Что сразу приходит на ум...
Поищите работы Булычёва Александра (профессор из Чебоксар) он что, то писал о прогнозирующем действии РЗ и ещё
Микропроцессорные гибкие системы релейной защиты, Энергоатомиздат, 1988 г., 
но это всё теория
Если бы это была ПА мог бы много чего пояснить...

Вообще, по моему мнению, упреждающее действие основной РЗ не возможно в виду того, что она и так работает на минимуме времени ... фиксация, т.е. само измерение тока КЗ не возможно менее чем за 0,5 периода тока - 10 мс, срабатывание пром. реле - 6 мс, срабатывание ЭО - 20 мс, включатель - 40 мс... всё не менее но суть в том, что все коммутации даже и программные должны произведены в эти самые 10 мс!!!  как бы "упреждающее действие" выполняется установкой разных видов РЗ, т.е. если одна замедлится или вообще откажет (отказ это не обязательно тупое не срабатывание, это если произошло такое замедление, что всё сгорело или ЭС развалилась), то другая сработает своевременно!
Для резервных защит наверно такое возможно, но самая главная проблема не в самих алгоритмах, а в информации и сигналах по которым это нужно делать и как их взять и доставить в устройство РЗ с таким алгоритмом, а это нарушение главного требования к РЗ - автономность ... чем проще тем надёжней

и ещё аргумент - упреждающее действие для ПА - это именно основное и обязательное требование к действию ПА, а вот для РЗ должны быть действительно иметься такие же жёсткие ... тогда бы уверен уже бы били бы и разработки и реализации ...

Единственное что возможно - это смена группы уставок в доаврийном режиме по каким-то условиям ...
Кстати, для ПА делал такие алгоритмы и они применяются и работают на действующих объектах...

ПАУтина, спасибо, это ровно тот ответ, который был нужен. Разделение РЗ и ПА я упустил, и вы правы: спрашивать надо было про ПА. Переформулирую.

Вы пишете, что для ПА упреждающее действие это основное и обязательное требование и что вы делали такие алгоритмы, которые работают на действующих объектах. Про это и хочу спросить.

1. По каким условиям запускались ваши упреждающие алгоритмы ПА? Только по электрическим параметрам режима, или были внешние, неэлектрические условия?

2. Про автономность. Вы назвали главную проблему: откуда взять сигнал и как доставить его в устройство. Если сигнал приходит извне, что именно ломается по требованиям и есть ли легальный путь его завести - отдельный вход, дискретный сигнал от смежной системы, оператор в контуре?

3. Смена группы уставок в доаварийном режиме. По каким условиям она разрешена, кто даёт команду и сколько времени занимает переход?

4. Что ещё, кроме смены уставок, реально выполнимо заранее: блокировка АПВ, перевод нагрузки, пуск резервного питания?

За Булычёва спасибо, посмотрю.

Если готовы разобрать это в разговоре на час, оплачу время. Напишите в личные сообщения, как удобно.

Conspirator, спасибо, это по делу. Посмотрел презентацию Krebs'а.

Насколько понял, PSA решает задачу настройки: моделирует сеть, считает Relay Error Rate, ищет неселективность и скрытые отказы резервных защит. То есть отвечает на вопрос "правильно ли выставлены уставки при текущей схеме". Меня же интересует другой вопрос - можно ли по внешнему неэлектрическому признаку заранее перевести защиту в другой режим, когда электрических признаков ещё нет вообще.

Зацепился за один слайд: "check of protection security before switching actions". Правильно понимаю, что речь про плановые оперативные переключения и про проверку расчётом, а не про автоматическое действие?

И вопрос по практике, он для меня главный: у SIPROTEC 5 переключение группы уставок заявлено без прерывания работы устройства. На реальных объектах группы вообще используют, или на практике это мёртвая функция и всё живёт на одной группе?

retriever, спасибо. Это первый разбор по пунктам, и по двум пунктам вы меня поправили по делу.

Признаю. Про ДГУ вы правы, формулировка была небрежная - питать потребителей от дизеля подстанции никто, конечно, не собирается, речь про собственные нужды, и СОПТ на два часа окно действительно закрывает. Остаётся узкое: убедиться, что дизель заводится, пока есть запас, а не когда СОПТ уже сел. Аргумент слабый, согласен.

Про перевод нагрузки тоже принимаю. Для кольцевой сети 110 кВ возражение снимается полностью.

А вот по АПВ и по уставкам не соглашусь, и вот почему.

Вы разобрали два случая: КЗ есть, тогда АПВ всё равно неуспешно, и КЗ нет, тогда АПВ не мешает. Но есть третий: неуспешное АПВ само является источником ущерба. Повторная подача на повреждённый участок даёт вторую дугу и второй бросок сквозного тока. В пожароопасной обстановке это ровно тот механизм, которым линия поджигает то, что под ней.

Это не мои рассуждения. У EPRI в базе противопожарных технологий есть отдельные разделы Reclose Blocking Manual и Reclose Blocking Automated, и там прямо сказано, что раз ветер и влажность динамичны, то и схемы защиты должны управляться динамично. Второй вариант завязан на модели риска в реальном времени.

По уставкам: вы отвечаете на вопрос о чувствительности, а меня интересует быстродействие. Энергия, выделенная в дуге, пропорциональна току и времени. Если защита отработает за 0,1 секунды вместо штатной выдержки, энергии выделится на порядок меньше - и загорания может не быть вовсе. Именно это делает PG&E в программе Enhanced Powerline Safety Settings: по состоянию на конец 2021 года на линиях с EPSS в зонах высокого пожарного риска зафиксировано снижение регистрируемых возгораний на 80 процентов к среднему за три предыдущих года, на 11 с половиной тысячах миль. Похожие программы у SCE (Fast Curve, 2018) и SDG&E (Sensitive Relay Profile, примерно с 2010).

И одно уточнение по вашей главной посылке. "Чем больше включено, тем лучше" - это критерий надёжности электроснабжения, и в обычной жизни он верный. Но упреждающее отключение оптимизирует другое: ограничение ущерба оборудованию и недопущение развития аварии. Сознательно жертвуют надёжностью ради того, чтобы не было возгорания. Это и есть логика PSPS в Калифорнии, там отключают конкретные фидеры, а не систему целиком.

Вопрос к вам как к практику: известны ли у нас случаи, когда АПВ выводили заранее по внешнему признаку - штормовое предупреждение, пожар рядом, работы техники в охранной зоне? Или это делают только постфактум, после первого неуспешного цикла?

Основные защиты на ВЛ 110 кВ и выше всегда работают без выдержки времени (то есть по факту где-то 0.06..0.08 с от КЗ до отключения выключателя), при выводе основной защиты вводится ОУ (оперативное ускорение) до примерно 0.3 с, бывает меньше.
При неуспешном АПВ вводится АУ (автоматическое ускорение), и защита отключает без выдержки времени всегда. Поэтому неуспешное АПВ (а почему оно прямо обязательно неуспешное?) как мне кажется не должно создавать сильных проблем.

На тупиках, питающих трансформаторы, обычно стоит ТО, отстроенная от КЗ за трансформаторами, и опять же эта линия отключается почти с нулем.
То есть на самом деле не такой большой процент линий которые вообще отключаются в нормальном состоянии с выдержкой времени, а при неуспешном АПВ они все отключаются сразу. В основном это должны быть какие-то линии 35...6...10 кВ, при этом далеко не все из них воздушные, на кабельных линиях АПВ нет вовсе.

Это скорее выглядит как то, что собрались некие руководители, посмотрели карту пожаров в Калифорнии и решили превентивно выключить что-то там (опять же у линии обычно охранная зона, где лес вырублен). Автоматически что-то отключать я бы не стал.

Опять же всякие ремонты и строительства рядом с ПС, во-первых у ПС есть охранная зона где по идее ничего строить нельзя, но если опять же припрет то вероятно какие-то руководители решают что отключить и как, составляют разные графики ремонтов, отключений и т.п.

К сожалению это вопрос не ко мне, я проектировщик, в деталях не в курсе зачем и когда выводят АПВ.
Могу процитировать что мне сказал на эту тему гугловский ИИ (при оперативных переключениях, в особых погодных условиях и т.п. ). Ну вроде бы логично, при оперативных переключениях добивать людей и разваливающееся оборудование повторным ударом тока не надо. В особых погодных условиях - не могу ничего сказать, есть это или нет. Но даже если есть то наверное это какая-то вещь, которая решается начальством сверху.

Не очень только понятно, что значит после первого неуспешного цикла. АПВ делается автоматически, как его могут вывести после первого неуспешного цикла, там человека рядом в эти секунды нет.

Вывести второй цикл можно заранее, там есть на этот счет ключ или кнопка всегда, а вот зачем выводить именно второй цикл без первого не знаю, обычно второго цикла просто изначально нет.
Было КЗ на одной линии с неуспешным АПВ и вывели АПВ на всякий случай на второй? Опять же, это выглядит как какая-то самодеятельность. Кто вывел? Дежурный на ПС? Диспетчер сказал вывести? А на основании каких инструкций он это сделал? Может, если начальство посовещалось с еще большим начальством регионального уровня на фоне пожаров и наводнений, и выдало такую инструкцию то может так и будут делать.

В тех картах уставок, что доводилось видеть (довольно много, ПС 110...220 кВ), цикл АПВ был всего один. Ни разу не видел, чтобы было два, может не попадались.

В моем понимании скорее при ОЗЗ в сетях 6-10-35 кВ будет какая то пожарная опасность, потому что там 2 часа может гореть дуга и что-то там поджигать.

А про турели к сожалению я не шучу. Собирали исходные данные для проектирования и попадали неоднократно под запрет на посещение ПС в связи с беспилотной опасностью. Правда тогда это были просто меры предосторожности, ничего не было, но по словам персонала случались и атаки.

retriever, вы правы, и это меняет формулировку. На 110 кВ и выше с мгновенными основными защитами и АУ после АПВ второй удар длится столько же, сколько первый, и прирост ущерба от одного неуспешного АПВ ограничен. Мой довод про "вторую дугу" там слабый, снимаю. Спасибо и за ОЗЗ в 6-35 кВ с изолированной нейтралью - это действительно более острый механизм: дуга часами, и там блокировка АПВ плюс чувствительная ЗЗ на отключение вместо сигнала работают напрямую.

Почему неуспешное: КЗ от механического повреждения устойчивое, а АПВ рассчитано на переходящие. А для трансформатора, который и есть главный актив, вопрос АПВ вообще не стоит - там операция другая, обесточить до удара, и ровно по подтверждению диспетчера, а не автоматически, тут я с вами.

Про ключ и цикл понял, вопрос был сформулирован криво. Про турели - понял, что не шутка, спасибо, что сказали. Подробности не спрашиваю.

Вопрос по проектированию: на стороне 6-35 кВ ПС 110 кВ, которые вы проектировали, защита от ОЗЗ обычно ставится на сигнал или на отключение? И от чего это зависит - от класса потребителей, от длины кабельной сети, от требований заказчика?

ПАУтина, про гололёд - отличный пример, что политика АПВ и так подстраивается под внешние физические условия, просто решением человека и на сезон. Я про то же, но на минуты и по конкретному объекту.

"АПВ до" и "АПВ после" - вопрос по существу. Если блокировать только "после", "до" включится на повреждение. Значит блокировать оба конца, и как минимум тот, который включается первым по КОН. Второй конец на другой ПС, туда сигнал уходит по каналу ВЧ-защиты, через диспетчера или через такое же устройство на той стороне. Спасибо, это надо было прописать явно.

Про вероятности - согласен полностью, и поэтому блокировка не постоянная. Она на минуты, пока объект на подлёте, то есть ровно на то окно, когда условная вероятность устойчивого КЗ на этой линии не низкая, а высокая. Вне окна АПВ работает как положено.

Пример с ОАПВ на 500 кВ - самый важный. Если заблокировать АПВ на линии в диспетчерском управлении, таблица доз ПА, рассчитанная под нормальное АПВ, перестаёт соответствовать схеме. Поэтому на таких линиях блокировка не может быть автоматической - только предложение диспетчеру, и снятие блокировки тоже с уведомлением. Автоматически - только на присоединениях в местном управлении, 6-35 кВ. Правильно ли я понимаю, что для ДЦ это по сути та же процедура, что при выводе АПВ на время работ на линии?

zloi, спасибо. Это самый предметный разбор из тех, что я получил, и по трём пунктам он заставил меня править текст. По порядку.

1. Про мгновенное переключение группы уставок. Полез проверять, потому что у меня в описании заложено 50 мс - 2 с и отдельно оговорены устройства, где смена идёт с кратковременным блокированием измерительных органов. В руководстве на UR прямым текстом: при смене группы уставок защитные функции временно блокируются на время реинициализации, до четырёх периодов. Так что, подозреваю, суть приёма Богатикова не в том, что блокирования нет, а в том, что его прячут: приурочивают смену к моменту включения выключателя, когда присоединение и так обесточено и терять нечего. Если так, то это красиво, и я этот случай в текст дописал отдельной строкой - плюс у меня же есть условие не подавать команду смены при наличии сигнала пуска, и при включении выключателя оно выполняется само собой. Если я неправильно понял и на 750/760 это работает как-то иначе - поправьте, мне важно.

2. Вывод АПВ при работах. Именно на эту практику я и опираюсь как на доказательство того, что изменение поведения защиты по внешнему условию отрасль в принципе принимает. Разница у меня только в пусковом признаке и в масштабе времени: не график работ, а наблюдаемый объект, и не смена, а минуты.

3. Суперкомпенсация - вот это поправка по существу, признаю. У меня было написано, что выгода от чувствительной ЗЗ на время объявленного периода есть в сетях "с изолированной или компенсированной нейтралью", и это было слишком широко. Переписал: механизм горящей дуги остаётся за изолированной нейтралью, а при введённом и настроенном ДГР остаточный ток и правда удерживается ниже тока самопогасания, и механизм снимается самим режимом заземления. Дописал, где выгода всё-таки остаётся: реактор выведен или в ремонте, расстройка вышла за допустимые пределы после переключений или подключения кабельных присоединений, активная и высшие гармонические составляющие, переход ОЗЗ в двойное замыкание или междуфазное. И главное, что я сам сначала упустил: физическое повреждение в общем случае даёт междуфазное КЗ или обрыв провода, а не ОЗЗ, а реактор компенсирует только ёмкостную составляющую однофазного. Заодно завёл положение и степень расстройки ДГР в телеметрию, которую система читает, чтобы выбор группы ЗЗ от этого зависел.

Отдельно про "линию отключать никто не даст, отсутствие электричества усложнит эвакуацию". Это лучший контраргумент к снятию напряжения из всех, что мне приводили, и его в тексте не было вообще: у меня разобрана цена недоотпуска, но не цена темноты. Дописал прямо: потеря аварийного освещения, лифтов, вентиляции, питания систем противопожарной защиты может перевесить сохранность оборудования, ответственный вправе отклонить предложение, а для конкретного присоединения операция вообще может быть заранее исключена из матрицы. Собственно, ровно ради таких случаев у меня операции высокой необратимости не выполняются автоматически, а предлагаются человеку.

4. Стройка рядом с подстанцией, решённая заменой реле, - добавил в разбор известных решений как ещё один пример того же семейства: внешняя неэлектрическая причина меняет конфигурацию защиты. Отличие моё в том, что там это разовое проектное решение на месяцы, а тут автоматический выбор из заранее утверждённых групп на минуты.

5. Про четыре цикла с делением линии на сегменты не знал, спасибо. Проверил, как работает секционализатор: он считает срабатывания вышестоящего выключателя и отделяет участок только по достижении счёта, то есть повреждённый участок ставится под напряжение при каждом промежуточном включении до этого момента. Для моего аргумента это плюс: повторных подач напряжения на повреждённое место не одна, а несколько. Дописал.

6. DRUPS посмотрел. Маховик держит порядка 15-40 с, а пуск дизеля намеренно задержан на 2-11 с, чтобы не заводиться на каждый чих. Получается, заблаговременная команда на пуск убирает из критического пути именно эту задержку, и подавать её надо раньше, чем я изначально написал, - перенёс на тот же уровень, что и предпуск обычного ДГУ. Заодно поправил числа: у меня стояло 10-60 с до готовности, но это про отдельно стоящий агрегат, а у роторного двигатель сцепляется с уже вращающейся машиной, там единицы секунд.

Два вопроса, если не сложно.

Первый: смена группы в момент включения выключателя делается логикой самого терминала по факту команды на включение, или внешним сигналом от АСУ?

Второй: смена группы по пожароопасности у вас вводится диспетчерской командой, автоматически по внешнему признаку (метео, индекс опасности), или графиком на сезон? Мне важно, кто принимает решение, потому что у меня вся конструкция построена вокруг разграничения "что автомат делает сам, а что предлагает человеку".

И если знаете навскидку - какую степень расстройки при перекомпенсации у вас держат? Мне для честной формулировки пределов.