Мнения специалистов о проблемах микропроцессорных устройств релейной защиты

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

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

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

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

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

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

Владимир Зинченко

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

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

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

Леонид Тишкин
инженер-наладчик треста Гидроэлектромонтаж

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

Как Вы думаете изменить ситуацию?"

Veljko Milisavljevic
engineer-researcher at Advanced Control Systems, University of Belgrade, Serbia

Hello Vladimir,

I have read "Reliability of microprocessor based relay protection devices: Myths and reality".
You are right on all 4 points. Just one thing is in favour of microsprocessor devices: if they fail, SCADA system will detect communication loss and alarm the maintenance.
However, that depends of internal software organization. It is possible that protection functions fail but communication works perfectly.

Best regards
Veljko

Года Нудельман
Председатель Совета директоров ОАО ВНИИР
"Электроэнергия. Передача и распределение", 2012, № 2, с. 68-70.

    "Кроме очевидных технологических и технических преимуществ, обеспечиваемых микропроцессорной техникой, существенно обостряется проблема угрозы информационной безопасности, обусловленная возможными несанкционированными действиями и рядом других причин и возрастающая по мере увеличения количества подстанций с возможностью доступа по IP. До настоящего времени системы защиты и автоматизации подстанций полагаются на безвестность, изоляцию и закрытость объекта, надежность коммуникаций в рамках подстанции, использование внутренних протоколов. Но все это до конца не решает проблему безопасности, и эти системы нуждаются в защите от кибератак, которые могут значительно подорвать надежность электрической сети. Следует сделать акцент на том, что с введением IEC 61850 появились опасения, что существующие меры обеспечения безопасности становятся в принципе неудовлетворительными.
    Основная суть проблемы кибербезопасности заключается в том, что закрытость объекта больше не является барьером для кибератаки, которая может преодолеть изоляцию, и все данные на верхнем уровне автоматизации подстанции с внедрением IEC 61850, если не принять специальных мер, могут стать доступными не по назначению.
... одноранговая связь через GOOSE подвержена рискам, связнным с воспроизведением событий и манипулирования ими... возможности появления... неавторизированного клиента."

Года Нудельман
Председатель Совета директоров ОАО ВНИИР
18.09.2013

"Дорогой Владимир!

...В этом году мы провели секцию и круглый стол по вопросу Кибербезопасности, на котором было много специалистов смежных направлений. Затем был выпущен журнал "Релейщик".
Должен признаться , что в разговорах между собой мы вспоминали о том, что первым проблему Кибербезопасности в России поднял ты и я действительно виноват в том, что не нашел способа сослаться на тебя в своем докладе..."

Лев Осика, доцент МЭИ,  г. Москва

SMART METERING – «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ УЧЕТ» ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ. Определения и задачи. - Новости электротехники, № 5 (71) 2011.

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

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

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

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

"Многие специалисты отметили, что цифровые системы РЗА еще уступают по надежности традиционным электромеханическим. Суть проблемы заключается в следующем. Традиционные системы релейной защиты строятся так, что в них практически отсутствуют физические каналы связи между устройствами, размещенными на удаленных элементах электрической системы. Используются в основном логические связи, организованные на стадии проектирования РЗА за счет выбора параметров срабатывания отдельных устройств РЗА. Эти связи не подвержены влиянию внешних электрических и электромагнитных помех и работают в любых сложнейших условиях. Защищенность системы РЗА от внешних помех особенно важна, т.к. наиболее ответственные периоды работы РЗА совпадают по времени с интенсивными переходными процессами в электрической системе. Действительно, при КЗ, когда релейная защита должна работать безошибочно и с наибольшей точностью, электромагнитная обстановка значительно ухудшается. В этих условиях возрастает вероятность сбоев в любых физических каналах связи.

Таким образом, электромагнитную совместимость можно признать одним из значимых факторов, снижающих надежность и достоверность работы цифровых систем РЗА."

(По материалам Второй Международной конференции «Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем», Москва 7–10 сентября 2009)

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

КОНФЕРЕНЦИЯ ПО РАЗВИТИЮ РЗА ЭНЕРГОСИСТЕМ
Интеллектуальные возможности релейной защиты

Журнал "Новости электротехники",  №4 (58) 2009 г.

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

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

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

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

ХХ научно-техническая конференция и выставка «Релейная защита и автоматика энергосистем 2010»

(журнал "Новости электротехники", № 2(62), 2010)

А.К. Белотелов (НП СРЗАУ) представил наглядную картину состояния релейной защиты и автоматики на основе статистических данных о ее работе за 10 лет. Он отметил, что в рассматриваемый период произошло снижение (ухудшение) показателя правильной работы устройств РЗА ЕЭС России в целом от 99,4–99,7% в 2000 году до 98,7–98,9% в 2009 году, а также проанализировал складывающуюся ситуацию и сформулировал предложения по обеспечению более надежного функционирования устройств РЗА, находящихся в эксплуатации в ЕЭС России.

В.И. Пуляев (ФСК ЕЭС, Россия)

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

Новости  Электротехники,  2011, №  3(69).

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

ABB Electromechanical Relays
(Оффициальный сайт компании АВВ)

For new applications where reliable operation is essential, in harsh environments, or in existing installations where an exact replacement is required, ABB electromechanical relays are key components for your power infrastructure. ABB electromechanical relays have protected the power system for more than 100 years, and with the proper inspection, maintenance, and testing techniques, these relays can guard the power system for many more years. ABB fully supports our electromechanical relay product with 24/ 7 application and technical support. ABB offers quick, easy, direct replacements for all ABB/ Westinghouse, and most GE, electromechanical relays. We have 40 years experience serving the nuclear power industry with Class 1E certified relays. We also provide electromechanical relay assessments and hands-on training, both on-site or at our factory.

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

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

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

РЕЛАВЭКСПО-2013
Кузьмичев В. А., Сахаров С. Н.
 (ОАО «Фирма ОРГРЭС», Москва)

В 2012 г. на объектах ЕНЭС эксплуатировалось 298 689 основных устройств и около 294748 допол-
нительных устройств (прочей электроавтоматики) РЗА. При этом доля электромеханических устройств составила 76,6%, микроэлектронных – 4,2%, микропроцессорных (цифровых) – 19,2%.
В 2012 г. было зафиксировано 53214 с лучаев срабатывания устройств РЗА на объектах ЕНЭС. Из
них правильные срабатывания составили 52763 случая (99,15%), неправильные – 451 случай, включая 213 случаев излишних, 160 ложных срабатываний и 76 случаев отказов в срабатывании.

Анализ результатов эксплуатации микропроцессорных устройств РЗА (МП РЗА) на подстанциях свидетельствует о недостатках в их работе и необходимости совершенствования процесса их внедрения: проектирования, изготовления, наладки, испытаний, оперативного и технического обслуживания. В 2012 г. основной показатель правильной работы МП РЗА в 2012 г. составил 98,97%, что ниже основного обобщенного показателя правильной работы электромеханических устройств РЗА (99,31%). Анализ информации об организационных причинах неправильных срабатываний МП-устройств РЗА по годам говорит о том, что большая часть из них происходит по вине:

• монтажно-наладочных организаций (в среднем 22%);
• проектных организаций (в среднем 16%);
• заводов-изготовителей (в среднем 15%);
• разработчиков (в среднем 12%).

В среднем 19% случаев неправильной работы МП-устройств РЗА классифицируется как «прочие
причины». При этом виновность персонала относительно мала.

(Анализ работы устройств РЗА ЕНЭС в 2012 году. - Тезисы докладов РЕЛАВЭКСПО-2013, стр. 56-57)

Paul Hindle,
Vector Power Solutions Ltd., United Kingdom

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

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

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


"Электрик", 01.02.2010
(псевдоним участника форума "Проблемы микропроцессорных защит" на сайте журнала "Новости Электротехники")

"Разрешите присоединиться к Вашим словам. Вы корректными словами выразили то, что наболело. Считаю, что будущее не за электромеханическими реле. Но сегодня разработкой, изготовлением и главное оголтелым проталкиванием своих в большинстве полуфабрикатов занимаются далеко не электрики и цели у них далеко не праведные. При этом в штыки воспринимается любой даже самый малый намек на не то что критику, а даже сомнение в величии микропроцессорной техники именно данной конторы. Аналогичная проблема и с другим оборудованием и материалами (например коммутационная техника, средства диагностики, системы учета и контроля и т.д.). На мой взгляд беда здесь в том, что не стало в стране авторитетного органа, который бы проводил исследования образцов и выдавал эксплуатационному персоналу рекомендации, как это раньше делал ОРГРЭС. Для частника - это дорого, а государство увы озабочено совсем другим. Отдельным же фанатикам-энтузиастам весьма проблематично проводить свои исследования и особенно потом противостоять армии тех, кто оказался в результате не в первых рядах."

Федоренко Иван Иванович
начальник пусконаладочного участка,   Белгород

"Любая статья, даже самая научная, состоит не только из терминов. В тех местах, где В. Гуревич пишет "смотать" или "болванка", эти слова применяются как обычные слова, а никак не специальные термины, которые должны быть как-то особо классифицированы".

"В. Гуревич, мы давно сделали выводы. Вы прекрасно и очень грамотно пишете. Вас приятно и понятно читать. Терминологическая критика - это ерунда, клоунада. Слово "смотка" в словаре искать, чтобы уличить Вас в неграмотности? Нам такие слова понятны, особенно когда употребляются в соответственном контексте. Да и вообще русский язык - это не только словари, составленные филологами. Есть язык Толстого, есть язык Зощенко, оба разных и оба - настоящие. Владимир Игоревич, пишите, не обращайте внимания на подобную критику, она не стоит того. Мне кажется, О.Захаров увидел какую-то угрозу популярности МУРЗ, и это его разозлило, ну и понесло..."


Алексей Шалин

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

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

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

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

"Процент неправильных действий современных панелей и шкафов РЗ часто оказывается существенно выше, чем для старых защит, выполненных на электромеханических реле. Появились своего рода «чемпионы» по количеству отказов. Так, по данным фирмы ОРГРЭС, в 1994 году процент неправильной работы дифференциальной защиты блоков на базе реле ДЗТ-21 составил 62,5. В последующие годы показатели колебались около этой цифры. Дифференциальная защита трансформаторов с реле ДЗТ-21 и ДЗТ-23 неправильно работала в 30,3% случаев, дифференциальная защита шин с торможением – в 24,1% и т.д. "

"В качестве временной меры предлагается, устанавливая новые микропроцессорные комплекты релейной защиты, дублировать их российскими электромеханическими аппаратами."

"В нашей стране релейная защита энергосистем в большинстве случаев по-прежнему выполняется на базе реле, по большей части электромеханических. Переход на современную элементную базу – микросхемы среднего уровня интеграции и микропроцессорную технику происходит медленно."

"По данным фирмы ОРГРЭС, к 2002 году в энергосистемах России находилось в эксплуатации 98,5% электромеханических устройств (включая устройства с элементами микроэлектроники и на полупроводниковой основе) и 1,5% микроэлектронных устройств, включая микропроцессорные. В соответствии с данными, число микропроцессорных устройств РЗА составляет всего порядка 0,12% от общего количества. Таким образом, можно констатировать, что переход на современную элементную базу, о необходимости которого длительное время говорится, пока не состоялся. Ситуация осложняется еще и тем, что конечная цель такого перехода – значительное повышение эффективности функционирования – как правило, не достигается."

"Справедливости ради следует отметить, что и в развитых странах Запада переход на современную элементную базу, связанный, как правило, с усложнением схемы и конструкции устройств и панелей РЗ, также сопровождался существенным увеличением количества отказов в функционировании. В соответствии с данными [4] на Западе в конце прошлого века процент неправильных действий устройств релейной защиты, выполненных на электромеханических реле, составлял 0,1% (в России для аналогичного оборудования – 0,4 …0,6%), для реле на базе интегральных микросхем – 0,3% (в России для различных шкафов и панелей 2,3…10%), для защит на базе микропроцессоров – 5%"

"Почему импортные устройства не работают в России?
Много раз за последние годы специалисты, заказывающие современные микропроцессорные импортные устройства релейной защиты, убеждались в том, что дорогие импортные устройства далеко не всегда правильно работают в российских условиях.
Это объясняется рядом причин:
1. Импортные микропроцессорные терминалы в большинстве случаев предъявляют повышенные требования к параметрам контура заземления, в частности требуют низкого импульсного сопротивления этого контура. На Западе принято для таких устройств монтировать свой собственный контур заземления. В российских условиях многие отказы в функционировании таких защит связаны с наведенными в контуре заземления импульсными помехами.
2. Микропроцессорные терминалы подвержены влиянию электромагнитных помех, поступающих «из воздуха», по цепям оперативного тока, цепям напряжения и трансформаторов тока. Отмечались случаи ложного срабатывания защиты, например при включении рядом с ней мобильного телефона.
3. Современные устройства защиты часто не могут быть удовлетворительно «состыкованы» с отечественными трансформаторами тока, которые имеют недопустимо большие для западных терминалов погрешности и в установившихся, и, особенно, в переходных режимах."

«Большинство специалистов сходятся во мнении, что неизбежный переход на микропроцессорную элементную базу РЗ в России будет связан с большими трудностями»

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

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

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

Валентин Сушко,
к.т.н., доцент Чувашского государственного университета, г. Чебоксары

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

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

"Ряд заявленных преимуществ РЗА по МЭК 61850 звучит декларативно, так как в распределенных РЗА по МЭК 61850 при замене проводных кабельных сетей ЛВС с большим числом интерфейсных устройств и коммутаторов ЛВС может быть недопустимо снижена аппаратная надежность. Критерием оценки могли бы быть на первом этапе, до получения данных по результатам эксплуатации, сравнительные расчеты аппаратной надежности на базе данных по интенсивности отказов и наработки до отказа применяемых комплектующих. Но такие данные по комплектующим общепромышленного назначения изготовители комплектующих не предоставляют. Попытки применять вслепую методы аппаратного резервирования без учета аппаратной надежности устройств, обеспечивающих резервирование, могут приводить не к повышению надежности, а к ее снижению. Например, надежность устройств, обеспечивающих работу схем мажорирования «два из трех», должна быть на порядок выше надежности мажорируемых каналов управления. В противном случае резервирование оказывается неэффективным.
  Возможность многовариантности решений по распределенным РЗА по МЭК 61850 и выбор оптимального варианта могут быть реализованы только по результатам конкретного численного расчета аппаратной надежности различных вариантов.
    В связи с изложенным, очевидно, требуется серьезное рассмотрение как преимуществ, так и недостатков, связанных с применением МЭК 61850, во избежание негативных последствий не только для РЗА, но и для энергетики в целом."

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

"Если проанализировать специализиро­ванные выставки, на которых производители устройств релейной защиты представляют свою продукцию, то можно сделать однозначный вывод о том, что ПРОИЗВОДИТЕЛИ РЕШИЛИ отказаться от электромеханических уст­ройств РЗА в пользу новых интеллектуальных техноло­гий с применением микропроцессорных устройств."

(выделено нами)
Михаил Шурдов
Председатель Совета директоров  ЗАО "ЧЭАЗ"

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

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

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

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

Ковалев Б.И., Наумкин И.Е.
Сибирский НИИ энергетики (г.Новосибирск)

"Внедряемые на высоковольтных подстанциях (ПС) полупроводниковые, микроэлектронные, микропроцессорные системы РЗА, ПА, связи и АСУ ТП имеют пониженные уровни изоляции входов-выходов, низкие стандарты передаваемых сигналов и предъявляют жесткие требования к защите от электромагнитных воздействий аппаратных средств, цепей их коммуникаций и питания. На большинстве ПС такие системы, как правило, несовместимы с высокими уровнями электромагнитных помех во вторичных цепях. Попытки их использования без усиления электромагнитной защиты самих систем и цепей их коммуникаций часто приводят к отказам. Наблюдаются пробои изоляции, выгорание монтажа, повреждения полупроводниковых элементов, микропроцессорных систем, сбои в работе и ложная работа систем автоматики, связи и управления."

"Очень высокие воздействия могут быть при КЗ, при работе разрядников, но такие коммутации однократны, что снижает их опасность для вторичных цепей. При работе разъединителей такие перенапряжения достаточно высокой кратности генерируются многократно за одну коммутацию. Это дает основание рассматривать коммутацию разъединителя как основную расчетную при оценках опасных и мешающих влияний на вторичные цепи Пс"

"Даже при идеальном однократном экранировании  наводки представляют опасность для электронных схем и на порядок превышают допустимые нормы по условиям бессбойного функционирования полупроводниковых и микропроцессорных систем. В реальных условиях  при наличии нагрузок, удалений кабеля от заземленных поверхностей наводки увеличиваются на порядок и более. В целом ... электромагнитную обстановку для вторичных цепей ПС 220 кВ и выше с точки зрения функционирования современных систем РЗА, ПА, связи и АСУ ТП признать удовлетворительной нельзя. Для обеспечения электромагнитной совместимости вторичных цепей необходимо резко повысить уровень их электромагнитной защиты".

Ö. Özgür GENCER,
Aysen BASA ARSOY,
Semra ÖZTÜRK,
Korhan KARAARSLAN
Kocaeli Univercity, Department of Electrical Engineering, Izmit, Kocaeli, Turkey

"In the last two decades, there has been an increase of non-linear devices in electrical systems. These devices distort current and voltage waveforms. Due to increase of these distortions, the reliability of protection devices may be sacrificed. Protective relays are designed to operate at rated fundamental frequency (50-60 Hz) and pure sine wave. Most microprocessor relays use different types of digital filter to find the fundamental component of the voltage/current signals. Due to protected relays connected to power systems all times, they experience voltage and current distortions."

"The microprocessor based over/under voltage relays designed to operate with pure, undistorted fundamental waveforms are affected from voltage disturbances:
- Third harmonic voltages lead the relay to mal-trip or fail to trip.
- The magnitudes of third harmonic affect operating time of the relay.
- Both definite time and inverse time characteristics are invalid when the measured voltages of the protected equipment have third harmonic components."


T. Matsua, Tokyo E.P. Co.
J. Kobayashi, Tohoku E.P. Co. 
H. Itoh, Chubu E.P. Co. 
T. Tanigushi, Kyushu E.P. Co.
K. Seo, Hitachi Ltd. 
M. Hatata, Mitsubishi E.P. Corp.
F. Andov, Toshiba Corp.

"In digital protection equipment, temporary failures comprise a high percentage of all types of failures.  Temporary failure is defines as "a type of failure in which fault points could not have been located because the failure symptoms had disappeared before the initial troubleshooting tests were completed, while the failure was detected by an automatic supervision function as well as incorrect operation, with the exception of those that subsequently proved to be a principle failure (mostly software failures)." 

According to partial statistics, temporary failures reach about 70% (108/156) of the total failures of digital protection equipment excluding principle failures.   For temporary failures, measures are taken such as the replacement of the printed circuit assembly assumed to be in trouble. However, unless the failure point is located, such an assumption may not be correct and the possibility of recurrence at an actual failure points remains.

According to the experience … a majority (two-thirds or more) of temporary failures have been restored as a result of power on/off of the protection equipment. Additionally, failures of a significant percentage occur a considerable period of time after energization and are rapidly restored as soon as the power supply is interrupted.

60% of failures in electronic circuit parts are due to failures in IC's, and 80% of failures found in IC's are termed temporary failures. This fact has been revealed as failure analyses have advanced.

The proportion of detected software failures reaches approximately 20% of all the failures of the digital protection equipment in the field. Five out of six cases of false tripping of circuit breakers due to digital protection equipment malfunction are caused by software failures, which significantly affect the reliability of power systems. Further, in the case of a software failure, all similar units must be repaired.   Thus, the adverse influence proliferates over a wide area. 
Some software failures occur in unexpected locations, which cannot be detected easily. An example … where an unforeseen and redundant action region II of a distance relay exists as well as its normal action region I."
N. Zhang
M. Kezunovic
Department of Electrical Engineering, Texas A&M University

"Major blackouts are rare but catastrophic events in power systems. The very recent northeast blackout on Aug 14, 2003, has affected 50 million people in eight states and two provinces of the United States and Canada. The causes for blackouts are quite different and complex. One of the common conclusions based on the historical data is that 75 percent of the major disturbances in the United States involve relay operations directly or indirectly. The hidden failures of protection relays, including the defective logic, incorrect settings and hardware failures, are contributing factors for initializing and propagating system instability even leading to large blackouts."
M. Mohana Rao, B. P. Singh
Bharat Heavy Electricals Ltd.,Hyderabad
M. Joy Thomas
Department of High Voltage Engineering, Indian Institute of Science, Bangalore

"The transient fields generated during switching operations in gas-insulated substations (GIS) can have rise times in the order of a few nanoseconds. Transient fields, which are developed internally to the gas-insulated modules, leak into the external environment through discontinuities and interfere with nearby electronics. Depending on the configuration of the GIS and the observation point, amplitudes of the electric and magnetic fields could be of the order of a few tens of kilovolts per meter and a few hundreds of amps per meter, respectively. These transient fields, in turn, induce voltages in the control cables and secondary circuit of the instrument transformers, which result in malfunctioning of the primary equipment."
                                         
Вячеслав Сукенник
заслуженный работник РАО ЕЭС, заместитель начальника электро-технической лаборатории Волжской ГЭС

"Меняем системы управления на гидрогенераторах. Старые релейные, на новые – МП. Состав: РЗ, регулятор скорости, технологическая автоматики и технологические защиты, термоконтроль. На старом щите управления было 6 шкафов. На новом МП щите тоже 6. Из них 2 шкафа 2-х стороннего обслуживания. Читай всего аж 8!!!. Автоматов оперативного тока на старой системе было 4. Теперь всего 20!!! Техобслуживание старой системы проводили в основном эл. монтёры 4-5 разрядов. Новой – не всякий инженер сможет (надо время разобраться и т.д.).

Это всё я пишу для особо ретивых поборников МП техники.

Не ретроград я. И двумя руками за тех. прогресс, но с большой оглядкой на целесообразность, эффективность, своевременность и пр."


Jelica Polimac, Aziz Rahim
PB Power, Unated Kingdom

"A typical service life of numerical relays is between fifteen and twenty years. For comparison electromechanical relays had a service life of forty years. Rapid changes in computer technology causes a shorter service life of current numerical relays because of requirements for relay replacements when other protection and control assets are being replaced. Sometimes the numerical protection is replaced a few years after the first installation."


Dr. Ashok Kumar Tiwari, B.E.
Head of the Dep. of Computer Engineering College of Eng. and Technology , Jalgaon ,Maharashtra (University of Poona)

"Putting many features into one piece of hardware centres on the issues of reliability and availability. A failure of a numerical relay may cause many more functions to be lost, compared to applications where different functions are implemented by separate hardware items."

Jim  Wilks
Manager DataShare Power Engineering Software

"There is presently wide discussion in the protection community on the business case justification not only for the adoption of the use on numerical devices, but also for the changeover of existing relays to numerical relays.

Overwhelmingly, the justification is based on the benefits that accrue from the self-monitoring capabilities of numerical devices. These results in both higher reliability and lower routine maintenance costs!!

It is important to note that this justification in NOT based the argument that these devices are INHERENTLY more reliable than say, an electro-mechanical relays that have proved to be quite reliable and to have long lifetimes and have served the electricity infustry very well. In fact, there is still relatively little known about the actual reliability levels and life-times of modern numerical relays, but during a presentation of a recent paper:

Stokoe J., Gray. J “Development of a Strategy for the Integration of Protection & Control Equipment — Seventh International Conference on Developments in Power Systems Protection, Amsterdam, The Netherlands, 9-12-th April 2001 (IEE Conference Publication Nо. 497, pp 5-8.)
it was stated that: "Electro­mechanical relays are robust devices with long life-times - and that previously the changeover time for relays was 25 years, but is now down to 15 year and becoming less!”.
Михаил Матвеев
к.ф-м.наук, директор ООО "ЭЗОП"
Михаил Кузнецов  
к.ф-м.наук, зам. главного инженера ООО "ЭЗОП"

"Поскольку МП аппаратура является наиболее восприимчивым к электромагнитным помехам элементом вторичного оборудования, это означает необходимость ее защиты, т.е., обеспечения ЭМС. С необходимостью обеспечения ЭМС тесно связана проблема цены отказа такой МП аппаратуры.

Ситуация осложняется тем, что многие наблюдаемые сегодня тенденции повышают вероятность воздействия на МП аппаратуру опасных уровней электромагнитных помех.

На практике приходится сталкиваться со случаями, когда, например, короткие замыкания по стороне 110 кВ вызывали ложную работу защит по стороне 330 кВ, а помехи при коммутациях по одному классу напряжений проникали (через общие цепи оперативного тока) на входы аппаратуры РЗА, работающей по другому классу напряжения.

Требования по ряду позиций в части помехоустойчивости МП аппаратуры не совпадают. Соответственно, аппаратура, выполненная в соответствии с зарубежными разработками, не будет автоматически удовлетворять отечественным требованиям в части помехоустойчивости, разработанным с учетом специфики имеющихся объектов."

"На многих крупных электрических станциях (ЭС) и подстанциях (ПС) микропроцессорная (МП) аппаратура несовместима с высокими уровнями электромагнитных помех во вторичных цепях. Воздействие электромагнитных помех часто приводит к сбоям и повреждениям аппаратуры и вторичных цепей. Выход из строя систем РЗА в свою очередь может послужить причиной серьезных системных аварий.

...как показывают исследования, уровень импульсных перенапряжений на отечественных ЭС (ПС) в ряде случаев значительно превосходит требования  ГОСТ, даже при условии выполнения систем заземления и молние­защиты в соответствии с действующими нормами "
Бордачев А. М. 
ОАО «Институт Энергосетьпроект»

"Опыт обследования электромагнитной обстановки на сотнях существующих объектов показывает, что состояние заземляющих устройств, систем молнезащиты и т.п. на многих из них таково, что без проведения комплекса работ по обеспечению ЭМС невозможно достигнуть приемлемых характеристик надежности внедряемых систем на базе МП устройств РЗА."

T. C. Lun
Applications Engineering
Microcontroller Division of Freescale Semiconductor

"All electronic circuits are receptive to EMI transmissions. Most EMI are received from conductive transients, although some are received from direct radio frequency (RF) transmissions. In digital circuits, the most critical signals are usually the most vulnerable to EMI. These include reset, interrupt, and control line signals. Analog low-level amplifiers, control circuits, and power regulators also are susceptible to noise interference.

EMI sources include microprocessors, microcontrollers, electrostatic discharges, transmitters, transient power components such as electromechanical relays, switching power supplies, and lightning. Within a microcontroller system, the clock circuitry is usually the biggest generator of wide-band noise, which is noise that is distributed throughout the frequency spectrum. With the increase of faster semiconductors, with faster edge rates, these circuits can produce harmonic disturbances up to 300MHz, therefore move up the frequency scale.

Nowadays, many IC manufacturers continually reduce the die size of the microcontroller to achieve more parts per silicon wafer. Reduced die size usually results in faster transistors. Consequently, although the MCU clock rate may not increase, the rise and fall times will increase and the harmonic content will communicated to the user, hence, a MCU may initially be fine in a circuit, then sometime during its production life cycle EMC problems could arise."

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

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

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

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

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

Manuel. W. Wik
Defence Materiel Administration, Sweden
William. A. Radasky
Metatech Corporation, USA

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

It is apparent from the data summarized here, that both conducted and radiated disturbances are a threat to commercial systems. Clearly it is possible to generate conducted wideband waveforms similar to those used for EMC testing of equipment, but with somewhat higher peak levels than those specified for normal home or commercial usage. For radiated waveforms, it is possible to apply microwave oven parts and those from surplus military radars to generate threatening electromagnetic field levels. Of course generators can be built in laboratories with higher level capabilities, however, source size is an important factor to be considered when creating threat level criteria."
Patrick Montignies, Bernard Jover
Schneider Electric France

"Digital microprocessor based protective relays, installed in low voltage compartments of medium voltage switchgear and/or in control panels, become more and more exposed to EMC disturbances due to interferences that may affect the power quality of electrical networks. End-users sometimes report unexpected circuit breaker tripping and significant financial consequences due to process discontinuity."

Alan Roth
Chief Risk Officer and Vice President, Advanced Fusion Systems LLC
(from Energy Central Network - http://www.energypulse.net)

"Grid security managers are experiencing growing concern over cyber security while another serious threat, electromagnetic pulse (EMP), has received very little attention. An electromagnetic pulse attack can have a devastating impact on the grid, rendering it useless perhaps for many years. While it is generally considered a low frequency/high consequence threat, recent developments regarding both human-caused EMP and the likelihood of geomagnetic storms significantly increase the chances of a major hit. Protective activity needs to be jump-started if appropriate measures are to be in place before it's too late

The American public is poorly informed about this threat and therefore is making no demand on their utility companies to take action.

The EMP threat is real and it comes from a number of different sources. An intentional attack can be launched by an adversary using a Scud or ballistic missile to detonate a nuclear device high over the U.S. A Scud can be launched from a ship offshore to detonate a nuclear device at an altitude of 25 to 40 miles, which would impact an area with a diameter of 200 to 300 miles. A ballistic missile could achieve an altitude of 300 miles. At that height, if centered over Kansas, a detonation would impact all three of our major grids. The attack, launched at sea with the ship quickly sunk, would not identify the adversary for a counterattack. An adversarial attack can therefore be launched without the fear of immediate retribution

The level of devastation would be enormous. The nuclear blast emits a powerful pulse that strikes in three distinct portions, each with a different character.

The first, called E1, has a high peak amplitude which radiates in less than one billionth of a second and couples effectively to all electronic systems regardless of size. It is too fast to be captured by lightning arrestors or other conventional protective devices. It mainly destroys electronic equipment including electronic protective equipment.

The second, E2, has lower amplitude and couples effectively through long lines to networked systems. Protective devices that would normally handle this portion will have been disabled by the first portion. It saturates the cores of both generators and transformers.

The third portion, E3, hits the ground and creates a ground-induced current (GIC) which is slow and long-lasting. The GIC is called geomagnetic-induced current when solar-sourced due to the geomagnetic storm from which the pulse is derived. E3 is a largely DC component which offsets the AC waveform and couples with long power transmission lines that lead it right into transformers and generators, where it destroys the already saturated cores.
 
Solar storms present a major EMP threat. Also called "severe space weather", a major solar storm can wreak havoc on our grids. An example is the severe space weather event that hit the Hydro-Quebec power system in Canada in March, 1989. Automatic voltage compensation equipment failed, resulting in a voltage collapse. Five transmission lines from James Bay were tripped, causing a generation loss of 9,450 MW. With a load of about 21,350 MW, the system collapsed within seconds resulting in a nine-hour blackout for the Province of Quebec. During this same storm, a large step-up transformer failed at the Salem Nuclear Power Plant in New Jersey. There were about 200 less severe events reported in the North American power system.
 
The online Operations Manual of the North American Electric Reliability Corporation (NERC) cites geomagnetic storms of 1957, 1958, 1968, 1970, 1972, 1974, 1979, 1982, and 1989 as causes of major power system disturbances.

It is truly remarkable how well our power systems have been improved by electronics to provide for much greater efficiency and safety. SCADA, as well as digital control systems and programmable logic controllers, have enhanced the operation and automation of power systems allowing for remote operation and the effective operation of very complex networks. This can be viewed as both a blessing and a curse, the latter due to the increased vulnerability of the network to EMP and other forms of electromagnetic interference.

Two new factors are now playing a role in this complexity: the advent of the smart grid and the growing need for cyber security. Both are drawing the attention of grid security personnel, perhaps to the detriment of attention needed to develop better protection from EMP. The security component of the smart grid program is mainly oriented to protection from cyber crime as the expanded communication system needed for a smart grid opens up more opportunities for cyber attacks.

While electronics and microelectronics are omnipresent in today's grid environment, the smart grid will greatly increase their numbers. It will maximize the use of integrated circuits to manage every step from the generator to the consumer. If they are the first victims in a major EMP event, all of that investment would be for naught.

The potential for an EMP event is very real. The Commission to Assess the Threat to the United States from Electromagnetic Pulse (aka EMP Commission) has vividly described how our adversaries can fairly easily launch a nuclear attack for which our grid currently has no significant defense. (The report is available on the commission's website.) The capability of our adversaries to launch a deadly attack is constantly increasing while our capability to defend against such an attack is constantly decreasing. An EMP attack could also be at ground level from small, high-energy EMP generators with varying levels of capability. Another source could be an explosion of a chemical plant. While these local EMP strikes would not cripple the nation, they could still, through a cascade effect, endanger some millions of Americans at the regional level.
In the recently released Final Report of the Congressional Commission on the Strategic Posture of the United States, chaired by former Secretaries of Defense William J. Perry and James R. Schlesinger, there is the statement:
"We note also that the United States has done little to reduce its vulnerability to attack with electromagnetic pulse weapons and recommend that current investments in modernizing the national power grid take account of this risk."
Grid security personnel, electric utility company executives, legislatures, government agencies, and the public at large need to learn about and appreciate the nature of this threat. They should start to learn about steps that can be taken at local, state, regional and national levels to mitigate this enormous potential for destruction. More emphasis needs to be placed on the development of local, protected renewable-energy generators which could provide at least a minimal power supply if the regional or national grid becomes dysfunctional."
Dr. William Radasky
Ph.D., P.E., President of Metatech
Mr. John Kappenman
Metatech Consultant

"What effects are expected on the power grid from high-altitude electromagnetic pulse (HEMP)?
For the operation of the electric power grid, the HEMP E1 and E3 pulses are the most important.
Research performed for the EMP Commission clearly indicates the following concerns:

1) Malfunctions and damage to solid-state relays in electric substations (E1)
2) Malfunctions and damage to computer controls in power generation facilities,
substations, and control centers (E1)
3) Malfunctions and damage to power system communications (E1)
4) Flashover and damage to distribution class insulators (E1)
5) Voltage collapse of the power grid due to transformer saturation (E3)
6) Damage to HV and EHV transformers due to internal heating (E3)

It should be noted that these effects could result in widespread blackouts due to the large geographic footprint of these environments and the fact that they are simultaneous in nature. In particular a single high-altitude burst above the United States would create an E1 pulse that would arrive at all locations within one power cycle. In addition, widespread damage, especially to HV and EHV transformers could require years to recover due to worldwide production limits. While the current situation with regard to the vulnerability of the power grid to HEMP and other high-level electromagnetic disturbances is serious, national discussions of future changes to the power grid could well make things worse. In particular the concept of the “smart grid” is under active consideration, and while the precise details of such a plan are not clear, it is clear that a major objective is to collect more data on the grid and to provide that data to the operators of the grid. The problem with many proposals for the smart grid is that there will be a proliferation of millions of computers (smart meters), which will be placed at homes and businesses to monitor the use of power in real time. These data will allow the system operators to operate their grids more efficiently and to eliminate the need for extra margins. These distributed computers will be vulnerable to the threat of radiated and conducted high frequency threats (such as E1 HEMP and IEMI) and will be impacted by severe harmonics created during E3 HEMP and geomagnetic storms. It is clear that very high levels of electromagnetic protection should be required for these meters, yet in discussions concerning smart meters today, security seems to be a second thought."


Институт сильноточной электроники Сибирского отделения Российской академии наук
Institute of High Current Electronics SB RAS
Россия 634055 г. Томск проспект Академический, 2/3
Тел. (3822) 491-544
Факс (3822) 492-410
E-mail: contact@hcei.tsc.ru
Директор: академик Геннадий Месяц

Российские ученые создали уникальные генераторы электромагнитных импульсов

"Это очень серьезное достижение", - считает член президиума РАН академик Владимир Фортов. "Работы, проведенные под руководством академика Геннадия Месяца, позволили создать генераторы, испускающие очень короткие и мощные импульсы, - рассказал он ИТАР-ТАСС. - Их пиковая мощность достигает миллиардов ватт, что сопоставимо с мощностью энергоблока АЭС. Это более чем в 10 раз превышает зарубежные достижения".

По словам Фортова, с помощью новых генераторов можно имитировать помехи, возникающие от ядерного взрыва или удара молнии.

Кроме того, отметил он РАН, "результаты исследования могут послужить основой для создания электромагнитного оружия". "Современная военная техника насыщена электроникой, - пояснил ученый. - На Западе ведутся разработки, которые позволяют электромагнитным импульсом подавить средства прицеливания, связи и управления". "Достижения российских ученых могут быть использованы для создания аналогичного оружия в нашей стране", - сказал Фортов.

ИСТОЧНИКИ МОЩНЫХ НАПРАВЛЕННЫХ ВОЛНОВЫХ ПУЧКОВ СВЕРХШИРОКОПОЛОСНОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ

Назначение

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

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

Purpose

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


Vladimir I. Koshelev
Professor, Dr. Sci. (Phys. & Math.), Laboratory Head
Phone: (3822) 49-19-15
Fax: (3822) 49-24-10
E-mail: koshelev@lhfe.hcei.tsc.ru


Field Emission Beta-Ray Device (FEBETRON) 

Model 2020
Сверхвысоковольтные источники для генерирования сверхмощных электрических разрядов (ВНИЦ ВЭИ)

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

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


Active Denial System (ADS)
(Originally developed by the Air Force Research Laboratory)

The ADS works by directing high-power electromagnetic radiation, specifically, high-frequency microwave radiation at a frequency of 95 GHz (a wavelength of 3.2 mm), toward the subjects.



Терентьев Д. Е.
Генеральный директор,
Сторожук Н. Л., к.т.н.
Зам. генерального директора НПО «Инженеры электросвязи»


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

Импульсные помехи различной длительности и ве­личины возникают в электропитающих сетях при вклю­чении и выключении мощных потребителей энергии, переключениях, коротких замыканиях. Например, при подаче высокого напряжения (10 кВ) на трансформа­торную подстанцию (ТП) на низковольтных обмотках возникает импульс амплитудой до 3 кВ.
Возникновение потребности уничтожения  электронных систем без нанесения вреда строениям и находящимся в них людям повлекло за собой разработку специальных видов воздействия, решающих данную задачу. Одним из способов уничтожения электронных си­стем является подрыв ядерного боеприпаса над це­лью на высоте около десяти километров и более. При этом такие поражающие факторы, как ударная вол­на, проникающая радиация и световое излучение, не приносят существенного вреда наземным объектам, а электромагнитный импульс, возникающий в резуль­тате взаимодействия гамма-лучей и нейтронов, ис­пускаемых при ядерном взрыве, с атомами окружа­ющей среды, выведет из строя электронное обору­дование на значительной территории.Технологическая база современных электромаг­нитных боеприпасов весьма разнообразна. Основ­ными технологиями, применяемыми в этой области, являются: генераторы со сжатием электромагнитно­го поля при помощи взрывчатки (explosively pumped Flux Compression Generators, FС-генераторы), рабо­тающие на взрывчатке или пороховом заряде магнитогидродинамические генераторы (explosive or propellant driven Magneto-Hydrodynamic Generators, MHD-генераторы) и целый набор микроволновых ус­тройств высокой мощности, из которых наиболее проработанным является генератор с виртуальным катодом (Virtual Cathode Oscillator, виркатор)."

Richard L. Nailen
Engineering Editor of Electrical Apparatus magazine

"Past few years, the number of solid-state devices in industrial controls has multiplied a hundredfold.

Integrated circuits are far more sensitive to voltage transients than are power semiconductors. The TTL  (Transistor-Transistor Logic) circuits of a few years ago involved 10 to 20 gates per square millimeter of circuit board area; device power supply was typically five volts. Today's popular CMOS (Complementary Metal Oxide Semiconductor) circuit can use nearly a hundred gates per square millimeter, supplied at only 1.2 volts. Still newer solid-state technologies, such as SOS (Silicon-On-Sapphire), raise device density to 500 or more per square millimeter. As device length and width come down, so does height — and so does breakdown voltage.

Modern solid-state control circuitry, however, is digi­tal rather than analog. Slowly varying process conditions are now converted electronically into long trains of high-frequency digital pulses. Variables are "sampled" at intervals of less than a microsecond. When a fast transient gets in the way of that, the circuit easily responds to the false "signal" (a so-called "single bit error"). Result: A production line grinds to a halt, material is spoiled, or an entire process is disrupted."
Drew Welton
Sales and Application Engineer  with OMICRON electronics Corp., USA

"While it is true that self-diagnostics will detect and alert the user to catastrophic failures in the microprocessor, it is the unseen that posses the biggest threat. Self-diagnostics can not detect the health of a dry contact, or the performance of a CT or PT, but most importantly, you will never be alerted to an incorrect function setting or logical configuration.
When testing single function relays, we are typically concerned with two basic fundamental testing criteria: pick-up and time delay. These are relatively simple procedures for the relay technician by creating a single timed shot test, and a simple ramp test to validate the pick-up, moving from one relay to the next. The main focus with testing electromechanical relays are issues surrounding calibration.

As most technicians will confess, this process becomes difficult when applied to multifunction digital relays, where as calibration is no longer the focus, rather, a validation that relay function and logic are set correctly. First, you will find many relay functions have multiple settings and time delays, as well as functional logic, such as sensitivity to breaker position. Second and more importantly, is that testing one element can often cause another to respond, interfering with the assessment. Most relay manufacturers suggest disabling the functions not presently being tested. This is where the danger comes in to play.

As an example, lets look at a multifunction relay for generator protection. As you apply voltages and current to the relay, you notice the inadvertent energizing element interferes with your assessment, so you temporarily disable it. If you forget to re-enable the function, or enable it with the incorrect setting or functional logic, you run the risk of leaving the most expensive piece of equipment on the power system unprotected. As expected, no self-diagnostics I know of will alert you to this problem. You must test a relay system as a system, as it will be installed! The big question is how?"

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

"As all relay engineers are aware, protective relay technology over the past twenty-five years or more has evolved from single-function electromechanical relays to static relays and finally to digital relays. The first digital relays were single-function units. However, as microprocessors became more powerful, designers soon saw the economic advantage of designing multifunction relays. In these relays, virtually all protective functions for a specific protective zone are incorporated into a single hardware platform. A failure of the hardware platform will typically disable all protective functions within a protective zone. Therefore an impor­tant issue in the application of multifunction digital relaying is how to handle having "all the eggs in one basket."
In recent years, some manufacturers have argued that with self-diagnostics (the ability of the relay to check itself), a relay failure would be immediately known and the protected piece of equipment could be removed from service until the relay was replaced or repaired. Most users have found this philosophy unacceptable. This is especially true in relation to generator protection. Even with a mean-time-between-failure rate (MTBF) of 70 years or more (based on in-service operating experience with digital relays), the consequences of removing a major gen­erator from service due to a single relay failure are unacceptable to most users. The loss of a major generator immediately increases the cost of generation for a utility for the time the machine is out of service. The utility compensates for this lost generation by either running less efficient generation in-house or purchasing more expensive power off-system. Even the loss of a moderately-sized (200 MW) generator can cost a utility and its customers $100,000 per day in added fuel or purchased power costs. In addition to the economic consequences, many relay engineers fear the failure of a digital relay could occur concurrently with a protection event when the relay is necessary to protect the generator."

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. ...after the fault on the adjacent line was cleared, the low power element and zero-sequence current element of microprocessor based remote trip   local   discriminator did   not   drop off promptly.  The local discriminator kept 25 ms interference signal as trip permission signal   for 75ms.   If the local discriminator picks up and receives trip permission signal at the same time for longer than 45 ms (anti-interference time delay), it will trip. So the main cause of the unwanted trip was that the low power element and zero-sequence current element of local discriminator couldn't drop off in time after the fault was cleared. 5. The most possible cause of the ... failure  was the soft-failure of CPU board of the relay.

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

6. By inspection, the conclusion was made by the relay manufacturer that the software had some bugs and this caused the incorrect trip. The ordered protective relay had no displacement impedance function. The manufacturer   upgraded   its software   with   displacement impedance protective function on the user’s request. After the software upgraded, the manufacturer did not perform the dynamic simulation testing for the upgraded software (i. е. regression test for software), and the software bug was not found by the steady state testing.

The protective relays in service in Gansu electric power system have passed dynamic simulation testing performed by national relay testing center. In dynamic simulation testing many   defects   and   shortcomes   in   relay   functions   and performances have been discovered, and many insufficiencies and imperfect principles of imported protective relays have been discovered in particular. National relay testing center has guarded that only those relays of good quality can pass for the safe and stable operation of electric power system. However, dynamic simulation testing also has its limitations    because it can not exactly resemble actual fault conditions with huge electromagnetic transient impact, such as it cannot soundly  simulate   the   cooperation   of   protective   relay, communication channel and external devices, especially the influence from interference of the communication channel. It also cannot simulate the   internal component failures of  protective relay, in particular some hidden failures. Because of  the time consuming and expenditure, it is certainly impossible to perform the dynamic simulation testing for software at each software upgrading and to simulate the undulation load, the disturbance of DC power supply and so on."
A. T. Giluliante
President of ATG Consulting  Co.,
(before 1995 - Evecutive Vice President  of GEC ALSTOM T&D)

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

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

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

Microprocessor relays have appeared as a result of developments in electronics and not in order to improve conventional (static or electromeсhaniсal) relays. The behaviour of conventional relays in operation continues to be excellent.

Microprocessor relay reliability is lower than that of electromechanical and static relays: microprocessor relay components usually fail more often than those of conventional relays. This disadvantage is not compensated by the self monitoring function, especially in unmanned substations. Maloperation, or a failure to operate as a result of a relay internal failure may occur before the arrival of the staff after receiving an alarm signal.

The operating time of microprocessor relays is longer than that of conventional relays. Microprocessor relays are not rapid relays.
Павел Правосудов
Главный редактор журнала "Компоненты и Технологии"

"Импульсные перенапряжения, возникающие при разрядах молний и при коммутации в силовых электроустановках, способны повреждать и разрушать как электронные устройства, так и целые системы. Многолетняя статистика подтверждает, что число таких повреждений удваивается каждые три-четыре года.

Очевидно, что с повышением степени интеграции в микроэлектронике уменьшается устойчивость ее компонентов к высоковольтным импульсным перенапряжениям. Рост парка электронных устройств, более широкое их внедрение не только в производство, но и в другие области резко увеличивает возможность повреждения оборудования и программных средств вследствие воздействия импульсных перенапряжений. В свою очередь, выход из строя техники ведет к значительному возрастанию финансовых издержек и прямому материальному ущербу.

Степень повреждения зависит от устойчивости как каждого из компонентов схемы, так и от энергии мощной помехи в целом, которая может быть поглощена схемой без появления дефекта или отказа. Например, для электромагнитного реле с катушкой на напряжение 230 В переменного тока коммутационная помеха от индуктивной нагрузки с амплитудой 500 В хотя и является более чем двукратным перенапряжением, но вряд ли приведет к отказу реле в силу стойкости электромеханики к такого рода помехам и вследствие малой длительности такой помехи (в течение микросекунд). Иначе обстоит дело с микросхемой, питающейся от источника 5 В постоянного тока. Импульсная помеха с амплитудой 500 В в сто раз превышает напряжение питания этого электронного компонента и приводит к неизбежному отказу и последующему разрушению устройства. Стойкость микросхем к перенапряжениям на несколько порядков ниже, чем электромагнитного реле."

Ц. Цzgьr GENCER,
Aysen BASA ARSOY,
Semra ЦZTЬRK,
Korhan KARAARSLAN
Kocaeli University, Department of Electrical Engineering, Turkey

In the last two decades, there has been an increase of non-linear devices in electrical systems. These devices distort current and voltage waveforms. Due to increase of these distortions, the reliability of protection devices may be sacrificed. This situation has led to a great interest in determining network voltages at harmonic frequencies.

Protective relays are designed to operate at rated fundamental frequency (50-60 Hz) and pure sine wave. Most microprocessor relays use different types of digital filter to find the fundamental component of the voltage/current signals. Due to protected relays connected to power systems all times, they experience voltage and current distortions.

The microprocessor based over/under relays designed to operate with pure, undistorted fundamental waveforms are affected form voltage disturbances.

- Third harmonic voltages lead the relay to mal-trip or fail to trip.
- The magnitudes of third harmonic affect operating time of the relay.
- Both definite time and inverse time characteristics are invalid when the measured voltages of the protected equipment have third harmonic components.

Jose Felix MIСAMBRES
Miguel Angel ZORROZUA
Departamento de Ingenierнa Elйctrica
E.T.S.I., Universidad del Paнs Vasco, Espaсa

Jorge LAZARO
Maribel SANCHEZ
Begoсa LARREA
Departamento de Matemбtica Aplicada
E.T.S.I., Universidad del Paнs Vasco, Espaсa

"Control and regulation technologies have an increasing importance in electric energy systems. Lately, nonlinear elements based on power electronic have emerged into electric power systems. These elements distort the waveform of electrical signals adding harmonics and interharmonics to the fundamental component.

Nowadays, digital relays have to cope with input signals of an increasing complexity, mainly due to the presence of an increasing amount of nonlinear elements within the electric power systems. Simultaneously with the regular harmonic spectrum, it may appear a complex set of interharmonics.

One of the main goals of a digital filter is estimating the harmonic spectrum present in an electrical signal being analyzed. Furthermore, the estimating process is critical in the field of digital relaying. This is because the accuracy in the output of the phasor estimator is directly related with a good performance of the protection device.

Digital filters are commonly based on algorithms of three different types: Type I: algorithms based on matricial methods such as LES (Least Error Squares); Type II: methods based on the MIMIC filter approach and Type III: modified versions of DFT (Digital Fourier Transform). However, all of them have been developed without taking into account the presence of interharmonics in the filtered signal.

As it can be seen the presence of interharmonics causes a non-decaying oscillation. The consequence of it is an uncertainty in the phasor measured by the protection functions and a possible protective relay misoperation.

Results show that the output data from a digital filter are heavily influenced by the presence of interharmonics in the analyzed signal. Consequently, these unexpected components must be taken into account through the development of appropriate algorithms in the field of digital relaying."

В.И.Пуляев
ОАО «ФСК ЕЭС»

"Рабочая группа США и Канады опубликовала отчет о причинах аварии 14.08.03г. в котором констатируется, что одной из причин возникновения аварии был сбой «зависание» компьютерной системы предупреждения и возникновения аварийных ситуаций в энергосистеме компании ”First Energy” США. В течение полутора часов оперативный персонал не догадывался о том, что у них не работает система предупреждения, вначале ”остановился” основной сервер, а затем резервный. Персонал технической поддержки восстановил системы, однако функции оповещения о нарушениях в работе электрооборудования энергосистемы восстановлены не были. У независимого системного оператора среднего запада (MISO) который является резервным пунктом управления для ”First Energy” система автоматического анализа аварийных ситуаций в это время была отключена из-за ошибки инженера после устранения неисправности. В результате ряда отключений в 16ч.13мин. вся энергосистема восточного побережья США была обесточена. Этот факт и другие говорят о том, что компьютерная техника наряду с очевидными преимуществами является “вещью в себе”. При дальнейшем широком внедрении цифровой техники в РЗА необходимо предусматривать дополнительную независимую, простую, недорогую, не цифровую систему РЗА на случай чрезвычайных ситуаций".

Руслан Борисов,
генеральный директор НПФ «ЭЛНАП», г. Москва

"Неправильная работа УРЗиА по причине недостаточной ЭМС, по данным «Мосэнерго», составляет до 10% от всех случаев ложной работы и касается в основном только УРЗиА на микроэлектронной (МЭ) и микропроцессорной (МП) элементной базе.
Столь высокий процент случаев неправильной работы по причине недостаточной ЭМС вызван тем, что чувствительность к электромагнитным помехам УРЗиА на МЭ и МП элементной базе на несколько порядков выше, чем у их традиционных электромеханических аналогов, т.е. проблема ЭМС носит физический характер.

Для нарушения работы электромеханического реле требуется энергия 10-3 джоуля, а для нарушения работы интегральных микросхем требуется 10-7 джоуля. Разница составляет 4 порядка или 10000 раз. Для разрушения электромеханического реле требуется энергия в 1 джоуль, а для разрушения интегральных микросхем требуется энергия в 10-2 джоуля. Поскольку помехи, имеющие меньшую энергию, возникают чаще помех, имеющих большую энергию, наиболее частой реакцией УРЗиА на МЭ и МП элементной базе на воздействие электромагнитных помех будет не разрушение устройства, а нарушение его работы или кратковременный сбой в работе с последующим восстановлением функций.

В практике ОАО «Мосэнерго» накопилось уже достаточно подтверждений существования электромагнитных помех и их негативного влияния на работу МЭ и МП УРЗиА. Пожалуй, наиболее наглядно это показывает опыт включения МП защит фирмы «SIEMENS» на ТЭЦ-12 ОАО «Мосэнерго» по проекту, выполненному институтом «Атомэнергопроект». При проектировании никак не были учтены требования ЭМС. Вследствие помех только за период с августа по декабрь 1999 года зарегистрировано более 400 ложных информационных сигналов по дискретным и аналоговым входам. И это далеко не полная информация. Вот еще один пример: на одной из ПС ОАО «Мосэнерго» при коммутации элегазовым разъединителем 110 кВ ложно сработала дифференциальная защита трансформатора с реле ДЗТ-21 из-за пробоя транзистора в реле. В документации на реле ДЗТ-21 отсутствуют сведения о какой-либо проверке реле на ЭМС. И большое количество таких неиспытанных реле сейчас находится в эксплуатации. Можно привести еще много подобных примеров".
Валентин Лопухов,
заместитель начальника центральной службы релейной защиты и автоматики ГУП «ПЭО Татэнерго»:

"С точки зрения релейной защиты сейчас начинают возникать неприятности, которых раньше, применяя электромеханические реле, мы не имели.

С появлением микропроцессоров, которые имеют малое напряжение повреждения, проблема плохих контуров заземления обострилась. Даже с финансовой точки зрения. Допустим, сгорели три недорогих катушки реле, мы новые поставили. А если сгорит микропроцессорное устройство стоимостью десятки тысяч долларов?"
Александр Ермишкин,
начальник службы релейной защиты и автоматики Московской кабельной сети АО «Мосэнерго»:

"С внедрением же все большего количества микропроцессорных релейных защит в России проблема недостаточной электромагнитной совместимости будет обостряться.
Конечно, общее число микропроцессорных УРЗиА, по сравнению с аналоговыми, очень небольшое. Во всяком случае, у нас в Москве. Распределительных подстанций с цифровыми защитами в МКС сейчас двадцать с небольшим, в то время как всего у нас РП порядка тысячи. Произвести революцию и быстро заменить старые защиты на микропроцессорные не получится. На это потребуются десятки лет. Другое дело, что многие новые распределительные пункты оснащаются современными цифровыми защитами. И решать проблему ЭМС необходимо по-новому".

Andrzej W. SOWA
Jarosław WIATER
Electrical Department, Białystok Technical University, Poland

"In high voltage HV substation the damages or malfunctions of the electric and electronic equipment or systems very often were caused by switching operations in primary circuits, earthing faults or lightning strokes. In these cases the surge currents flow through the  conductive-earthed structures over the ground, by the earthing grids and could induce overvoltages in low voltage wires. The problem with these transients has been particularly observed in HV substation with digital devices in control and measurements systems.

The oldest electromechanical elements were very well insulated and required sustained signals to operate. This is the contrast to microprocessors base equipments. They are more sensitive to overvoltages and overcurrents in control cables.

The study shown that, without the surge protective devices or circuits, the values of overvoltages in control wires can reach the values, which are dangerous for electronic equipment. "

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

"Voltage and current disturbances in power systems may have detrimental effects on protective relays. These disturbances interfere with the normal operation of equipment, cause misoperation or shorten the life span of the equipment. The algorithms used in protective relays normally assume a non-distorted voltage and current waveform. Due to a disturbance, the values obtained by the relay may deviate from the actual values. For severe disturbances this may affect the decision made by the relay, leading to a mal-trip or fail-to-trip. The disturbance may also affect the required relay setting range or the sensitivity of the relay. The relay may operate slower or faster than expected. The consequences of disturbance-caused mal-trips can be particularly severe when the disturbance is due to a short-circuit fault.

Digital relays are based on microprocessors. Their performances are made by sampling the analog signals and using an appropriate computer algorithm to create suitable digital representations of the signals. The decision is made according to these digital representations.
 
A signal processing technique is used to extract the fundamental component from the input disturbance signal. To extract the fundamental component from the input signal, a DFT (Discrete Fourier Transform) technique is applied. Using a cosine/sine sampling window, the DFT can effectively remove the disturbance components at steady state. However, it will take one sampling window to extract the correct fundamental waveform. During this transition period, the output of DFT is incorrect. This applies whenever there is a transient or change of status".

Toshio Matsumoto, Fuji Electric Systems Company Ltd., Tokyo 
Yasuhiro Kurosawa, Toshiba Corporation, Tokyo
Masaji Usui, Mitsubishi Electric Corporation, Kobe
Koji Yamashita, Central Research Institute of Electric Power Industry, Tokyo
Taisei Tanaka, Tokyo Electric Power Co., Tokyo

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

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


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

"Когда мы начали внедрять микропроцессорные защиты, а у нас, в зависимости от назначения, стоят устройства различных производителей – «Радиус-Автоматики», АВВ, Новочеркасского ГТУ, то столкнулись с проблемой электромагнитной совместимости. На больших подстанциях, где стоят выключатели с электромагнитными приводами, случалось необъяснимое срабатывание приводов; бывало, что при КЗ в одном месте выгорали блоки РЗА в другом. Пришлось даже проводить семинар на тему «Что такое электромагнитная совместимость?». Поэтому мы вынуждены сейчас пользоваться опытом вологодских энергетиков и совместно с цифровыми устройствами ставить электромеханические. Но это вынужденная мера. Хотелось бы получить более надежные микропроцессорные защиты".

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

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

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

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

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

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

C.T. Tsai , C.S. Chen, C.H. Lin, M.S. Kang
The National Sun Yat-Sen University, Taiwan

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

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

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

Mohammad Ridzal Othman
Tenaga Nasional Berhad

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

Ivo Uglesic, Sandra Hutter, Viktor Milardic
Faculty of Electrical Engineering, University of Zagreb, Unska, Croatia

Igor Ivankovic, Bozidar Filipovic-Grcic
Croatian Electrical Company, Transsmision Division

"Electromagnetic disturbances due to Very Fast Transient Overvoltages (VFTO) occurring in metal enclosed gasinsulated switchgear (GIS) are a well known problem. Today, secondary equipment in HV switchgear is processor oriented, entirely electronic and very sensitive to disturbances. Also, it is located near the HV switching devices, which can cause harsh operating environment. Cigre Working Group 23.02 stated in its Report on 2nd international GIS service experience survey that of the sample of 73024 CB/bay/year, 16% reported problems with maloperation of control, protection or secondary circuits.

Measurement results have shown that in all case studies, high frequency voltages and currents occur, with a dominant frequency of 50 MHz, regardless of very different disturbance magnitudes occurring in different locations (ranging from 14.4 kV in one case to 30 V in another). Malfunctioning of the busbar protection during disconnector switching in the GIS has been thoroughly studied and measurements have established that all three necessary criteria for busbar protection operation are fulfilled in this case. Multiple repetition of the current impulses can cause busbar protection tripping due to integration of these input signals in the overcurrent relay module. Measured overvoltages and currents have lower magnitudes than allowed by the standards. In general, they should not place dielectric stress on the insulation or cause the secondary equipment to malfunction. However, busbar protection malfunction has occurred during on-site testing, which demonstrates a need for continuous monitoring of the transient overvoltages and current levels in the secondary circuits."
Conrad Bottu
Laborelec

"The Belgian site under study in this paper is connected to the public transmission grid (380 kV) by a High Voltage (HV) station. This HV station incorporates a 25 kV substation linked to a second substation via 25 kV underground cables. The second substation supplies the electric installations on the site. The substations contain 25 kV circuit breakers in interior type HV cells with a metallic casing. The insulation is realised by SF6 gas. The safety relays and control devices are located in cabinets situated on the front panel of the cells. Their LV supply (110 VDC and 24 VDC) is provided by cabinets situated in an adjacent room.  When operating the new circuit breakers, the control circuits received over-voltages and broke down. The same thing happened during other operations and events, including inline short circuits, section switch closures, and above all the connection of the 25 kV cables to the earth to discharge them."

А. Чмиль, В. Страхов
ОАО "Донецкоблэнерго"

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

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

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

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

Добродеев К.М.
Нижегородскэнергосетьпроект

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

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

Глеб Барбашинов,
шеф-редактор газеты "Энергетика и промышленность  России"

17.11.2009
Владимир, здравствуйте.

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

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

---------

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

Алексей Николаевич Владимиров
Зам. Начальника службы релейной защиты Центрального диспетчерского управления ЕЭС России

"Что лучше: МП защиты или электромеханика? Слишком мало у нас МП защит чтобы сделать однозначный вывод. Но одно очевидно: в МП устройствах кроется большой потенциал для ошибок. Складывается впечатление, что МП устройства разрабатывались для «работы тихо-тихо сам с собою», а не для взаимодействия с человеком. Отсюда и возросшая доля неправильных действий, классифицируемых как «человеческий фактор» (проектирование, наладка, выбор параметров настройки, эксплуатация). На электромеханике можно было при необходимости пальчиком проследить логику работы, в МП защитах такое не возможно (отсюда и требование СО – дать логическую структуру защиты, созданную проектировщиком в привязке к элементам, допускающим параметрирование)…"

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

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

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

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

"Мы считаем, что нельзя допускать такого положения, при котором в момент возникновения требования срабатывания релейной защиты на ЛЭП 330-750 кВ в работе находилось бы только одно устройство релейной защиты. Единичный отказ в этом случае приводит к полному отказу защиты на данной стороне ЛЭП и отключение короткого замыкания с требуемым быстродействием невозможно. Поэтому, по нашему мнению, на каждой стороне ЛЭП 330-750 кВ должны устанавливаться по три устройства релейной защиты для обеспечения на ЛЭП не менее двух устройств при выводе одного в ремонт или из-за неисправности. В этом случае обеспечивается полноценное резервирование во всех реально возможных ситуациях.
С 1987 года в наших энергосистемах существует практика установки на ЛЭП 500-750 кВ в узлах АЭС по три комплекта устройств релейной защиты. Эта практика поддержана эксплуатационным персоналом, т.к. позволяет беспрепятственно выводить из работы один из комплектов устройств для технического обслуживания (ремонта). При этом создаются нормальные условия для работы персонала, и обеспечивается требуемая надежность функционирования релейной защиты. Зачастую высказываются мнения, что современные устройства релейной защиты обладают самодиагностикой и по этой причине не требуют усиления внимания к резервированию. Однако следует отметить, что в релейной защите имеются такие цепи, которые не поддаются автоматическому контролю. Например, это относится к нулевому проводу токовых цепей, выявить неисправность которого автоматически не удается. Неисправность же нулевого провода приводит к полному отказу защиты при однофазных коротких замыканиях."
----------------------------------------------------------- 

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

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

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

Наш комментарий:
В представленном виде эти данные мало информативны и ни о чем не говорят. Введем новый коэффициент, который назовем «коэффициентом  неправильных действий релейной защиты», равный отношению числа случаев неправильной работы данного вида реле к общему числу действий защиты данного вида. Простейшие арифметические расчеты показывают, что этот коэффициент в 1.7 раза больше  для МУРЗ, по сравнению с ЭМ, то есть МУРЗ совершают неправильных действий в 1.7 раза больше, чем ЭМ. И эта статистика еще не учитывает отказы МУРЗ, не приведшие к неправильным действиям, но потребовавшим замены поврежденных модулей. Если учесть и эти отказы, то разница в надежности МУРЗ и ЭМ будет намного существеннее.

Гость
Форум : "Все о релейной защите"

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

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

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

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

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

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

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

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

(из статьи "Проблемы, возникающие при внедрении микропроцессорной техники в системах противоаварийной автоматики")

"Однако,  внедрение микропроцессорной техники в противоаварийную автоматику имеет не только положительные стороны.  Появился целый ряд проблем, в основном, вызванный отсутствием жестких требований как к аппаратной части устройств, так и к алгоритмам заложенными в них.

Один из недостатков микропроцессорной техники является большое сопротивление входов, что может привести к ложному срабатыванию и делает данные устройства уязвимыми при высоком уровне помех на электрообъектах. Очевидна необходимость разработки мероприятий по борьбе с данной проблемой.  

Многообразие алгоритмических решений у одного и того же производителя и, как следствие, установка различных алгоритмов работы устройств ПА на энергообъектах одной энергосистемы, приводит  к проблемам при эксплуатации и увеличению вероятности ложной работы  данных устройств.

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

С.Шматко
Причиной отключения электричества в Санкт-Петербурге стал уникальный технологический сбой (агуст, 2010)

Предварительной причиной отключения энергоснабжения является сбой релейной защиты автоматики на подстанции. Об этом РБК сообщили в пресс-службе компании "Магистральные электрические сети (МЭС) Северо-Запада" (филиал ОАО "ФСК ЕЭС"). Там отметили, что сбой произошел на подстанциях 330 кВ "Восточная", 330 кВ "Северная" и 220 кВ "Парголово" в 18:40 мск. Сейчас электроснабжение полностью восстановлено.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20100820203916.shtml

Причиной отключения электроэнергии в Санкт-Петербурге стал уникальный технологический сбой на подстанции 330 кВт "Восточная", работавшей в режиме реконструкции. Об этом сообщил журналистам в Москве министр энергетики РФ Сергей Шматко. "Уникальность произошедшего в том, что случилось одновременное отключение четырех важнейших элементов подстанции. Такого у нас в мегаполисах раньше никогда не было", - сказал С.Шматко.
Вместе с тем министр полностью исключил так называемый "человеческий фактор" в качестве одной из причин аварии. С.Шматко отметил слаженную и квалифицированную работу персонала энергетических компаний и муниципальных служб. По его словам, прошедшие на западе России ураганы также не были причиной сбоя. "То, что энергетики находились в состоянии повышенной готовности, помогло. Уже в течение 20-30 минут люди находились на местах и приступили к работе", - подчеркнул министр.
В свою очередь главный диспетчер ОАО "Системный оператор ЕЭС" Сергей Павлушко добавил, что отключение элементов подстанции произошло в 18:34 мск из-за нештатных действий релейной защиты. В результате произошло обесточение пяти подстанций 330 кВт, семи подстанций 220 кВт и значительного числа подстанций меньшего напряжения. Всего было отключено потребителей на общую мощность 1000 МВт, что составило 30% энергосистемы северной столицы. Без электричества остались 2 млн 200 тыс. жителей Санкт-Петербурга и 300 тыс. жителей Ленинградской области. Также произошел сбой в движении 68 пригородных и 5 пассажирских поездов. С.Павлушко отметил, что уже через 20 минут после сбоя были включены потребители на общую мощность 90 МВт, через час - 500 МВт, к 22:00 мск энергоснабжение было полностью восстановлено.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20100821144719.shtml

Евгений Богатиков
Пятигорск
http://rza.communityhost.ru/thread/?thread__start=121&thread__mid=973127387

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

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

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


Александр Булычев

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

КОНФЕРЕНЦИЯ ПО РАЗВИТИЮ РЗА ЭНЕРГОСИСТЕМ
Интеллектуальные возможности релейной защиты

Новости электротехники, Журнал №4 (58) 2009 год

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

http://news.elteh.ru/arh/2009/58/05.php 

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

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

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

Многие специалисты отметили, что цифровые системы РЗА еще уступают по надежности традиционным электромеханическим. Суть проблемы заключается в следующем. Традиционные системы релейной защиты строятся так, что в них практически отсутствуют физические каналы связи между устройствами, размещенными на удаленных элементах электрической системы. Используются в основном логические связи, организованные на стадии проектирования РЗА за счет выбора параметров срабатывания отдельных устройств РЗА. Эти связи не подвержены влиянию внешних электрических и электромагнитных помех и работают в любых сложнейших условиях.
Защищенность системы РЗА от внешних помех особенно важна, т.к. наиболее ответственные периоды работы РЗА совпадают по времени с интенсивными переходными процессами в электрической системе. Действительно, при КЗ, когда релейная защита должна работать безошибочно и с наибольшей точностью, электромагнитная обстановка значительно ухудшается. В этих условиях возрастает вероятность сбоев в любых физических каналах связи.
Таким образом, электромагнитную совместимость можно признать одним из значимых факторов, снижающих надежность и достоверность работы цифровых систем РЗА.


В Саяно-Шушенском учебном центре Корпоративного университета гидроэнергетики ОАО «РусГидро» с 15 по 22 июня 2010 года прошел семинар по теме «Микропроцессорные защиты станционного оборудования и высоковольтных воздушных линий».

http://www.rushydro.ru/press/news/11546.html
Заочно в семинаре принял участие и другой известный специалист в области микропроцессорных защит В.И.Гуревич (Израиль), приславший на семинар свой доклад «Актуальные проблемы релейной защиты: альтернативный взгляд». Оригинальные взгляды автора на проблемы микропроцессорных защит и его нестандартные подходы к их решению вызвали оживленную дискуссию, в которой участвовали и слушатели, и докладчики.
Бочков К. А., Харлап С. Н. Методы обеспечения безопасности в микропроцессорных системах железнодорожной автоматики и телемеханики. Учебное пособие для студентов. Белорусский государственный университет транспорта, 2001.
Появление сложных микроэлектронных и микропроцессорных элементов привело к выделению нового класса отказов - маскируемых.. Дефекты тех­нических средств, которые не приводят сразу к нарушению функционирова­ния системы, называются маскируемыми и могут быть обнаруживаемыми и необнаруживаемыми. Необнаруживаемые отказы могут приводить к накоплению неисправностей и, как следствие, к возможности появления опасных отказов.

При разработке систем на основе микропроцессорных БИС необходимо учитывать, что многие элементы используются многократно в ходе выполне­ния программы. Кроме того, отдельные отказы БИС (например, отказы в питающих выводах) могут приводить к искажениям в работе других БИС, к появлению новых паразитных связей между элементами. Последствия таких отказов могут проявиться в различных элементах микропроцессорных ин­формационно-управляющих систем (МИУС), даже только косвенно связан­ных с источником отказа.

При разработке, кроме того, необходимо учитывать сбои в эле­ментах памяти при воздействии электромагнитных помех. Такие сбои про­являются как константные неисправности. Поэтому концепция безопасности для микроэлектронных систем такова: "Одиночные дефекты аппаратных и программных средств не должны приво­дить к опасным отказам и должны обнаруживаться с заданной вероятностью при рабочих и тестовых воздействиях не позднее, чем в системе возникнет второй дефект."

По сравнению с релейными системами микроэлектронная элементная база в значительно большей степени подвержена воздействию электромаг­нитных помех. Это связано с увеличением сложности, уменьшением габа­ритных размеров микроэлектронных систем, повышением плотности монта­жа, быстродействия и чувствительности элементной базы.
Системы управления ответственными технологическими процессами работают в сложной электромагнитной обстановке. Сбои в работе микро­электронных систем происходят на порядок чаще, чем отказы. В то же время последствия от влияния помех сравнимы с последствиями от отказов аппа­ратных средств и ошибок программного обеспечения. Поэтому при испыта­ниях на ЭМС микроэлектронных систем обеспечения безопасности актуаль­ной является проблема анализа последствий сбоев и поиска сбоев, приводя­щих к нарушению безопасности функционирования систем (опасных сбоев).

В большинстве случаев устройство внутреннего контроля не определяет, какой узел отказал, а просто фиксирует отклонение в работе канала обработ­ки информации. Первоначально, для того чтобы отличить сбой от отказа, устройство внутреннего контроля осуществляет перезапуск искаженного уча­стка программы. При повторном обнаруженииПоэтому темпы внедрения новых систем на железных дорогах обычно невысоки. К тому же эти темпы сдерживаются трудностями в реше­нии проблемы безопасност неравнозначности кодовых векторов на шине (в памяти) вычислительного канала осуществляется пере­вод ЭВМ в безопасное (выключенное) состояние. Причем отключение долж­но осуществляться необратимо даже в случае нового отказа в системе.

Специалисты считают, что традиционные системы сигнализации, центра­лизации и блокировки на железных дорогах (СЦБ) обладают хорошей долговечностью (до 80 лет жизни). и микропроцессорных систем. В связи с этим на железных дорогах мира находится в эксплуатации много устройств и систем СЦБ разных поколений и модификаций. Например, в Швейцарии в настоя­щее время работают 163 механических, 260 электромеханических, 413 ре­лейных и только одна микропроцессорная централизация стрелок и сигналов. Аналогично обстоит дело и во многих других странах мира.

АНАЛИЗ РАБОТЫ УСТРОЙСТВ  РЗА  ЕНЭС В 2012 ГОДУ
Кузьмичев В.А., Сахаров С.Н.
Россия, г. Москва, ОАО «Фирма ОРГРЭС»

В 2012 г. на объектах ЕНЭС эксплуатировалось 298.689 основных устройств и около 294 748 дополнительных устройств (прочей электроавтоматики) РЗА. При этом доля электромеханических устройств составила 76,6%, микроэлектронных – 4,2%, микро-процессорных (цифровых) – 19,2%. В 2012 г. было зафиксировано 53214 случаев срабатывания устройств РЗА на объектах ЕНЭС. Из них правильные срабатывания составили 52.763 случая (99,15%), неправильные – 451 случай, включая 213 случаев излишних, 160 ложных срабатываний и 76 случаев отказов в срабатывании.

 Анализ результатов эксплуатации микропроцессорных устройств РЗА (МП РЗА) на подстанциях свидетельствует о недостатках в их работе и необходимости совершенствования процесса их внедрения: проектирования, изготовления, наладки, испытаний, оперативного и технического обслуживания. В 2012 г. основной показатель правильной работы МП РЗА в 2012 г. составил 98,97%, что ниже основного обобщенного показателя правильной работы электромеханических устройств РЗА (99,31%).