CC BY
17
© Дмитриченко В.И., Ни Д.А., Джетписов М.А., Бауржан Б. УДК 621.316.925:621.311
КОМБИНИРОВАННАЯ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В
ЭЛЕКТРОСЕТЯХ 6-10 КВ
Дмитриченко В.И., Ни Д.А., Джетписов М.А., Бауржан Б.
Алматинский университет энергетики и связи им. Г. Даукеева, Алматы,
Республика Казахстан
Резюме: ЦЕЛЬ. Анализ технических решений по комбинированным системам релейной защиты от замыканий на землю в распределительных электросетях 6-10 кВ. МЕТОДЫ. Областью реализации направленной защиты являются сети 6-10 кВ с ТП-6 (10)/0,4 кВ. Для объектов электрических сетей, напряжением 6-10 кВ используются простые виды релейной защиты, такие как максимальная токовая защита и токовая отсечка. Устанавливаются устройства РЗ и автоматики непосредственно в релейных отсеках закрытых распределительных устройств вместе с устройствами учета электрической энергии. В реальных условиях эксплуатации кольцевых электрических схем процесс перевода сети с нормального в послеаварийный режим является длительным, вследствие необходимости «ручного, личного» поиска причины возникновения аварии и переведения схемы в послеаварийный режим работы электрической сети и потребителей. РЕЗУЛЬТАТЫ. Представленный анализ систем и устройств релейных защит от ОЗЗ позволяет заключить, что наиболее проблемными являются электросети с изолированной нейтралью. Для этих сетей, в большинстве случаев, известные алгоритмы РЗ либо совершенно неприемлемые, либо предполагают установку дополнительного сложного оборудования и приборов. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Использование упрощенных схемных решений комбинированных систем защиты позволит увеличить ремонтопригодность, упростить обслуживание устройств РЗ и автоматики за счет их открытости в отличие от современных микропроцессорных терминалов. Предложенные схемотехнические решения могут быть использованы организациями энергосбыта для повышения надежности и безаварийности распределительных сетей 6-10 кВ с минимальными капиталовложениями в систему релейной защиты.
Ключевые слова: линии; релейная защита; схематичные решения.
COMBINED RELAY PROTECTION AGAINST EARTH FAULTS IN POWER GRIDS 610 KV
VI. Dmitrichenko, DA. Ni, MA. Jetpissov, B. Baurzhan
Almaty University of Power Engineering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeev, Almaty, Republic of Kazakhstan
Abstract: THE PURPOSE. To analyze technical solutions for combined systems of relay protection against earth faults in distribution networks of 6-10 kV. METHODS. The area of implementation of directional protection is 6-10 kV with PG-6 (10)/0.4 kV. For objects of electrical networks with a voltage of 6-10 kV, simple types of relay protection are used, such as overcurrent protection andinstantaneous protection. Devices of relay protection and automation are installed directly in the relay compartments of closed switchgears together with electric energy metering devices. In real operating conditions of ring electrical circuits, the process of transferring the network from normal to post-fault mode is long, due to the need for a "manual, personal" search for the cause of the fault and transferring the circuit to the post-fault mode of operation of the electrical network and consumers. RESULTS. The presented analysis of systems and devices of relay protection against single-phase earth faults allows us to conclude that the most problematic are power grids with isolated neutral. For these networks, in most cases, the known algorithms of relay protection are either completely unacceptable, or involve the installation of additional complex equipment and devices. CONCLUSION. The use of simplified circuit solutions for combined protection systems will increase maintainability, simplify
maintenance of relay protection and automation devices due to their openness, in contrast to modern microprocessor terminals. The proposed circuit solutions can be used by energy sales organizations to improve the reliability and trouble-free operation of 6-10 kV distribution networks with minimal investment in a relay protection system.
Keywords: lines; relay protection; circuit solutions.
Введение
Комбинированные устройства защиты предназначены для предотвращения развития аварий с уменьшением размеров повреждений при коротких замыканиях (КЗ) с действием на отключение поврежденного элемента. При отключении поврежденного элемента защита действует на сигнал, самыми опасными повреждениями являются многофазные КЗ с заземленной нейтралью, межвитковые КЗ [1]. С целью ограничения функционирования защита должна удовлетворять определенные требования, а именно селективности, устойчивости и т.д. К особым режимам относятся однофазные замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью, перегрузки оборудования токами внешних КЗ, увеличение и уменьшение напряжения, уменьшение частоты, режим колебания параллельно работающих энергосистем линий электрооборудования [2]. Распределительная сеть 6(10) кВ имеет наиболее тяжелый режим работы электрооборудования к действию внутренних перенапряжений. Наиболее распространенными причинами аварийных повреждений в этих электросетях являются дуговые и коммутационные перенапряжения, а также феррорезонансные процессы. Дуговые замыкания на землю является опасными не только по своей величине, но и продолжительностью, вследствие чего может повреждаться изоляция электрооборудования, повреждения могут переходить в двух- и трехфазные короткие замыкания. Коммутационные процессы в электросетях характеризуются, прежде всего, опасными величинами перенапряжений. Особенно опасны перенапряжения, которые развиваются во время коммутаций электродвигателей, причисляющих к электрооборудованию с облегченной изоляцией.
Согласно статистике, около 80-90% аварий в распределительных электросетях происходят в кабельных линиях (КЛ), от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ), возникающих в большинстве случаев от перенапряжений (ПН) и в меньшей мере от механических повреждений и попадания влаги. Функционирование этих сетей, возникновение в них и протекание аварийных процессов, а также обеспечение защиты от аварий зависят, главным образом, от режимов заземления нейтрали [3]. Основное электрооборудование, обеспечивающее режим нейтрали (нейтралеобразующие трансформаторы, дугогасящие реакторы, резисторы в нейтрали) предназначены для ограничения перенапряжений и емкостных токов, возникающих при ОЗЗ и являющихся наиболее опасными для электросетей. Применяют также ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН), RC-гасители высших гармоник, шунтирование ОЗЗ и др. [4].
Однако окончательную функцию по выявлению, локализации и отключению аварийных присоединений в электросетях производит только релейная защита (РЗ) [5]. При этом для каждого режима нейтрали электросети и пременяемого электрооборудования существуют отличительные условия и требования, учет которых обеспечивает возможность для определения поврежденного фидера (ОПФ) и дальнейших действий РЗ [6]. В данном случае каждая ТП осложняется с точки зрения конструктивного исполнения распределительного устройства высокого напряжения, поскольку предполагается использование трех выключателей на стороне высокого напряжения, трансформаторов тока и напряжения для присоединения устройств РЗ и А, а также приборов учета электрической энергии. В случае перехода электрической сети в послеаварийный режим работы возникает изменение конфигурации сети, в результате чего изменяются ее параметры и характер протекания. переходных процессов. С точки зрения релейной защиты параметры электрической сети влияют на одни из основных показателей работы устройств релейной защиты, таких как селективность и чувствительность. Например, при изменении конфигурации сети, может измениться ток короткого замыкания, например, (снизиться) вследствие увеличения протяженности электрической сети (увеличение сопротивления линии), что снижает коэффициент чувствительности токовой релейной защиты, такого как (МСЗ) - максимальная токовая и (СВ) - токовая отсечка [7].
В результате изменения конфигурации сети также возможно изменение направления мощности в магистральных схемах систем электроснабжения, что приводит к неселективной действия максимальной токовой защиты и токовой отсечки. Таким образом,
энергопоставщик может получить недостаточное количество электрической энергии через неселективные действие защиты и безосновательное отключение нагрузки на неповрежденной области электрической сети, которая работала в послеаварийном режиме работы [8].
Материалы и методы
Для объектов электрических сетей, напряжением 6-10 кВ используются простые виды релейной защиты, такие как максимальная токовая защита и токовая отсечка. Устанавливаются устройства РЗ и А непосредственно в релейных отсеках закрытых распределительных устройств вместе с устройствами учета электрической энергии. В реальных условиях эксплуатации кольцевых электрических схем процесс перевода сети с нормального в послеаварийный режим является длительным, вследствие необходимости «ручного, личного» поиска причины возникновения аварии и переведения схемы в послеаварийный режим работы электрической сети и потребителей. Диспетчер определяет последовательность выполнения операций по поиску поврежденного участка для дальнейшего обеспечения электроснабжения потребителей электрической энергии в послеаварийном режиме работы. Оперативно-выездная бригада (ОВБ), получив задание от диспетчера, выезжает к поврежденному фидеру (ПФ) подстанции, где осматривают линейные выключатели и определяют выключенную линию. После этого ОВБ начинает поиск поврежденного участка электрической сети. Последовательность выполнения операций может быть следующей (рис. 1): ОВБ бригада выезжает в ТП 2 и выключает выключатель нагрузки в сторону ТП 1, возвращается к источнику питания (ИП) и включает линейный выключатель (отказ в линии КЛ 2-3). Выключатель выключается вручную и ОВБ бригада перемещается в сторону ТП 2, включает выключатель нагрузки к ТП 1 и направляется к ТП 4, выключает выключатель нагрузки к ТП 3, направляется на ТП 5 и включает линейный выключатель. Выключатель отключается от действия релейной защиты. Таким образом обнаруживают, что поврежденный участок КЛ 2-3 [9].
ОВБ ПФ ТП2 ИП ТП2 ТП4 ТП5 ^
Рис. 1. Схема определения ОЗЗ Fig. 1. The scheme of the OZZ definition
Бригада прибывает в ТП 2, выключает выключатель нагрузки к ТП 3, после чего в ТП 4, включая выключатель нагрузки к ТП 3 и окончательно в ТП 5, включая выключатель нагрузки к ТП 4, в котором в нормальном режиме держится точка размыкания. Таким образом, ТП 1 и 2 получают питание от основного источника питания, а ТП 3,4,5 - от резервного. В случае срабатывания основной защиты на отключение выключателя на фидере питающей ГСП или РП неизвестно, где именно произошел аварийный режим, поскольку магистральные питающие линии имеют большую протяженность и значительное количество присоединений. По фиксации параметров срабатывания защиты, бригада прибывает в ТП 2, выключает выключатель нагрузки к ТП 3, после чего в ТП 4, включая выключатель нагрузки к ТП 3 и окончательно в ТП 5, включая выключатель нагрузки к ТП 4, в котором в нормальном режиме держится точка размыкания. Таким образом, ТП 1 и 2 получают питание от основного источника питания, а ТП 3,4,5 - от резервного. В случае срабатывания основной защиты на отключение выключателя на фидере питающей ГСП или РП неизвестно, где именно произошел аварийный режим, поскольку магистральные питающие линии имеют большую протяженность и значительное количество присоединений. По фиксации параметров срабатывания защиты, бригада прибывает в ТП 2, выключает выключатель нагрузки к ТП 3, после чего в ТП 4, включая выключатель нагрузки к ТП 3 и окончательно в ТП 5, включая выключатель нагрузки к ТП 4, в котором в нормальном режиме держится точка размыкания.
Таким образом, ТП 1 и 2 получают питание от основного источника питания, а ТП 3,4,5 - от резервного. В случае срабатывания основной защиты на отключение выключателя на фидере питающей ГСП или РП неизвестно, где именно произошел аварийный режим, поскольку магистральные питающие линии имеют большую протяженность и значительное количество присоединений. По фиксации параметров срабатывания защиты, ТП 1 и 2 получают питание от основного источника питания, а ТП 3,4,5 - от резервного. В случае срабатывания основной защиты на отключение выключателя на фидере питающей ГСП или РП неизвестно, где именно произошел аварийный режим, поскольку магистральные питающие линии имеют большую протяженность и значительное количество присоединений. По фиксации параметров срабатывания защиты, ТП 1 и 2 получают питание от основного источника питания, а ТП 3,4,5 - от резервного. В случае срабатывания основной защиты на отключение выключателя на фидере питающей ГСП или
РП неизвестно, где именно произошел аварийный режим, поскольку магистральные питающие линии имеют большую протяженность и значительное количество присоединений. По фиксации параметров срабатывания защиты, можно узнать только тип защиты, которое сработало, величину тока и напряжения аварийного режима, а также линейные проводники по которым протекал ток аварийного режима. Данный пример показывает, что поиск повреждений и перевода сети в послеаварийный режим требует значительного количества времени, рабочего ресурса ОВБ, обеспечения их транспортными средствами, особенно в случае массовых повреждений. Несмотря на то, что в примере рассмотрены городские электрические сети, надо учесть категорию надежности данных потребителей (наличие 1, 2-й категорий надежности), для которых перерыв в электроснабжении должен составлять время автоматического ввода резерва или оперативным персоналом. В данном примере потребители электрической энергии, а это ТП 1, 2, 3, 4, 5 находились практически обесточенными на время поиска поврежденного участка кабельной линии и только путем поочередного включения выключателей нагрузок на ТП будет найдена поврежденный участок сети [5].
Электрическая сеть напряжением 6-10 кВ от которой питаются ТП 1, 2, 3, 4, 5, оборудованы выключателями нагрузки с ручным приводом, не имеющих релейной защиты, при возникновении аварийных режимов работы полностью теряют питания. Это приводит к обесточиванию всего участка и значительного недоотпуска электрической энергии. Для построения функциональных систем электроснабжения с возможностью дистанционного управления необходимым условием является замена выключателей нагрузок на вакуумные выключатели с РЖД. Несмотря на то, что современные терминалы релейной защиты (цифровые реле) требуют источников оперативного тока, как и электромеханическая база релейной защиты (электромагнитные реле) и имеют высокую цену, особенно современные образцы, то поиск альтернативных видов релейной защиты приобретает большое значение. Особенностью городских трансформаторных подстанций является отсутствие источников оперативного тока. Содержание источников постоянного оперативного тока носит характер высоких материальных затрат, переменный оперативный ток в трансформаторных подстанциях городских электрических сетей не используется. Алгоритмов работы релейной защиты и автоматики с использованием электромагнитных, индукционных реле и фотоэлектрическими индикаторами напряжения с использованием емкостных делителей напряжения.
При построении алгоритмов работы РЗА необходимо учесть свойства участка электрической сети и особенности возможных режимов работы (нормального и послеаварийного режима) [10]. В зависимости от конструктивного исполнения распределительных устройств, характера потребителей электрической энергии кроме основной защиты такого, как МСЗ (максимальная токовая защита) и СВ (токовая отсечка), необходимо учитывать использование дополнительной защиты, такого как ЛЗШ (логический защиту шин) или ДЗШ (дуговая защита шин) при наличии системы или секции шин, которые в свою очередь могут иметь направленный характер действия. Не менее важным является использование автоматики в электрических сетях для сокращения времени резервирования потребителей и уменьшение недоотпуска электрической энергии. Рассмотрев пример, приведенный выше, делаем вывод о необходимости использования основного токовой направленной защиты с использованием реле тока с независимой характеристикой срабатывания [11]. Для реализации предложенного варианта схемы автоматического включения резерва (АВР) (рис. 2) необходимо использовать в качестве измерительного органа реле, срабатывание которого составляет 0,6 Цном. В случае снижения напряжения питания до уровня, меньшего от заданной установки, контакты реле замыкаются, подавая сигнал на ряд логических элементов, которые в свою очередь реализуют алгоритм отключения от обесточенной участка цепи.
Далее, за счет фотоэлектрических индикаторов напряжения, которые построены на основе емкостного делителя напряжения и светодиода (рис. 3), сигнал передается на логические элементы с помощью оптического канала (оптоволокна), которые в свою очередь позволяют или запрещают включения второго ввода.
Если при резервировании изменится направление перетока мощности, реле направления мощности замыкает другой контакт, изменит положение асинхронного ЯБ-триггера (рис. 4), тем самым изменив уставку релейной защиты по току и времени срабатывания (обеспечение селективности защиты).
<ЛЗШ або ДЗШ)
I
Рис. 2. Логическая схема АВР
I а
АВР
YAC2
Fig. 2. The logic circuit of the AVR
Рис. 3. Емкостный делитель напряжения
Асинхрон
Fig. 3. Capacitive voltage divider
Рис. 4. Использование логических элементов в качестве реле фиксации команды на изменение уставок
Fig. 4. Using logic elements as a relay for fixing a command to change setpoints
Предыдущая фиксация точки срабатывания защиты является необходимой мерой для обеспечения надежности работы и селективности релейной защиты [12]. Это связано с возникновением слепых зон направленной защиты, поскольку для обеспечения нормальной работы реле мощности необходимо создание двух магнитных потоков за счет токовой обмотки и обмотки напряжения. При включении реле мощности за «90 -градусной» схеме включения, при близких коротких замыканиях напряжение в точке сети приближается к нулю, а ток короткого замыкания ограничивается лишь значением сопротивлений элементов схемы. В результате, реле мощности теряет крутящий момент, что приводит к размыкание его контактов (слепая зона реле мощности). Комбинация логических элементов обеспечивает надежность работы защиты при возникновении слепых зон индукционного реле при снижении напряжения на шине и близких коротких замыканиях. Расчеты ТСЗН, как известно, производятся по двум условиям выбора тока срабатывания защиты (рис. 5):
- условие несрабатывания при внешнем ОЗЗ (на другом фидере) путем отстройки от собственного емкостного тока защищаемого фидера;
- и условие срабатывания (коэффициент чувствительности).
Рис. 5. Схема распределения емкостных токов на Fig. 5. Scheme of distribution of capacitive currents секции подстанции in the substation section
Расчеты для отходящего фидера 1 :
1с.з. = 1,2-1,3-17,5 = 27,3 Л (1)
где:
_ I с.з - ток срабатывания защиты;
- 1,2 - коэффициент надежности;
- 1,3 - коэффициент броска (для современных цифровых релейных защит типа MICOM составляет 1,2-1,4);
- 17,5 - собственный емкостный ток фидера 2.
Кч = (19,7 -17,5)/ 27,3 = 0,08 < 1,25 (2)
где:
- Кч - коэффициент чувствительности;
- 19,7 - суммарный (полный) емкостный ток сети.
Поскольку Кч = 0,08 <1,25, то условие селективности для фидера 1 не выполняется.
Расчеты для отходящего фидера 3:
/с.з. = 1,2-1,3 ■ 0,9 = 1,4А (3)
Кч = (19,7 - 0,9) /1,4 = 13,4 > 1,25 (4)
Условие селективности для фидера 3 выполняется и этот фидер надежно защищается установленной ТСЗН типа М1СОМ.
Расчеты для отходящего фидера 5:
1с.з. = 1,2-1,3-1,3 = 2,0А (5)
Кч = (19,7-1,3) / 2,0 = 9,1 > 1,25 (6)
Условие селективности для фидера 5 также выполняется и этим обеспечивается надежная защита установленной ТСЗН типа М1СОМ.
Таким образом, для фидера 1 с собственным емкостным током 17,5 А существующая ТСЗН не может быть задействована из-за недостаточного значения коэффициента чувствительности.
Для таких случаев применяют индивидуальные (для каждого фидера отдельно) РЗ на основе наложенного тока или резистивного заземления нейтрали, шунтирование ОЗЗ, а также взброс тока [13]. Однако эти меры весьма дорогостоящие и значительно усложняют электросети. Кроме того, начинают применять централизованные релейные защиты от ОЗЗ, использующие несколько алгоритмов. В этих защитах поврежденный фидер определяют по наибольшему значению параметра каждого из алгоритмов. Однако централизованные защиты весьма сложные, дорогостоящие, требуют для эксплуатации персонал очень высокой квалификации и предполагают полную реконструкцию релейной защиты на действующих подстанциях.
Результаты
Проблемные вопросы эксплуатации устройств релейной защиты на основе микропроцессорной базе: существенный недостаток микропроцессорных устройств РЗ - их высокая стоимость. Кроме того, значительные расходы предприятия выделяются на обслуживание микропроцессорных устройств: необходимо наличие дорогостоящего
оборудования, программного обеспечения, а также специалистов с соответствующей квалификацией. Еще один недостаток микропроцессорных устройств - узкий диапазон рабочих температур. Традиционные защитные устройства, выполненные на электромеханической базе, достаточно неприхотливы и могут работать в широком диапазоне рабочих температур. Для обеспечения корректной работы микропроцессорных устройств необходимо устанавливать дополнительное климатическое оборудование. Следует дополнительно отметить такой недостаток микропроцессорных устройств, как периодические сбои в программном обеспечении. Несмотря на заявления производителей микропроцессорных защит об их стабильную работу, очень часто наблюдается сбой в работе программного обеспечения (например, периодическое перезагрузки терминала). Если в момент сбоя программного обеспечения произойдет короткое замыкание, то это может привести к повреждению оборудования, так как в этот момент присоединения находится без защиты.
Первоосновой для операций и действий релейной защиты являются устройства с определенными фукциями, которые принято называть алгоритмами. Они при возникновении ОЗЗ принимают сигналы от соответствующей измерительной аппаратуры, установленной в электросети и в каждом отходящем фидере, преобразуют их и подают непосредственно на элементы РЗ. Основными и наиболее распространенными алгоритмами для релейных защит от ОЗЗ, согласно [14], являются следующие:
1. Алгоритм по максимальному действующему значению основной гармоники тока нулевой последовательности в присоединениях. Для сетей с изолированной нейтралью, особенно с малым числом отходящих фидеров, область применения весьма ограничена.
2. Алгоритм по переходному процессу ОЗЗ основан на определении знака мгновенной мощности нулевой последовательности в начальной стадии переходного процесса. Обеспечивает фиксацию кратковременных самоустраняющихся пробоев изоляции. Однако длительность участка переходного процесса, на котором нужно фиксировать знаки сигналов, составляет 0,5-2,0 мс, что снижает надежность [15].
3. Алгоритм по направлению мощности нулевой последовательности наиболее очевидный и адекватный, так как источник нулевой последовательности находится прямо в точке ОЗЗ. Но практически алгоритм использовать сложно, что объясняется большими угловыми погрешностями и не идентичностью характеристик существующих трансформаторов тока нулевой последовательности (ТТНП), особенно при дуговых ОЗЗ и в области малых токов.
4. Алгоритм по сумме высших гармоник в токе нулевой последовательности (ТНП) удовлетворительно работает в централизованных устройствах относительного замера для разветвленных сетей, содержащих большое количество ферримагнитного оборудования (трансформаторы, дугогасящие реакторы и др.). Но для индивидуальных устройств абсолютного замера практически невозможно рассчитать установку по уровню гармоник. Поэтому они мало эффективны в условиях нестабильности состава и уровня высших гармоник в токе нулевой последовательности.
5. Алгоритм по величине гармоник наложенного тока обеспечивает наибольшую селективность в компенсированных сетях. Требует специального источника наложенного тока. Наиболее целесообразно применение в сетях, уже имеющих такой источник, например, для управления дугогасящими реакторами. Ограничено применение в сложных разветвленных электросетях.
Как следует из анализа представленных алгоритмов, наиболее проблемным с позиций функционирования релейных защит от ОЗЗ является режим изолированной нейтрали. Для таких сетей применяют в основном алгоритм по максимальному действующему значению основной гармоники тока нулевой последовательности, а защита называется токовая защита селективная нулевой последовательности ненаправленная (ТСЗН). Однако, согласно даже для самых чувствительных цифровых защит от ОЗЗ условие чувствительности выполняется в случаях, когда собственный емкостной ток защищаемого фидера не превышает 17% от суммарного емкостного тока сети. Это обусловлено очень серьезным недостатком релейных защит от ОЗЗ, поскольку трансформатор тока нулевой последовательности поврежденного фидера не реагирует на собственный емкостной ток, а фиксирует суммарный емкостной ток неповрежденных фидеров. Поэтому при таком режиме нейтрали сети с ТСЗН вынужденно применяют дополнительные алгоритмы, а именно направленных РЗ, создают наложенные токи или включают резистор в искусственно созданную нейтраль электросети.
Таким образом, представленный анализ систем и устройств релейных защит от ОЗЗ позволяет заключить, что наиболее проблемными являются электросети с изолированной
нейтралью. Для этих сетей, в большинстве случаев, известные алгоритмы РЗ либо совершенно неприемлемые, либо предполагают установку дополнительного сложного оборудования и приборов. Кроме того, они характеризуются высокой вероятностью отказа защиты в срабатывании из-за нестабильности состава и уровня токов нулевой последовательности [16]. Это является основанием сформулировать вывод об актуальности указанной проблемы для электросетей 6-10 кВ.
Поставленную задачу обеспечения надежности работы релейных защит от ОЗЗ, в которых на части отходящих фидеров не может функционировать ТСЗН. Отходящие фидеры в этой сети изначально были укомплектованы ТСЗН фирмы М1СОМ, но часть из них не запущена в работу по представленным в нашей работе причинам. На рисунке 2 показана расчетная схема одной из секций отходящих фидеров, выполненных кабельными линиями (КЛ) в основном с устаревшей, ослабленной бумажно-масляной изоляцией. Кроме того, часть КЛ выполнена с современной изоляцией из сшитого полиэтилена, также весьма уязвимой к перенапряжениям при ОЗЗ. Указанная электросеть с изолированной нейтралью (некомпенсированная), т.е. не содержит дугогасящего реактора. Обоснование замены ТСЗН с недостаточной селективностью. Для устранения указанного недостатка ТСЗН наиболее предпочтительным представляется замена отдельных ТСЗН с недостаточной селективностью на индивидуальную направленную защиту нулевой последовательности. Принцип действия направленной защиты нулевой последовательности основан на том, что направление тока в поврежденном фидере противоположно направлению токов в неповрежденных фидерах. При этом фаз чувствительный элемент защиты (орган направления мощности) реагирует на появившееся изменение и формирует сигнал о ОЗЗ на конкретном фидере [17].
Достоинства индивидуальной, направленной релейной защиты от ОЗЗ:
- возможность применения в электросетях, содержащих любое число фидеров с недостаточной селективностью ТСЗН;
- достаточная помехозащищенность;
- относительно невысокая стоимость.
Большинство устройств релейной защиты построены на электромеханической аппаратуре. Это электромагнитные, магнитоэлектрические и индукционные реле. Релейная защита на полупроводниковых элементах (реле на дискретных элементах) разрабатывались сначала на выпрямительных диодах, затем транзисторах, тиристорах. Их сменили защиты, выполненные на микросхемах: измерительные органы выполнены на операционных усилителях, а логика (аналог контактов электромеханических реле) строилась на логических микросхемах. В последних образцах микроэлектронных устройств появились дополнительно аналого-цифровые преобразователи и цифровые счетчики. Не менее важным является использование автоматики в электрических сетях для сокращения времени резервирования потребителей и уменьшение отпуска электрической энергии. Использование упрощенных схемных решений комбинированных систем защиты позволит увеличить ремонтопригодность, упростить обслуживание устройств РЗ и автоматики за счет их открытости в отличие от современных микропроцессорных терминалов.
Длительная работа сети при однофазном замыкании на землю не допускается, поскольку:
1. Возможно нарушение межфазной изоляции в месте повреждения и переход однофазного замыкания в многофазных КЗ.
2. Возможны двойные замыкания на землю вследствие увеличения напряжения неповрежденных фаз относительно земли в V3 раз.
3. Поскольку рабочие токи конечно больше, чем допустимые токи замыканий на землю, токовая защита выполняется с включением на фильтр тока нулевой последовательности.
Альтернативой традиционной микропроцессорной релейной защите является использование индукционных и электромагнитных реле тока, напряжения и направления мощности в сочетании с микроэлектронной базой. В качестве пусковых органов защиты используются электромагнитные и индукционные реле, а в качестве логических элементов - современные малогабаритные логические элементы в виде микросхем с электронной обвязкой для их адаптации к работе с контактами электромагнитных и индукционных реле. Преимуществом данных схемных решений являются:
- возможность простого обслуживания электромагнитных и индукционных реле;
- использование цепей постоянного оперативного тока низкого напряжения и малой мощности, таких как литиевые аккумуляторы.
Преимуществами такого рода систем являются:
а) Уменьшение коммутационных нагрузок на контакты реле, что будет способствовать увеличению срок их эксплуатации;
б) Уменьшение мощности источников оперативного тока (использование литиевых аккумуляторов) и уменьшение стоимости в содержании релейной защиты;
в) Уменьшение массогабаритных размеров логического блока релейной защиты;
г) Обеспечение противоаварийной автоматики, такой как АВР и автоматического повторного включения (АПВ).
Обсуждение
Вопросы защиты от замыканий на землю исследуются достаточно активно, количество материалов на эту тему настолько велика, что время от времени появляются работы [18-20], которые классифицируют и помогают разобраться в разнообразии известных способов защиты. Известно в что в сетях 6-10 кВ с помощью простых токовых и направленных защит трудно, а иногда и невозможно, обеспечить защиту от ОЗЗ с необходимой чувствительностью и селективностью. Это побуждает к переносу внимания с установившегося режима ОЗЗ на переходные процессы, возникающие при ОЗЗ. Дополнительным аргументом является то, что ток нулевой последовательности во время переходного процесса значительно превышает такой ток установившегося режима после ОЗЗ. Для линий 6-35 кВ должны быть установлены защиты от однофазных КЗ на землю, а также межфазных КЗ, который должен быть включен в фазы А и С по всем участкам сети. Защита от однофазных КЗ одновременно, как правило, выполняет еще и сигнальную функцию для персонала. Возможно также оснащение линий устройством контроля изоляции. На магистральных линиях с односторонним питанием необходимо устанавливать двухступенчатую токовую защиту от междуфазных КЗ, то есть МСЗ с выдержкой времени и токовую отсечку без выдержки по времени [21].
Требования к релейной защите: в двух фазах устанавливается двухступенчатая токовая защита. Так как зависимая характеристика неэффективна, вторая ступень должна быть с независимой характеристикой. Защита от КЗ на землю присоединяется к кабельному ТС, для компенсированных сетей действует на сигнал, устанавливается по направлению активной мощности нулевой последовательности. Если токовая защита не выполняет требования по чувствительности необходимо использовать комбинированные токовые защиты по минимальным уровням напряжения, по возвратными составляющими токов или напряжений. Для линий, которые питаются с обеих сторон, или входящих в кольцевые сети запитанных от одного источника, целесообразно использовать защиты такие же, как и для линий с одним питающим элементом. Если это параллельные линии с одним источником питания, отключены к одному общему выключателя возможно применение защиты такого же, как и для одиночной линии. Все устройства релейной защиты должны отвечать перечисленным требованиям:
1. Устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики должны быть выполнены на основе микропроцессоров.
2. На электрической подстанции микропроцессорного устройства (МП) должны отвечать принципу максимальной однотипности.
3. Для поддержки отсчета времени устройства релейной защиты должны быть с поддержкой протокола РТР v2.
4. Для интеграции в автоматизированной системе управления технологическим процессом (АСУТП) программных систем (ПС) устройства должны обладать не менее двух оптические порты ИЕС61850 и еще дополнительный порт для наладки и мониторинга состояния устройств.
5. Терминалы релейной защиты должны иметь техническую возможность быть подключенными к дублированной оптической шины с помощью протоколов PRP / HSR.
Пренебрегать любым из пунктов приведенных требований не допускается. На данной ПС был избран установить микропроцессорное устройство релейной защиты (МПРЗА) производства АВВ. Встроенные функции защиты: блокировка по минимальному и максимальному напряжению; быстрый автоматический возврат при обнаружении перенапряжения; компенсация падения напряжения в линии (компенсация LDC); компенсация колебаний напряжения в многоконтурной сети (Z-компенсация); индивидуально программируемые пользователем цифровые входы и выходы.
Согласно рекомендациям Правил устройства электроустановок, для защиты линий электропередач избирается микропроцессорное устройство релейной защиты с функцией дифференциальной защиты, которое будет фиксировать место повреждения на линии и с минимальной задержкой по времени передавать данные в АСУТП. Также было учтено отсутствие высокочастотной связи на линиях и проект перспективного расширения
подстанции, в связи с присоединением новых солнечных электростанций. Для правильного выбора конфигурации релейной защиты были проанализированы возможные конфигурации выполнения защиты. При выборе были рассмотрены различные аспекты каждого варианта -экономический, технологический, экологический и был избран наиболее подходящий ко всем поставленных требований. Комбинированная системная автоматика поддерживает в нормальном режиме работы необходимые значения частоты, напряжения в узлах энергосистемы, а также перетекание активной и реактивной мощности [8]. Ликвидацию аварийных режимов осуществляет релейная защита, тесно связана с устройствами автоматики для быстрого восстановление нормального режима. Восстановление питания потребителей осуществляется устройствами автоматического повторного включения или автоматического включения резервного оборудования. Противоаварийная автоматика предотвращает развитие аварийных процессов в энергосистеме.
Стабильная и надежная работа электроустановок напрямую связана с наличием в их цепях современных систем релейной защиты и автоматики, с внедрением комплексной автоматизации управления аварийными, рабочими и послеаварийные режимами работы, которые характеризуются непрерывностью производства и единством распределения и потребления электроэнергии [22, 23]. Переход на новую цифровую базу упрощает эксплуатацию, расширяет ее функциональные возможности. Именно по этим причинам микропроцессорными реле заменяют устаревшие микроэлектронные и электромеханические реле. Основные характеристики микропроцессорной защиты значительно выше микроэлектронных, тем более электромеханических. Потребляемая мощность, от измерительных трансформаторов напряжения и тока, находится в пределах 0,1-0,5 вольт-амепр, аппаратная погрешность - в пределах 2-5%, коэффициент возврата измерительных органов составляет 0,96-0,97. При увеличении коэффициента уменьшается ток срабатывания защиты, а коэффициент чувствительности увеличивается.
В интегрированных цифровых комплексах релейной защиты и автоматики (РЗА) появляется возможность перехода к новым нетрадиционным измерительным преобразователям тока и напряжения на основе оптоэлектронных и электронных датчиков, трансформаторов без магнитных сердечников и др. Эти преобразователи технологичные, имеют очень высокие метрологические характеристики, но малую выходную мощность. Опыт применения микропроцессорных устройств релейной защиты во многих энергосистемах позволил не только оценить их преимущества, но и выявить серьезные недостатки. Микропроцессорные устройства релейной защиты являются очень сложными устройствами с специфическим принципом действия, не имеет ничего общего с обычными (традиционными) реле защиты [11].
Микропроцессорные реле имеют ряд функциональных преимуществ:
1) Они автоматически формируют отчетную документацию по работе электроустановок, а также за действиями защиты системы;
2) Цифровой регистратор аварийных событий и осциллограф автоматически выделяют активную и реактивную составляющие электрических параметров, фиксируют активное и реактивное сопротивление, не требуют затрат на обслуживание, замену бумаги и др., не имеют частей [1];
3) Контролируют и измеряют значения токов, напряжения, мощности и частоты. Цифровой вид информации позволяет отстроиться от гармоник разложением функции в ряд Фурье и выделением первой гармоники;
4) Они отличаются простотой наращивания и изменения ранее введенных функций без изменения технических средств;
5) Имеют более гибкую структуру защиты, возможность введения - вывод защиты или любой его части на выключение или сигнал с сохранением регистрации работы, возможность в перспективе изменения параметров «на ходу» в зависимости от режимов работы системы и нагрузок;
6) Производят быструю смену параметров защиты, имеют возможность сохранять в памяти наборы параметров защиты;
7) Могут определять места повреждения, что значительно сокращает время и трудозатраты на проведение данной работы, поскольку при этом не нужно вызвать квалифицированный персонал и расшифровывать осциллограммы для поиска по таблицам места повреждения [11- 15].
Эксплуатационные преимущества: простота дистанционного контроля и изменение параметров защиты; простой интерфейс контроля и управления постоянный автоматический самоконтроль; снижение трудоемкости эксплуатации; высокая степень заводской готовности. Экономические преимущества: уменьшение затрат на
проводниковую продукцию; возможность наращивать функции устройств без замены или введение нового оборудования; минимум рабочей площади. Минусы микропроцессорной защиты: внезапные потери оперативного источника напряжения во время работы реле, вызванные перегрузкой или коротким замыканием в сети и срабатыванием автоматических выключателей в цепи оперативного питания, попадания молнии в линии электропередачи, влияние на работу реле электромагнитных возмущений со стороны питающей сети; обрывами проводов и т.п. Вследствие возможны такие неполадки: сбои в работе оперативной памяти, утрудненной работе самого процессора, потере данных и др. [17]. Логическим завершением процесса развития стал перевод устройств релейной защиты на комбинированную микропроцессорную базу. В настоящее время производится уже четвертое поколение защит на микропроцессорах. Функциональные особенности микропроцессорными системами релейной защиты следует рассматривать в сравнении с устройствами релейной защиты предыдущих поколений - электромеханических и микроэлектронных. Можно выделить следующие основные особенности:
1. Многофункциональность. Возможность объединить в одном устройстве несколько функций защит и автоматики. Одно цифровое реле функциональная замена несколько традиционных одно функциональных. Например, для линии 10 кВ, отсечку по току, максимальный защита по току, защита от несимметричных режимов, защита от замыканий на землю и АПВ.
2. Информативность. Благодаря встроенному дисплею и кнопкам на лицевой панели оператор имеет возможность считывать и визуально наблюдать значение вставок, параметров измеряемых (токи и напряжения) и вычисляются (частота, мощности, энергия), аварийных параметров (пуски, срабатывания защит, вид короткого замыкания, расстояние до места повреждения и т.д.).
3. Связь с высшим иерархическим уровнем. По локальной сети оператор имеет возможность с подстанционного компьютера или диспетчерского пункта дистанционно считывать и изменять значения вставок устройства, измеренные параметры нормального и аварийного режимов, последовательности срабатывания защит и комплектов автоматики во время протекания аварии, а также до и после нее и др.
4. Самодиагностика. МП РЗА сами по себе имеют ряд эксплуатационных преимуществ по сравнению с традиционными. Являясь системами, диагностируются, они постоянно контролируют свою готовность к работы. Исключаются достаточно распространены случаи, когда действующая система защиты неработоспособна, а персонал не имеет об этом никакого информации. МП РЗА постоянно информируют о своей готовности, а определив неисправность, принимают меры к ее устранению программным или аппаратным способом и дают указания персонала для принятия необходимых мер. Реальная глубина самодиагностики позволяет охватить 80-90% узлов устройства. В цифровых реле при самотестировании часто используются следующие приемы. Системы релейной защиты на базе электромеханических и микроэлектронных реле за счет невысокой стоимости будут находить применение еще долгий период времени, в первую очередь при реализации относительно простых алгоритмов выявления повреждений [17]. Они могут использоваться в комбинированном варианте устройства защиты наряду с микропроцессорами. При этом следует учитывать, что дальнейшее развитие подобных устройств релейной защиты (повышение технического совершенства, надежности, совершенствования организации контроля и диагностики технического состояния) может осуществляться только наращиванием дополнительных аппаратных средств, что приведет к увеличению стоимостных показателей и снижению эксплуатационной надежности [24].
Подавляющее большинство устройств комбинированной релейной защиты выполнена на электромеханическом и микроэлектронном принципе. Такие устройства имеют по сравнению с микропроцессорными ряд преимуществ: меньшую стоимость; накоплен значительный опыт их использования и обслуживания; существует достаточно большой объем запасных частей для ремонта и есть возможность проведения ремонта собственными силами персонала существуют специальные инструменты для ремонта и регулировки характеристик таких устройств [25]. Но устройствам на традиционной элементной базе присущи и достаточно существенные недостатки, которые препятствуют или затрудняют комплексную автоматизацию электрических сетей: значительные выдержки времени отключения межфазных КЗ, особенно вблизи источников питания из-за больших степеней селективности, отсутствия в большинства электроустановок и т.п. [26]
Выводы
Использование упрощенных схемных решений комбинированных систем защиты позволит увеличить ремонтопригодность, упростить обслуживание устройств РЗ и
автоматики за счет их открытости в отличие от современных микропроцессорных терминалов. При комбинации маломощных микроэлектронных компонентов и электромеханических реле возможно увеличить срок эксплуатации устройств релейной защиты. Микроэлектронная база позволяет использовать маломощные источники оперативного тока, что делает дешевле содержания устройств РЗ и А, а за счет уменьшения массогабаритных размеров позволяет разместить устройства защиты и источника оперативного тока в городских ТП.
Предложенные схемотехнические решения могут быть использованы энергоснабжающими организациями для повышения надежности и безаварийности распределительных сетей 6-10 кВ с минимальными капиталовложениями в систему релейной защиты. По результатам анализа статистики повреждений в электросетях 6-10 кВ установлен рост повреждаемости кабельных линий с устаревшей ослабленной изоляцией. Отмечены низкая эффективность защит от перенапряжений, а также недостатки релейных защит от ОЗЗ в указанных электросетях. Выполнены и представлены расчеты по оценке селективности и чувствительности ТСЗН, показывающие на ограниченное применение этой защиты от ОЗЗ в ряде случаев из-за недостаточной чувствительности. Обоснована необходимость повышения селективности и надежности релейных защит от ОЗЗ с недостаточной чувствительностью путем замены на индивидуальную направленную релейную защиту.
Альтернативой традиционной микропроцессорной релейной защите является использование индукционных и электромагнитных реле тока, напряжения и направления мощности в сочетании с микроэлектронной базой. В качестве пусковых органов защиты используются электромагнитные и индукционные реле, а в качестве логических элементов - современные малогабаритные логические элементы в виде микросхем с электронной обвязкой для их адаптации к работе с контактами электромагнитных и индукционных реле. Преимуществом данных схемных решений являются: возможность простого обслуживания электромагнитных и индукционных реле; использование цепей постоянного оперативного тока низкого напряжения и малой мощности, таких как литиевые аккумуляторы.
Литература
1. Verg S. Protection relays for custom applications. Available at: http://www.schneider-electric.com (date of access: 25.06.2021).
2. Hewitson L., Brown M., Balakrishnan R. Practical power systems protection. Oxford: Burlington, 2018.
3. Preve C. Protection of electrical networks. Chippenham: Antony Rowe Ltd, 2018.
4. Нагай В.И., Сарры С.В., Киреев П.С., Украинцев А.В. Учет нелинейности переходного сопротивления при построении релейных защит с абсолютной и относительной селективностью // Релейная защита и автоматика энергосистем. Режим доступа: https://docplayer.ru/62345971-Doklad-s-uchet-nelineynosti-perehodnogo-soprotivleniya-pri-postroenii-releynyh-zashchit-s-absolyutnoy-i-otnositelnoy-selektivnostyu.html (дата обращения: 25.06.2021).
5. Техшчна политика НЕК «Укренерго» у сферi розвитку та експлуатацп' мапстральних та мiждержавних електричних мереж. Режим доступа: https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/01/Tehpolityka_NEK-Ukrenergo-2021.pdf (дата обращения: 25.06.2021).
6. Babu K.V., Tripathy M., Singh A.K. Recent techniques used in transmission line protection: a review // International Journal of Engineering, Science and Technology. 2018. №1. С. 73-80.
7. Blackburn L., Domin T.J. Protective relaying: Principles and applications. Paris: CRC Press, 2016.
8. Илюшин П.В. Особенности реализации делительной автоматики на генерирующих установках объектов распределенной генерации // Релейная защита и автоматика энергосистем. 2017. №1. С. 18-25.
9. Barsali S., Ceraolo M., Pelacchi P. Control techniques of dispersed generators to improve the continuity of electricity supply // IEEE Power System Relaying Committee. 2002. № 2. P. 789-794.
10. Илюшин П.В. Комплексный подход к моделирования устройств РЗ и ПА, расчету уставок и анализа правильности их работы // Релейная защита и автоматизация. 2016. Т. 3. №28. С. 13-19.
11. Sachdev M.S. WG I-01 Report Understanding microprocessor-based technology applied to relaying // IEEE Power System Relaying Committee. 2019. №2. P. 54-60.
12. Луценко И.М., Цыган П.С. Технические и экономические аспекты использования электромобилей в электрических сетях Украины // Вестник Кременчугского Государственного Университета Имени Михаила Остроградского. 2016. Т.6. № 107. С. 2130.
13. Волошин А.А., Жуков А.В. Технология создания комплекса РЗА с гибкой функциональной структурой // Релейная защита и автоматика энергосистем. 2017. №3. С. 228-233.
14. Чень Хо. Новый способ гашения дуги однофазного короткого замыкания в сетях с изолированной нейтралью. Москва: Электричество, 2019.
15. Шабад М.А. Защита от однофазных замыканий на землю в сетях 6-35 кВ. Москва: НТФ Энергопрогресс, 2017.
16. Gurevich V. Power supply devices and systems of relay protection // Materials of The International Conference in Riga. 2018. No.13. P. 26-40.
17. Gurevich V.T. Echnological advance in relay protection: Dangerous tendencies // Materials of the Scientific Conference Tallinn. 2016. No.1. P. 33-37.
18. Blackburn J.L., Domin T.J. Protective relaying: Principles and applications. London: CRC Press, 2016.
19. Ramesh B. Power system protection in smart grid environments. Liverpool: Taylor & Francis, 2018.
20. Smart Power Crids. Access mode: https://www.smartgrid.gov/the_smart_grid/smart_grid.html (date of access: 06. 25.2021).
21. Варганов П.Г., Паршиков Н.В., Иванов Н.А., Юрнова А.К. Система непрерывной диагностики электромеханический панелей РЖД для обеспечения наблюдаемости и повышения надежности их работы // Релейная защита и автоматика энергосистем. 2017. № 20. С. 850-853.
22. Грачева Е.И., Горлов А.Н., Алимова А.Н. Исследование и оценка потерь электроэнергии в системах внутрицехового электроснабжения // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2019. Т. 44. № 4. С. 22-29.
23. Шубина С.К., Логачева А.Г. Концепция единой системы управления состоянием энергетического оборудования // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2019. Т. 43. № 3. С. 24-36.
24. Дунаев В.Ю. Новый способ надежной защиты шин среднего напряжения // Релейная Защита и Автоматика Энергосистем. 2017. № 17. С. 142-152.
25. Gurevich V. Electronic devices on discrete components for industrial and power engineering. London: CRC Press, 2008.
26. Большев В.Е., Виноградов А.В. Перспективные технологии для автоматизации сетей электроснабжения // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2019. Т. 42. №2. С. 65-82.
Авторы публикации
Дмитриченко Виктор Иванович - канд. техн. наук, доцент кафедры электроснабжения и возобновляемых источников энергии, Алматинский университет энергетики и связи им. Г. Даукеева.
Ни Дмитрий Александрович - магистрант, Алматинский университет энергетики и связи им. Г. Даукеева.
Джетписов Мерей Айназарович - магистрант, Алматинский университет энергетики и связи им. Г. Даукеева.
Бауржан Бегжан - магистрант, Алматинский университет энергетики и связи им. Г. Даукеева.
References
1. Verg S. 2021. Protection relays for custom applications. Available at: http://www.schneider-electric.com (date of access: 25.06.2021).
2. Hewitson L, Brown M, Balakrishnan R. Practical power systems protection. Oxford: Burlington, 2018.
3. Preve C. Protection of electrical networks. Chippenham: Antony Rowe Ltd, 2018.
BecmHUK KF3y, 2021, moM 13, №4 (52)
4. Nagai VI, Sarry SV, Kireev PS, Ukraintsev AV. Uchet nelineynosti perekhodnogo soprotivleniya pri postroyenii releynykh zashchit s absolyutnoy i otnositel'noy selektivnost'yu. Releynaya zashchita i avtomatika energosistem. 2017. Available at: https://docplayer.ru/62345971-Doklad-s-uchet-nelineynosti-perehodnogo-soprotivleniya-pri-postroenii-releynyh-zashchit-s-absolyutnoy-i-otnositelnoy-selektivnostyu.html (date of access: 25.06.2021).
5. Tekhnichna polityka NEK «Ukrenerho» u sferi rozvytku ta ekspluatatsiyi mahistral'nykh ta mizhderzhavnykh elektrychnykh merezh. 2021. (In Ukr.). Available at: https://ua.energy/wp-content/uploads/2021/01/Tehpolityka_NEK-Ukrenergo-2021 .pdf (date of access: 25.06.2021).
6. Babu KV, Tripathy M, Singh AK. Recent techniques used in transmission line protection: a review. International Journal of Engineering, Science and Technology. 2018;2018:73-80.
7. Blackburn L, Domin, TJ. Protective relaying: Principles and applications. Paris: CRC Press, 2016.
8. Ilyushin PV. Osobennosti realizatsii delitel'noy avtomatiki na generiruyushchikh ustanovkakh ob"yektov raspredelennoy generatsii. Releynaya zashchita i avtomatika energosistem. 2017;201:18-25.
9. Barsali S, Ceraolo M, Pelacchi P. Control techniques of dispersed generators to improve the continuity of electricity supply. IEEE Power System Relaying Committee. 2002;2:789-794.
10. Ilyushin PV. Kompleksnyy podkhod k modelirovaniya ustroystv RZ i PA, raschetu ustavok i analiza pravil'nosti ikh raboty. Releynaya zashchita i avtomatizatsiya. 2016;3(28):13-19.
11. Sachdev MS. WG I-01 Report understanding microprocessor-based technology applied to relaying. IEEE Power System Relaying Committee. 2019;2:54-60.
12. Lutsenko IM, Tsygan PS. Tekhnicheskiye i ekonomicheskiye aspekty ispol'zovaniya elektromobiley v elektricheskikh setyakh Ukrainy. Vestnik Kremenchugskogo gosudarstvennogo universiteta imeni Mikhaila Ostrogradskogo. 2016;6(107):21-30.
13. Voloshin AA, Zhukov AV. Tekhnologiya sozdaniya kompleksa RZA s gibkoy funktsional'noy strukturoy. Releynaya zashchita i avtomatika energosistem. 2017;3:228-233.
14. Chen H. Novyy sposob gasheniya dugi odnofaznogo korotkogo zamykaniya v setyakh s izolirovannoy neytral'yu. Moscow: Elektrichestvo, 2019.
15. Shabad MA. Zashchita ot odnofaznykh zamykaniy na zemlyu v setyakh 6-35 kV. Moscow: NTF Energoprogress, 2017.
16. Gurevich V. Power supply devices and systems of relay protection. Materials of The International Conference in Riga. 2018;13:26-40.
17. Gurevich VT. Echnological advance in relay protection: Dangerous tendencies. Materials of the Scientific Conference Tallinn. 2016;2016:33-37.
18. Blackburn JL, Domin TJ. Protective relaying: Principles and applications. London: CRC Press, 2016.
19. Ramesh B. Power system protection in smart grid environments. Liverpool: Taylor & Francis, 2018.
20. Smart Power Crids. 2021. Available at: https://www.smartgrid.gov/the_smart_grid/smart_grid.html (date of access: 25.06.2021).
21. Varganov PG, Parshikov NV, Ivanov NA, Yurnova AK. Sistema nepreryvnoy diagnostiki elektromekhanicheskiy paneley RZHD dlya obespecheniya nablyudayemosti i povysheniya nadezhnosti ikh raboty. Releynaya zashchita i avtomatika energosistem. 2017;20:850-853.
22. Grachieva El, Gorlov AN, Alimova AN. Issledovaniye i otsenka poter' elektroenergii v sistemakh vnutritsekhovogo elektrosnabzheniya. Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta. 2019;4(44):22-29.
23. Shubina SK, Logacheva AG. Kontseptsiya yedinoy sistemy upravleniya sostoyaniyem energeticheskogo oborudovaniya. Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta. 2019;3(43):24-36.
24. Dunaev VYu. Novyy sposob nadezhnoy zashchity shin srednego napryazheniya. Releynaya zashchita i avtomatika energosistem. 2017;17:142-152.
25. Gurevich, V. Electronic devices on discrete components for industrial and power engineering. London: CRC Press, 2008.
26. Bolshev VE, Vinogradov AV. Perspektivnyye tekhnologii dlya avtomatizatsii setey elektrosnabzheniya. Vestnik Kazanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta. 2019;2(42):65-82.
© flMumpmeHKO B.M., Hu ff.A., flwemnucoß M.A., EaypwaH E. Authors of the publication
Viktor I. Dmitrichenko - Almaty University of Power Engineering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeev, Almaty, Republic of Kazakhstan.
Dmitriy A. Ni - Almaty University of Power Engineering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeev, Almaty, Republic of Kazakhstan.
Merey A. Jetpissov - Almaty University of Power Engineering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeev, Almaty, Republic of Kazakhstan.
Begzhan Baurzhan - Almaty University of Power Engineering and Telecommunications named after Gumarbek Daukeev, Almaty, Republic of Kazakhstan.
nonyneHo 07.10.2021 e.
OmpedaKmupoeaHo 18.10.2021 e.
npuHnmo 20.10.2021 e.
