CC BY
26
Оригинальная статья / Original article УДК 621.311.001
DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2020-1 -85-96
Использование математической модели для настройки цифровой дифференциальной защиты трансформатора
© М.В. Андреев, А.А. Суворов, А.В. Киевец, В.Е. Рудник
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия
Резюме: Цель - защита электроэнергетической системы, являющаяся одной из наиболее сложных и актуальных задач, поскольку от правильности функционирования релейной защиты и автоматики во многом зависит устойчивость работы электроэнергетической системы в целом. Главная трудность заключается в определении настроек, обеспечивающих корректное функционирование релейной защиты в энергосистемах. Причиной этого является отсутствие методов и средств, позволяющих адекватно учесть динамику изменения режима электроэнергетической системы во время аварии. Сказанное подтверждается применением для расчета токов коротких замыканий, используемых при формировании настроек релейной защиты, максимально упрощенных моделей оборудования электроэнергетической системы и соответствующих математических методов, позволяющих весьма грубо оценить действующее значение токов коротких замыканий в момент времени t = 0 с только для одной фазы. Для расчета токов остальных фаз применяется метод симметричных составляющих. Существенное несоответствие в некоторых случаях таких настроек фактическим условиям функционирования защиты подтверждается статистикой аварийности в электроэнергетической системе, а также статистическими данными неправильных действий релейной защиты. Авторами предложен новый подход настройки релейной защиты. Его особенностью является использование детализированных математических моделей, описывающих процессы одновременно во всей совокупности элементов в схеме релейной защиты, включая первичные преобразователи, в комбинации с гибридным симулятором энергосистем всережимного моделирующего комплекса реального времени электрооборудования электроэнергетических систем, реализующего методически точное аналого-цифровое решение математических моделей оборудования электроэнергетической системы. Используя данный подход, выполнена настройка цифровой дифференциальной защиты трансформатора с применением стандартной четы-рехзонной характеристики срабатывания. Также авторами предложен новый подход по формированию гибкой многозонной характеристики срабатывания, огибающей аварийные характеристики д = ^т) тех режимов, в которых цифровая дифференциальная защита трансформатора не должна срабатывать. Внедрение данной методики позволит определить настройки релейной защиты в конкретных условиях ее функционирования, отказаться от излишнего загрубления уставок, что в совокупности обеспечит надежное всережимное функционирование защиты.
Ключевые слова: математическое моделирование, гибридное моделирование, настройка, релейная защита, всережимный моделирующий комплекс, электрооборудование электроэнергетических систем
Благодарности: Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации, Соглашение № 075-15-2019-1052.
Информация о статье: Дата поступления 10 октября 2019 г.; дата принятия к печати 19 декабря 2019 г.; дата онлайн-размещения 28 февраля 2020 г.
Для цитирования: Андреев М.В., Суворов А.А., Киевец А.В., Рудник В.Е. Использование математической модели для настройки цифровой дифференциальной защиты трансформатора. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2020. Т. 24. № 1. С. 85-96. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-1-85-96
Digital transformer differential protection setting using its mathematical models
Mikhail V. Andreev, Aleksey A. Suvorov, Anton V. Kievets, Vladimir E. Rudnik
National research Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russia
Abstract: The purpose of protecting the electric power system is one of the most complicated and urgent tasks since the stability of the whole electric power system largely depends on the correct operation of relay protection and automation. The main difficulty lies in determining the settings that ensure the correct operation of relay protection in power systems. The reason for this is the lack of methods and means providing the opportunity for adequate consideration of the varia-
tion dynamics of the electric power system mode during the accident. This is confirmed by the application of the most simplified models of electric power system equipment and corresponding mathematical methods for calculating short-circuit currents used in the formation of relay protection settings, which allow a very rough estimate of the effective value of short-circuit currents at the time period t = 0 s for only one phase. To calculate the currents of remaining phases, the method of symmetric components is used. In some cases, significant discrepancy of such settings to the actual conditions of protection operation is proved by the statistics of electric power system accidents, as well as by the statistical data of incorrect relay protection actions. The authors propose a new approach to relay protection setting. Its feature is the use of detailed mathematical models describing the processes simultaneously in the totality of all elements in the relay protection circuit (including primary converters) in combination with a hybrid simulator of power systems of an alltime simulation complex of electric power system electrical equipment real-time, which implements a methodically accurate analog-digital solution of mathematical models of electric power system equipment. Using this approach, the digital differential protection of a transformer is configured using a standard four-zone tripping characteristic. Also, the authors propose a new approach to the formation of a flexible multi-zone tripping characteristic that envelopes the emergency characteristics of ^ = f(IT) of those modes in which the digital differential protection of the transformer should not be triggered. The introduction of this procedure will allow to determine relay protection settings in specific conditions of its operation as well as to avoid excessive roughening of settings, which will ensure reliable all-time operation of protection.
Keywords: mathematical modeling, hybrid modeling, tuning, relay protection, all-mode modeling complex, electrical equipment of electric power systems
Acknowledgements: The performed work is supported by the Ministry of science and higher education of the Russian Federation, Agreement No. 075-15-2019-1052.
Information about the article: Received October 10, 2019; accepted for publication December 19, 2019; available online February 28, 2020.
For citation: Andreev MV, Suvorov AA, Kievets AV, Rudnik VE. Digital transformer differential protection setting using its mathematical models. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2020;24(1):85-96. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-1-85-96
1. ВВЕДЕНИЕ
В электрооборудовании электроэнергетических систем (ЭЭС) неизбежно возникают различного рода повреждения, среди которых наиболее опасным является короткое замыкание (КЗ). Задача обнаружения и локализации КЗ возлагается на релейную защиту (РЗ), правильность функционирования которой в значительной степени определяется ее настройкой.
Проанализировав конкретные причины неправильных действий РЗ [1-4], можно утверждать, что сохраняется проблема определения уставок защиты, гарантирующих с высокой вероятностью ее корректное функционирование в конкретных рабочих условиях. Это обусловлено значительным количеством влияющих на конечное решение факторов. К ним прежде всего относятся: вид повреждения, место повреждения, наличие электрической дуги или переходного сопротивления в месте повреждения, возможность перехода одного вида повреждения в другой, конфигурация ЭЭС и ее эквивалентные параметры относительно места повреждения и установки
РЗ, которые могут изменяться во времени как в зависимости от режимов работы ЭЭС, так и непосредственно во время аварии вследствие отключения (включения) отдельных выключателей и др.
2. ПОСТАНОВКА ПРОБЛЕМЫ
Учет большей части перечисленных выше факторов возможен только при формировании настроек РЗ в процессе детального математического моделирования как ЭЭС, так и самих РЗ, включая первичные измерительные преобразователи: трансформаторы тока (ТТ) и напряжения.
О возможности и перспективности применения математических моделей для настройки РЗ упоминается во множестве работ, в частности [5-14]. Объектом исследования всех проектов является современная цифровая релейная защита (ЦРЗ), в рамках данной статьи - цифровая дифференциальная защита трансформатора (ЦДЗТ). В результате литературного обзора выделены следующие недостатки.
1. Слабо проработаны математические модели промежуточных преобразова-
ISSN 1814-3520
телей [5-10, 13, 14] в составе ЦРЗ. Элементы моделируются в виде коэффициентов трансформации.
2. При моделировании РЗ полностью исключены модели промежуточных преобразователей и фильтров [10, 11] измерительной части ЦРЗ. Влияние различных промежуточных преобразователей и фильтров ЦРЗ исследовано авторами в [15].
3. Первичные преобразователи, промежуточные преобразователи и фильтры моделируются независимо друг от друга [5-14]. При этом для ТТ, например, вследствие этого исключается влияние на его работу нелинейной частотно-зависимой нагрузки.
4. Упрощенно (без учета гистерезиса) моделируется [5-10, 13, 14] характеристика намагничивания ТТ.
5. При моделировании ТТ нагрузка, в которую входят другие элементы измерительной части (ИЧ) (частотные фильтры, промежуточные трансформаторы), воспроизводится упрощенно в виде сопротивления, величина которого задана в пределах допустимого значения и имеет явно выраженный тип, как правило, резистивный [514]. При этом доказано теоретически и экспериментально [16], что величина и характер нагрузки (резистивный, резистивно-индуктивный, резистивно-емкостный или резистивно-индуктивно-емкостный) в значительной степени определяет вторичный сигнал и погрешности ТТ.
Учитывая вышесказанное, на сегодняшний день разработка более совершенных методов и средств настройки РЗ, учитывающих современные особенности развития ЭЭС, является актуальной.
3. ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЯ
Авторами реализуется проект, направленный на разработку методики настройки РЗ современных ЭЭС, основой которой является совместное использование Всережимного моделирующего комплекса реального времени электрооборудования электроэнергетических систем
(ВМК РВ ЭЭС) и детальных математических моделей РЗ, воспроизводящих как единое целое все ключевые и известные элементы защиты. Целью представленных исследований являлись разработка и исследования подобных методов настройки применительно к ЦДЗТ.
4. МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Авторами сформулирован и обоснован подход к разработке детальных математических моделей РЗ, называемых «все-режимными». Положения этого подхода представлены, например в [17]. Радикальным его отличием от существующих является моделирование одновременно всей совокупности элементов, входящих в состав конкретной РЗ, включая первичные преобразователи, а не отдельные элементы измерительных трансформаторов, частотных фильтров, реле и т.д. Другой важной особенностью является применение Всережимного моделирующего комплекса реального времени электрооборудования электроэнергетических систем (ВМК РВ ЭЭС) [18] в качестве источника первичной информации о процессах в ЭЭС. Следует отметить, что математическая модель защиты реализована в специализированном гибридном процессоре моделирования цифровой релейной защиты (СГП ЦРЗ) [19], который совместно с ВМК РВ ЭЭС использовался в работе для выполнения экспериментов.
Что касается настройки РЗ, то обобщенно предлагаемый подход описывается схемой на рис. 1.
Настройки РЗ определяются в процессе моделирования режимов в совокупной модели «ЭЭС-РЗ». После того как выполнена проверка во всех режимах, и некорректного поведения защиты не выявлено, формируются уставки для реального устройства защиты. Данный подход представляется долгим и трудозатратным, однако позволяет более адекватно настроить РЗ. Это достигается благодаря учету влияния всего оборудования ЭЭС, а также про-
межуточных преобразователей и фильтров в измерительной части РЗ. Данный алгоритм можно автоматизировать, что будет являться последующей работой авторов. В таком случае экономия времени станет существенной. Предлагаемый подход является гибким с точки зрения адаптации к изменениям в ЭЭС. Добавляя новые модели, например, возобновляемых источников энергии, FACTS и HVDC систем и др. в модель ЭЭС, можно анализировать их влияние на функционирование конкретной РЗ и учитывать его в ее настройках естественным образом.
Алгоритм ЦДЗТ определяет факт наличия или отсутствия внутреннего КЗ в соответствии с характеристикой срабатывания (ХС) на рис. 2 а (доп. торм. - зона дополнительного торможения) в зависимости от текущих значений дифференциального (Idiff = 1д) и тормозного токов (Irest = It). Суть настройки дифференциальной защиты заключается в определении координат точек для построения ХС, разделяющей плоскость на области срабатывания и несрабатывания. При этом используются следующие параметры: Idiff> - минимальный ток срабатывания, Idiff>> - ток срабатывания дифференциальной отсечки, Ibase1 - поло-
жение точки пересечения характеристики торможения с осью X, slope1 - наклон первой ветви характеристики срабатывания, 1ьаве2 - ток начала торможения характеристики, slope2 - минимальная уставка наклона второго участка характеристики торможения, 1ас|с1 - ток дополнительного торможения.
При использовании стандартной четрыхзонной ХС возможно существенное снижение чувствительности защиты на начальном этапе (работа без торможения) при отстройке от некоторых режимов, в которых высок риск неправильного действия ЦДЗТ. При таком методе настройки не всегда получается обеспечить максимальную чувствительность ЦДЗТ, исключив при этом все неправильные действия. Поэтому ниже предложен альтернативный подход формирования ХС ЦДЗТ, базирующийся исключительно на результатах моделирования «ЭЭС-РЗ». Данный подход исключает необходимость предварительного расчета уставок. Суть его отражает рис. 2 Ь: внутр. КЗ - аварийные характеристики при внутренних КЗ; режимы несраб. - режимы, в которых ЦДЗТ не должна срабатывать; со-вокуп. несраб. - совокупная аварийная характеристика.
Рис. 1. Обобщенная структура предлагаемого подхода Fig. 1. Generalized structure of the proposed approach
b
Рис. 2. Формирование характеристики срабатывания цифровой дифференциальной защиты трансформатора: а - стандартная четырехзонная характеристика срабатывания; b - формирование характеристики срабатывания на основании результатов
моделирования (AI - запас) Fig. 2. Formation of NTDP tripping characteristic: a - standard four-zone tripping characteristic; b - tripping characteristic formation based on simulation results (AI - reserve)
Новая ХС отстает от ближайшей аварийной характеристики на Д1. Основная сложность данного подхода заключается в необходимости продумать на начальном этапе перечень режимов для моделирования. Поначалу он может быть весьма широким, однако в результате исследований функционирования РЗ некоторые режимы объективно могут быть отброшены. В статье не показано, но следует отметить, что в процессе исследований была выявлена возможность исключения режимов перехода одного вида КЗ в другой. Предлагаемый подход требует использовать детальные математические модели ЭЭС и РЗ.
Возникает вопрос о том, что должна учитывать математическая модель РЗ, чтобы называться адекватной. На этот вопрос применительно к ЦДЗТ авторы ответили, основываясь на исследованиях [15, 17].
Далее представлены фрагменты исследований функционирования ЦДЗТ. В качестве защищаемого выбран силовой трансформатор 80000 кВ А,110/35/10.5 кВ.
5. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Первоначально исследовалась работа модели ЦДЗТ, настроенной по стандартной методике [20]. Результаты некото-
рых режимов представлены на рис. 3-5.
При трехфазном внешнем КЗ на стороне СН произошло попадание аварийной характеристики в зону срабатывания и как следствие - ложное действие ЦДЗТ. Для пояснения причин неправильного действия ЦДЗТ приведем осциллограмму токов фазы А на выходе измерительных частей, подключенных к сторонам ВН, СН и НН силового трансформатора (рис. 3 а: 1а_ВН, 1а_СН, 1а_НН - токи фазы А соответственно стороны высшего напряжения (ВН), среднего (СН) и низшего (НН) напряжения защищаемого силового трансформатора).
Основная причина ложного действия при трехфазном КЗ связана со значительным смещением по фазе токов ВН и НН относительно друг друга из-за влияния работы синхронного двигателя, который перешел в асинхронный режим после КЗ. В итоге токи ВН и НН не суммируются, а в некоторый момент времени почти полностью компенсируют друг друга. При этом компенсация тока СН мала. Все это, в конечном счете, дает увеличение дифференциального тока. Для сравнения, при однофазном КЗ смещение между токами на выходах измерительных частей со сторон ВН и НН незначительно, и они в сумме компенсировали ток СН. При двухфазном КЗ
а
b
Рис. 3. Токи фазы А (Ia) на выходе измерительных частей, подключенных к сторонам ВН, СН и НН силового трансформатора при КЗ: а - ABCG на шинах 35 кВ; b - ABG на шинах 35 кВ Fig. 3. Phase A currents (Ia) at the output of the measuring parts connected to HV, MV and LV sides of the power transformer under short circuits: a - ABCG on 35kV buses; b - ABG on 35kV buses
это смещение также невелико. Для подтверждения приведем осциллограмму токов фазы А на выходе измерительных частей, подключенных к сторонам ВН, СН и НН силового трансформатора при двухфазном КЗ (рис. 3 Ь). Причина того, что при двухфазном КЗ смещения токов ВН и НН нет, а при трехфазном оно есть, связана с различной фазовой погрешностью ТТ и измерительной части ЦДЗТ в целом, ввиду того, что трехфазное КЗ более тяжелое. Кроме того, момент установки КЗ не контролировался, вследствие чего момент начала и динамика затухания переходного процесса сильно различались. В данном случае некоторый эффект неопределенности добавляет реалистичности моделируемым режимам КЗ. Представленный опыт наглядно показал, что от того, как будет развиваться режим ЭЭС во время аварии, определяет поведение защиты.
Несинхронное включение генераторов (рис. 4 а: доп. торм - зона дополнительного торможения; Д - дифференциальный ток; Т - тормозной ток) ближайшей электростанции приводит к незначительному броску тока намагничивания (БНТ). Данный процесс, однако, сопровождается продолжительными качаниями в энергосистеме, что сказывается на динамике изменения аварийных характеристик - периодические переходы из зоны несрабатывания в зону срабатывания и наоборот. В каждой зоне характеристики находится по 4-5 периодов (80-100 м/с), что более чем достаточно для срабатывания защиты. Рис. 4 Ь отображает изменения гармонических составляющих во времени: по оси Y откладывается доля исследуемой гармоники по отношению к первой (50 Гц), иначе говоря: «доля, %» равна отношению текущего значения исследуемой гармоники к значению
a
первой гармоники. В соответствии с этими диаграммами наблюдается кратковременное превышение уставки в 15% по 2-й гармонике (Иагт2). На протяжении основной части режима 3-я гармоника (НагтЗ) имеет большую долю, чем 2-я и 5-я (Нагт5), но недостаточную (меньше 15 и 20%, соответственно), чтобы блокировать действие комплектов ЦДЗТ. «Качания» сигналов связаны с качаниями синхронного генератора на электростанции, которые к концу записанного процесса (10 с) начинают затухать, т.е. генератор втягивается в синхронную работу. Этот режим не является аварийным, а, соответственно, генератор не должен выводиться из работы. Тем не менее подобный режим спровоцировал ложное действие защиты трансформатора близко расположенной подстанции. Соответственно, его необходимо учесть при формировании
итоговой ХС, поскольку выявлены неправильные незаблокированные действия защиты.
Для отстройки от ложных срабатываний сведем все траектории Д = ^Т), соответствующие режимам, в которых это имело место быть, в одни координаты и сформируем новые характеристики срабатывания для комплектов каждой фазы. Для сравнения на рисунках представлены два варианта формирования ХС: 1) стандартная четырехзонная ХС (рис. 5 а), проходящая над аварийными характеристиками, в которой возможно неправильное действие защиты; 2) многозонная ХС по предлагаемому методу (рис. 5 Ь). На этих же осях отражена ХС, построенная в соответствии с начальными настройками по стандартной методике.
30
25
£ 20
к - 15
s 10
n
5
0
—Harm2 —НагтЗ — Harm 5
_я
i
11 III Л
¡t m SVST ■»»У 2У2К ,—^
№j \ ----
10
t, с
b
Рис. 4. Аварийная характеристика и характеристика срабатывания комплекта фазы А при несинхронном включении генераторов на электростанции (a); гармонический состав
фазного тока стороны ВН (b) Fig. 4. Fault curve and tripping characteristic of the phase A set under asynchronous connection of power plant generators (a); harmonic component of HV phase current (b)
a
b
Рис. 5. Формирование четырехзонной характеристики срабатывания по результатам моделирования (а); формирование многозонной характеристики срабатывания по
результатам моделирования (b) Fig. 5. Four-zone tripping characteristic formation based on simulation results(а); multi-zone tripping characteristic formation based on simulation results (b)
а
Выводы по всем исследованным режимам.
1. При внешних КЗ аварийные характеристики поврежденных фаз смещались вдоль оси абсцисс во второй сектор под ХС (зона несрабатывания). Исключение составляют все режимы с трехфазными КЗ, в которых характеристики сразу смещались в зону срабатывания при возникновении данного вида повреждения. Во всех опытах, включавших трехфазное КЗ, наблюдалось неправильное действие комплектов ЦДЗТ. Это наглядно продемонстрировал тот факт, что предшествующий аварии режим ЭЭС и дальнейшая реакция энергосистемы определяют погрешности элементов РЗ и поведение защиты в целом. Это подкрепляет вывод о необходимости настройки РЗ (или верификации настроек) на основании детального динамического (с использованием системы дифференциальных уравнений) моделирования совокупности «ЭЭС-РЗ». В противном случае такие режимы могли быть выявлены только при эксплуатации.
2. Ни в одном режиме внутреннего КЗ неправильных действий комплектов ЦДЗТ не наблюдалось.
3. Во всех режимах БНТ наблюдалось разное по длительности пребывания попадание аварийных характеристик в зону срабатывания для комплектов ЦДЗТ. При этом доля 2-й гармонической составляющей превышала уставку 15%, что должно блокировать работу ЦДЗТ. Исключением был режим несинхронного включения генераторов на ближайшей электростанции:
сначала один генератор, через 0,1 с - второй генератор. Данный режим характеризовался продолжительными качаниями в энергосистеме. При этом наблюдались периодические переходы из зоны несрабатывания в зону срабатывания и наоборот. Гармоническое торможение в данном режиме не блокировало действие комплектов ЦДЗТ, что являлось некорректным.
4. При исследовании ЦДЗТ в режиме перевозбуждения трансформатора наблюдались попадания аварийной характеристики в зону срабатывания. При этом, однако, четко срабатывала гармоническая блокировка.
6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В статье представлена новая методика настройки ЦДЗТ, адаптируемая под развитие современных энергосистем. Внедрение данной методики позволит определять настройки релейной защиты в конкретных условиях ее функционирования, отказаться от излишнего загрубления уставок, что в совокупности обеспечит надежное всережимное функционирование защиты.
В перспективе процесс настройки РЗ с использованием разработанной методики планируется автоматизировать, разработав соответствующее программное обеспечение, которое будет работать автономно либо в сочетании с ВМК РВ ЭЭС. Также планируется разработка системы удаленной настройки РЗ в реальном времени без вывода ее из эксплуатации.
Библиографический список
1. Sykes J., Madani V., Burger J., Adamiak M., Premer-lani W. Reliabilty of Protection Systems (What Are the real Concerns) // Proceeding Protective Relay Engineer Conference (College Station, 29 March - 1 April 2010). College Station: IEEE, 2010. P. 1-16. https://doi.org/10.1109/CPRE.2010.5469482
2. Kjolle G.H., Heggset J., Hjartsjo B.T., Engen H. Protection system faults 1999-2003 and the influence on the reliability of supply // Conference Power Tech (St. Petersburg, 27-30 June 2005). St. Petersburg: IEEE, 2005. P. 1-6. https://doi.org/10.1109/ PTC.2005.4524408
3. Соловьев А.Л. Релейная защита и повышение
надежности электроснабжения // Энергетик. 2009. № 10. C. 22.
4. Atputharajah A., Kumar Saha T. Power System Blackouts - Literature review // International Conference on Industrial and Information Systems (ICIIS) (Sri Lanka, 28-31 December 2009). Sri Lanka: IEEE, 2009. P. 460-465. https://doi.org/10.1109/ICIINFS. 2009.5429818
5. Rongxiang Y., Hailiang Z. Research and Development of Visual Relaying Protection Setting Simulation System // 2006 International Conference on Power System Technology (Chongqing, 22-26 October 2006). Chongqing: IEEE, 2006. P. 1-4.
http://dx.doi.org/10.1109/ICPST.2006.321943
6. Motter D., Vieira J.C.M., Coury D.V. Development of frequency-based anti-islanding protection models for synchronous distributed generators suitable for real time simulations // IET Generation, Transmission & Distribution. 2015. Vol. 9. No. 8. P. 708-718. http://dx.doi.org/10.1049/iet-gtd.2014.0390
7. Meliopoulos A.P.S., Cokkinides G.J., Myrda P., Yu Liu, Rui Fan, Liangyi Sun, et al. Dynamic State Estimation-Based Protection: Status and Promise // IEEE Transactions on Power Delivery. 2016. Vol. 32. Issue 1. P. 320-330. http://dx.doi.org/10.1109/TPWRD. 2016.2613411
8. Qiteng Hong, Booth C., Dysko A., Catterson V. Design of an intelligent system for comprehensive validation of protection settings // 13th International Conference on Development in Power System Protection 2016 (DPSP) (Edinburgh, 7-10 March 2016). Stevenage: Institution of Engineering and Technology, 2016. P. 16. http://dx.doi.org/10.1049/cp.2016.0080
9. Rodriguez D.F.C., Osorio J.D.P., Ramos G. Virtual Relay Design for Feeder Protection Testing With Online Simulation // Conference Industry Applications Society Annual Meeting (Portland, 2-6 October). Portland: IEEE, 2016. Р. 1-7. https://doi.org/10.1109/ IAS.2016.7731981
10. Mahadevan N., Dubey A., Chhokra A., Guo H., Karsai G. Using Temporal Causal Models to isolate Failures in Power System Protection Devices // IEEE Instrumentation & Measurement Magazine. 2015. Vol. 18. No. 4. P. 28-39. https://doi.org/10. 1109/MIM.2015.7155770
11. Shih-Chieh Hsieh, Chao-Shun Chen, Cheng-Ta Tsai, Cheng-Ting Hsu, Chia-Hung Lin. Adaptive Relay Setting for Distribution Systems Considering Operation Scenarios of Wind Generators // IEEE Transactions on Industry Applications. 2014. Vol. 50. Issue 2. P. 13561363. https://doi.org/10.1109/TIA.2013.2274613
12. Румянцев Ю.В. Комплексная модель для исследования функционирования цифровой дифференциальной защиты силового трансформатора // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2016. Т. 59. № 3. С. 203-224.
https://doi.org/10.21122/1029-7448-2016-59-3-203-224
13. Ершов Ю.А., Киселев Д.Н. Исследование цифровых дифференциальных защит трансформаторов // Приоритетные научные направления: от теории к практике. 2016. № 34-1. С. 176-185.
14. Ершов Ю.А., Малеев А.В. Моделирование микропроцессорных релейных защит в среде MATLAB // Журнал Сибирского федерального университета. Серия: Техника и технологии. 2010. Т. 3. № 2. С. 220-228.
15. Andreev M.V., Gusev A., Suvorov A., Ruban N., Ufa R. Study of mutual influence of measuring part elements of transformer differential protection and its impact on the primary signal processing // Przeglad El-ektrotechniczny. 2018. Vol. 94. No. 9. P. 71-74. https://doi.org/10.21122/10.15199/48.2018.09.18
16. Erenturk K. ANFIS-Based Compensation Algorithm for Current-Transformer Saturation Effects // IEEE Transactions on Power Delivery. 2009. Vol. 24. No. 1. P. 195-201. 2009. https://doi.org/ 10.1109/tpwrd.2008.2005882
17. Андреев М.В., Рубан Н.Ю., Суворов А.А., Уфа Р.А. Исследование измерительной части цифровых устройств релейной защиты // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. 2017. № 5. С. 92-98. http://dx.doi.org/10.17213/0136-3360-2017-5-92-98
18. Андреев М.В., Боровиков Ю.С., Гусев А.С., Су-лайманов А.О., Суворов А.А., Рубан Н.Ю., Уфа Р.А. Концепция и базовая структура всережимного моделирующего комплекса // Газовая промышленность. Автоматизация. 2017. № 5. С. 18-27.
19. Андреев М.В., Суворов А.А., Аскаров А.Б., Кие-вец А.В. Проблема численного моделирования цифровой релейной защиты и ее аналого-цифровое (гибридное) решение // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. № 6. 2018. С. 77-83. http://dx.doi.org/10.17213/0136-3360-2018-6-77-83
20. Manual for Differential Protection 7UT6x V4.6, Siemens, 2014 // Manuals [Электронный ресурс]. URL: https://www.manualslib.com/manual/1406580/ Sie-mens-Siprotec-4-7ut6-Series.html?page=92 (23.02.2018).
References
1. Sykes J, Madani V, Burger J, Adamiak M, Premerlani W. Reliabilty of Protection Systems (What Are the real Concerns). In: Proceeding Protective Relay Engineer Conference. 29 March - 1 April 2010, College Station. College Station: IEEE; 2010, p. 1-16. https://doi.org/10.1109/CPRE.2010.5469482
2. Kjolle GH, Heggset J, Hjartsjo BT, Engen H. Protection system faults 1999-2003 and the influence on the reliability of supply. In: Conference Power Tech. 27-30 June 2005, St. Petersburg. St. Petersburg: IEEE; 2005, p. 1-6. https://doi.org/10.1109/PTC.2005.4524408
3. Soloviev AL. Relay protection and improvement of power supply reliability. Energetik = Power and Electrical Engineering. 2009;10:22. (In Russ.)
4. Atputharajah A, Kumar Saha T. Power System Blackouts - Literature review. In: International Conference on Industrial and Information Systems (ICIIS). 2831 December 2009, Sri Lanka. Sri Lanka: IEEE; 2009, p. 460-465. https://doi.org/10.1109/ICIINFS. 2009.5429818
5. Rongxiang Y, Hailiang Z. Research and Development of Visual Relaying Protection Setting Simulation System. In: International Conference on Power System Technology. 22-26 October 2006, Chongqing. Chongqing: IEEE; 2006, p. 1-4. 10.1109/ICPST.2006.321943
6. Motter D, Vieira JCM, Coury DV. Development of frequency-based anti-islanding protection models for synchronous distributed generators suitable for real-
time simulations. IET Generation, Transmission & Distribution. 2015;9(8):708—718. http://dx.doi.org/10.1049/iet-gtd.2014.0390
7. Meliopoulos APS, Cokkinides GJ, Myrda P, Yu Liu, Rui Fan, Liangyi Sun, et al. Dynamic State Estimation-Based Protection: Status and Promise. IEEE Transactions on Power Delivery. 2016;32(1):320-330. http://dx.doi.org/10.1109/TPWRD.2016.2613411
8. Qiteng Hong, Booth C, Dysko A, Catterson V. Design of an intelligent system for comprehensive validation of protection settings. In: 13th International Conference on Development in Power System Protection 2016 (DPSP). 7-10 March 2016. Edinburgh: Stevenage Institution of Engineering and Technology; 2016, p. 1-6. http://dx.doi.org/10.1049/cp.2016.0080
9. Rodriguez DFC, Osorio JDP, Ramos G. Virtual Relay Design for Feeder Protection Testing With Online Simulation. In: Conference Industry Applications Society Annual Meeting. 2-6 October, Portland. Portland: IEEE, 2016. P. 1-7. https://doi.org/10.1109/IAS.2016.7731981
10. Mahadevan N, Dubey A, Chhokra A, Guo H, Karsai G. Using Temporal Causal Models to isolate Failures in Power System Protection Devices. IEEE Instrumentation & Measurement Magazine. 2015;18(4):28-39. https://doi.org/10.1109/MIM.2015.7155770
11. Shih-Chieh Hsieh, Chao-Shun Chen, Cheng-Ta Tsai, Cheng-Ting Hsu, Chia-Hung Lin. Adaptive Relay Setting for Distribution Systems Considering Operation Scenarios of Wind Generators. IEEE Transactions on Industry Applications. 2014;50(2):1356-1363. https://doi.org/10.1109/TIA.2013.2274613
12. Rumiantsev YuV. A Comprehensive Model for the Power Transformer Digital Differential Protection Functioning Research. Energetika. Proceedings of CIS Higher Education Institutions and Power Engineering Associations. 2016;59(3):203-224. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2016-59-3-203-224. (In Russ.)
13. Ershov YuA, Kiselev DN. Research of digital differential protection of transformers. Prioritetnye nauchnye napravleniya: ot teorii k praktike = Priority research pro-
spects: from theory to practice. 2016;34-1:176—185. (In Russ.)
14. Ershov YuA, Maleev AV. Microprocessor Relay Protection Modeling in MATLAB. Zhurnal Sibirskogo federal'nogo universiteta. Seriya: Tekhnika i tekhnologii = Journal of Siberian Federal University. Engineering & Technologies. 2010;3(2):220-228. (In Russ.)
15. Andreev MV, Gusev A, Suvorov A, Ruban N, Ufa R. Study of mutual influence of measuring part elements of transformer differential protection and its impact on the primary signal processing. Przeglad Elektrotechniczny. 2018;94(9):71—74.
https://doi.org/10.21122/10.15199/48.2018.09.18
16. Erenturk K. ANFIS-Based Compensation Algorithm for Current-Transformer Saturation Effects. IEEE Transactions on Power Delivery. 2009;24(1):195-201. https://doi.org/10.1109/tpwrd.2008.2005882
17. Andreev MV, Ruban NYu, Suvorov AA, Ufa RA. A Study of the Measurement Section of Digital Relay Protection Units. Izvestiya vysshih uchebnyh zavedenii. Elektromehanika = Russian Electromechanics. 2017;5:92-98. http://dx.doi.org/10.17213/0136-3360-2017-5-92-98 (In Russ.)
18. Andreev MV, Borovikov YuS, Gusev AS, Sulaima-nov AO, Suvorov AA, Ruban NYu, Ufa RA. Concept and Basic Structure of the All-Mode Modeling Complex. Gazovaya promyshlennost' = Gas industry of Russia 2017;5:18-27. (In Russ.)
19. Andreev MV, Suvorov AA, Askarov AB, Kievets AV. The Problem of Digital Relay Protection Numerical Simulation and its Analog-Digital (Hybrid) Solution. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedenii. Elektromek-hanika = Russian Electromechanics. 2018;6:77-83. http://dx.doi.org/10.17213/0136-3360-2018-6-77-83
(In Russ.)
20. Manual for Differential Protection 7UT6x V4.6, Siemens, 2014. Manuals. Available from: https://www.manualslib.com/manual/1406580/Siemens-Siprotec-4-7ut6-Series.html?page=92 [Accessed 23rd February 2018].
Критерии авторства
Андреев М.В., Суворов А.А., Киевец А.В., Рудник В.Е. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.
Authorship criteria
Andreev M.V., Suvorov A.A., Kievets A.V., Rudnik V.E. declare equal participation in obtaining and formaliza-tion of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Conflict of interests
The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
Андреев Михаил Владимирович,
кандидат технических наук, доцент, заведующий научно-исследовательской лабораторией моделирования электроэнергетических систем, Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия; [XI e-mail: [email protected]
Суворов Алексей Александрович,
кандидат технических наук, ассистент,
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия; e-mail: [email protected]
Киевец Антон Владимирович,
инженер-исследователь научно-исследовательской
лаборатории моделирования
электроэнергетических систем,
Национальный исследовательский Томский
политехнический университет,
634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия;
e-mail: [email protected]
Рудник Владимир Евгеньевич,
инженер-исследователь научно-исследовательской
лаборатории моделирования
электроэнергетических систем,
Национальный исследовательский Томский
политехнический университет,
634050, г. Томск, пр. Ленина, 30, Россия;
e-mail: [email protected]
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Mikhail V. Andreev,
Cand. Sci. (Eng.), Associate Professor,
Head of the Research Laboratory
of Electric Power System Modeling,
National Research Tomsk Polytechnic University,
30, Lenin pr., Tomsk, 634050, Russia;
[XI e-mail: [email protected]
Aleksey A. Suvorov,
Cand. Sci. (Eng.), Assistant Professor,
Head of the Research Laboratory
of Electric Power System Modeling,
National Research Tomsk Polytechnic University,
30, Lenin pr., Tomsk, 634050, Russia;
e-mail: [email protected]
Anton V. Kievets,
Research Engineer of the Research Laboratory of Electric Power System Modeling, National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin pr., Tomsk, 634050, Russia; e-mail: [email protected]
Vladimir E. Rudnik,
Research Engineer of the Research Laboratory of Electric Power System Modeling, National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin pr., Tomsk, 634050, Russia; e-mail: [email protected]
