in detrimental effects on the power system operations and the pinnacle of them all are catastrophic events such as major blackouts. A case in point is the total national (Malaysia) blackout on August 1996. From a compounding effect of failed circuit breakers and misoperation of backup overcurrent relay that was wrongly set in terms of operation time, an unimaginable situation resulted involving isolation of Independent Power Producers’ interconnections, a subsequently huge swing in power system and finally cascading tripping of protective relays with eventual total national blackout (Bakar, 2001). To ensure consistent performance reliability, digital protective relays must be regularly and rigorously checked by analysis. The goal of protective relay operation analysis is to ascertain its operation and subsequently maximize its availability and minimize risk of relay misoperation (Kumm et. al., 1994). In analyzing the protective relay, validation of its correct operation and diagnosis of its misoperation is a significant concern to protection engineers in forensic fault analysis (Kezunovic, et. al., 1993). Protective relay operation analysis must be precise in its analysis of relay characteristics, evaluation of relay performance and assessment of relay-power system interaction to ensure that the protective relays operate according to their predetermined settings (Kezunovic and Vasilic, 2003). In examining the success or failure of protective relays to perform to their functions, Schweitzer
Engineering Laboratories reported that 4.6 percent and 0.91 percent of relay operations account for
incorrect operations (misoperations) and failures to operate respectively (Moxley, 2004)."

"Несомненно, что МП устройства облада­ют определенными преимуществами перед электромеханическими реле, но полностью отказываться от использования в электри­ческих установках существующих тради­ционных устройств РЗА с полупроводнико­выми (аналоговыми) и электромеханиче­скими реле не стоит. Достаточно чувстви­тельную, быстродействующую, селектив­ную (избирательную) и надежную РЗ с электромеханическими реле можно исполь­зовать, учитывая, что в настоящее время они стоят намного дешевле цифровых устройств, накоплен большой опыт их эксплуатации и обслуживания".

"Внедрение микропроцессорных устройств РЗА требует как повышения квалификации  релейного  персонала, так и оснащения служб РЗА современными автоматизированными   устройствами  для их технического обслуживания".

Интернет-сайт компании НОВАТЕК-ЭЛЕКТРО
www.naneve.ru/articles/3/44.doc

"В связи с закрытостью нашего рынка в «советский» период и невозможностью сравнения с мировыми тенденциями в данной области большинство отечественных производителей пошли по пути модернизации упомянутого выше реле напряжения серии ЕЛ. Им удалось объединить в одном изделии несколько функций, несколько уменьшить габариты и энергопотребление, но в целом. изделия сохранили все недостатки, присущие аналоговым устройствам: низкую надежность, зависимость от температуры окружающей среды и параметров измеряемого напряжения. В настоящее время большинство отечественных производителей реле постарались перенести схемотехнику ЕЛ на новую элементную базу, в т.ч. и микропроцессорную. Это, кроме упомянутого выше «НПО реле и автоматика» г. Киев, ООО «Реле и автоматика» г. Москва, ОАО «ВНИИР» г. Чебоксары, ЗАО «Завод СТС» и ЗАО «Меандр» г. Санкт-Петербург.  Но, «врожденные пороки» оказались неизлечимы и изменение способа обработки входного сигнала с аналоговой формы на цифровую, существенно не улучшили функциональность реле. Кардинальные изменения в алгоритме принятия решений, т. е. в программе работы реле, не были сделаны, а только добавили к традиционным недостаткам новые: сбои при резких изменениях напряжения, электромагнитных и коммутационных возмущениях, «зацикливание» работы реле, «уход нуля», невозможность стабилизировать гистерезис, пр. Сейчас на рынке России появилось большое количество устройств импортного производства, включая и мировых лидеров электротехнической отрасли АВВ, Сименс и Шнайдер-Электрик. Они отличаются от отечественных устройств продуманным алгоритмом работы микропроцессорной схемы, улучшенным дизайном, меньшими габаритами. Но тщательный анализ приборов защиты по напряжению для низковольтных сетей импортного производства показывает, что все они имеют общие недостатки, скрытые за внешней презентабельностью: работа по пиковым значениям напряжения, невозможность обеспечить множество контролируемых параметров в одном устройстве, низкий запас прочности по напряжению, «комнатный» температурный режим эксплуатации."

Григорьев В. В.
Иванов В.Л.
Степанов В. А. 
Шнеерсон Э. М. 

Интенсивное внедрение цифровых устройств релейной защиты и автоматики (ЦРЗА) на фоне имеющегося дефицита квалифицированного персонала не привело во многих случаях к ожидаемому повышению показателей надежности релейной защиты. Это связано, прежде всего, с ошибками, обусловленными "человеческим фактором", вносимыми на отдельных стадиях внедрения ЦРЗА (проектирование, пусконаладочные работы, эксплуатация).

"О необходимости дополнительной резервной защиты высказывались многие ведущие специалисты. Предлагалась упрощенная электромеханическая панель, которая вводится на отключение в чрезвычайных обстоятельствах, например схожих с югославскими. Для реализации этого предложения не хватает электромеханических дистанционных реле и политического решения. Последнего, видимо, не дождаться, придется определяться самим."

"... периодичность проверок микропроцессорных защит остается практически такой же, как и у электромеханических и микроэлектронных".

17.11.2009
Владимир, здравствуйте.

….Переход с ЭМЗ на микропроцессоры был той  темой, около которой развернулись самые жаркие споры докладчиков с оппонентами*.  Почти у всех выступавших доклады были "чистыми и гладкими".  Самое интересное  было в полемике. И мысли Гуревича точно отражали суть спора в этой теме.

Естественно, нужно было сослаться на Вас, поэтому за то, что этого не было  сделано, приношу свои извинения от лица редакции

---------

 * речь идет о Международной конференции «Современные направления релейной защиты и автоматики», 2009, проходившей в Москве.

"Человек не машина, он может и должен ошибаться, он так устроен. И исходя из этого предлагаемая для него техника должна минимизировать и нивелировать последствия от ошибок. Это вопрос к разработчикам МП техники. Устройства МП защит имеют слабо проработанный человеко-машинный интерфейс".

"А почему бы и нет? Слабо повторить электромеханику на новых реле, необслуживаемых, малогабаритных, малоэнергопотребляющих. Вы тогда впишитесь в легкие блоки питания, небольшие габариты. Основное преимущество электромеханики - самовостановление после любых нештатных ситуаций..."

... покажите мне хоть один новый принцип, реализованный в МП защитах?

---------------------------------

"За 2000-2009 годы по ЛЭП и оборудованию напряжением 110-750 кВ зафиксировано 2913 случаев работы цифровых устройств релейной защиты. Из них правильно в 89,5% случаев, неправильно в 10,6% случаев.
За этот же интервал времени электромеханические устройства релейной защиты работали 17529 раз. Из них правильно в 93,53%, неправильно в 6,48%.
Микроэлектронные устройства релейной защиты работали 5685 раз. Из них правильно – в 92,91% случаев и в 7,07% случаев неправильно.
Все познается в сравнении. При этом необходимо учитывать, что доля цифровых устройств релейной защиты на линиях электропередачи и оборудовании напряжением 110-750 кВ по-прежнему невелика и составляет:
1. для ЛЭП и оборудования напряжением 330-750 кВ 18% от общего числа устройств РЗ (30810 устройств).
2. для ЛЭП и оборудования напряжением 110-220 кВ 10% от общего числа устройств РЗ и АПВ (287733 устройства).

Для цифровых защит за 2000-2009 год:
15,1% - случаев неправильной работы классифицированы как "ошибки в выполненных схемах", кто- бы это мог быть? Какие такие монтажники?
24,5% - случаев неправильной работы "ДЕФЕКТЫ РАЗРАБОТКИ"! ЭТО разработчики...неужели зарубежные? А может быть российские интерпретаторы?
8,2% - "техническая причина не выявлена"

И эта статистика еще не учитывает отказы МУРЗ, не приведшие к неправильным действиям, но потребовавшим замены поврежденных модулей. Если учесть и эти отказы, то разница в надежности МУРЗ и ЭМ будет намного существеннее.

Добавлено: Вс Мар 07, 2010 17:40    Заголовок сообщения: Какой должна быть
 релейная защита в будущем?
http://www.rza.org.ua/forum/viewtopic.php?t=344

"Что интересно, что категорическая критика Ваших трудов исходит только от российских специалистов, что не скажешь о других странах СНГ. Ведь на Украине, в Беларусии и других странах СНГ также немало производителей микропроцессорной техники. И все производители с которыми мы работали наоборот стараются найти обратную связь с потребителем и с нашей же помощью улучшить свои защиты. На этом сайте, я как посмотрю, администрация также оказывает всевозможную поддержку Вашим трудам. Как по мне, то Ваши труды очень актуальны на сегодняшний день и приносят большую пользу специалистам. Из Ваших статей я много узнал об узких местах микропроцессорных защит и эти вопросы при любой возможности стараюсь задать представителям заводов изготовителей МП защит."

Анатолий Беляев, к.т.н., начальник отдела РЗА и АСУЭ, 
Владимир Широков, главный специалист, 
Алексей Емельянцев, главный специалист, 
Специализированное управление «Леноргэнергогаз», г. СанктПетербург

(из статьи "Цифровые терминалы РЗА. Опыт адаптации к российским условиям")

В терминале Siprotec  7SJ642 (Siemens) заложена неоправданная техническая и информационная избыточность. В руководстве по эксплуатации (C53000G1140C1476, 2005 г.) отмечается «простота работы с устройством с помощью интегрированной панели управления или посредством подключения ПК с системной программой DIGSI», что не соответствует действительности. Например, требуется вводить около 500 параметров (уставок), не считая внесения неизбежных изменений в матрицу сигналов, а у каждого из сигналов есть «свойства», влияющие на работу устройства (распечатанная из DIGSI матрица сигналов занимает около 100 страниц англоязычного текста).

Учитывая необходимость составления заданий на наладку и протоколов проверки терминалов, где должны указываться все параметры настройки, объем документации становится неподъемным. Большой объем вводимой информации усложняет настройку. Информационная избыточность повышает вероятность ошибок, связанных с человеческим фактором. Техническая избыточность требует для работы с терминалом специалистов высокой квалификации.

Документация фирмы по рассматриваемым терминалам – это тысячи страниц, но при этом зачастую нет нужной информации, встречаются ошибки.

Алексей Федосов,
Евгений Пусенков,
филиал ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Сибири

В итоге, по нашему мнению, необходимо создать ряд типовых решений и наметить передовые направления в области противоаварийной автоматики."

Электромеханика гораздо надёжнее. Лично я ей верю больше, чем разным МП УРЗА. А вот стык МП УРЗА и той самой АСУ ТП - тайна за семью печатями.  Да и вообще, из того, что я слышал, нефига включать УРЗА в сеть. 

В своё время, лет пять назад, на курсах по GE я задал вопрос Хорхе Корденасу, первому моему сенсею по GE. Можно-ли вырубить УРЗА GE удалённо. Он сперва не понял, а потом, задумавшись сказал, если терминал в сети, и вырубить GPRS, то да, возможно. Может он имел в виду ДЗЛ.
Но три года назад Илья Волох нам наглядно показал, как можно управлять терминалом из любого места, если он в сети. Как доказательство преимущества GE. Какое нахрен преимущество, если любой потный хакер из Пентагона одним нажатим кнопки загасит всю нашу энергосистему? И самолёты посылать не надо. 

Это преимущество? На мой взгляд, УРЗА включать в сеть нельзя, и поэтому АСУ ТП не нужно.

д.т.н., профессор, заместитель генерального директора по науке ОАО «ВНИИР», г. Чебоксары

КОНФЕРЕНЦИЯ ПО РАЗВИТИЮ РЗА ЭНЕРГОСИСТЕМ
Интеллектуальные возможности релейной защиты

Новости электротехники, Журнал №4 (58) 2009 год

Вторая Международная конференция «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем» состоялась в Москве 7–10 сентября 2009 года.

 «Раньше и теперь: сравнение сложности полносхемных защит»
Б. Моррис, Р. Моксли, К. Куш (Schweitzer Engineering Laboratories, США)

Авторы выступления в необычном ракурсе показали современный процесс совершенствования РЗА. Они ставят под сомнение необходимость всё большего усложнения защит, аргументируя это сравнительными оценками надежности защит на основе простых электромеханических реле и многофункциональных микропроцессорных систем защиты. Путем расчетов выявлена тенденция снижения надежности систем релейной защиты, построенных на основе всё более усложняющихся микропроцессорных устройств.

------------------------------------