49
Анализ
современного
состояния
реализации
РЗА
и
АСУ
ТП
в
рамках
технологий
цифровой
подстанции
на
основе
стандарта
IEC 61850
Александр
ЖАВОРОНКОВ
,
инженер
центральной
метрологической
лаборатории
службы
метро
-
логии
и
контроля
качества
электро
энергии
филиала
ПАО
«
МРСК
Волги
» —
«
Оренбургэнерго
»
В
статье
приведены
результаты
анализа
современного
со
-
стояния
развития
цифровых
подстанций
(
ЦПС
)
в
рамках
концепции
стандарта
IEC 61850 «
Коммуникационные
сети
и
системы
подстанций
»,
в
частности
,
описаны
принципы
построения
РЗА
и
АСУ
ТП
,
основные
преимущества
и
не
-
достатки
таких
систем
,
примеры
практической
реализации
в
России
,
актуальные
проблемы
развития
и
видение
подоб
-
ных
систем
со
стороны
разработчиков
и
эксплуатирующих
компаний
.
В
течение
ближайших
10–15
лет
России
предстоит
внедрять
технологии
,
которые
уже
используют
-
ся
в
сетевых
комплексах
развитых
стран
—
до
-
словно
так
говорит
стратегия
развития
электро
-
сетевого
комплекса
России
до
2030
года
[1].
Там
же
сказано
,
что
основными
задачами
единой
технической
политики
в
числе
прочих
станут
внедрение
передовых
технологий
эксплуатации
с
использованием
современных
средств
диагностики
,
мониторинга
,
а
также
технических
и
информационно
-
измерительных
систем
.
Одним
из
ос
-
новных
направлений
развития
,
реализуемых
на
сегод
-
няшний
день
в
электроэнергетике
всего
мира
,
является
создание
систем
автоматизации
и
связи
подстанций
(
далее
—
ПС
)
в
рамках
концепции
цифровой
подстанции
(
далее
—
ЦПС
).
28
сентября
2016
года
на
заседании
президиума
со
-
вета
при
Президенте
Российской
Федерации
по
модер
-
низации
экономики
и
инновационному
развитию
была
утверждена
одна
из
«
дорожных
карт
»
по
продвижению
российских
технологий
—
создание
«
умных
»
электриче
-
ских
сетей
«
Энерджинет
».
В
числе
первоочередных
ком
-
плексных
масштабируемых
пилотных
проектов
дорожной
карты
названы
такие
проекты
,
как
цифровая
электро
-
энергетическая
сеть
,
состоящая
из
цифровых
подстанций
и
интеллектуальных
коммутационных
аппаратов
(
рекло
-
узеров
),
систем
управления
,
учета
энергии
,
оперативно
-
диспетчерского
управления
,
которые
позволят
на
чет
-
верть
снизить
стоимость
владения
сетью
,
не
менее
чем
на
50%
уменьшить
потери
в
ней
и
более
чем
на
70%
сни
-
зить
аварийность
.
Таким
образом
,
развитие
технологий
цифровой
подстанции
является
одним
из
наиболее
акту
-
альных
направлений
развития
электроэнергетики
России
в
ближайшем
будущем
[2].
Согласно
определению
термина
«
Цифровая
подстан
-
ция
»,
приведенному
в
Единой
технической
политике
ПАО
«
Россети
»
в
электросетевом
комплексе
,
ЦПС
—
это
под
-
станция
с
высоким
уровнем
автоматизации
управления
технологическими
процессами
,
оснащенная
развитыми
информационно
-
технологическими
и
управляющими
системами
и
средствами
(
системами
сбора
и
передачи
50
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(5),
июнь
2017
информации
—
ССПИ
,
автоматизированной
информаци
-
онно
-
измерительной
системы
контроля
и
учета
электро
-
энергии
—
АИИС
КУЭ
,
релейной
защиты
—
РЗ
,
противо
-
аварийной
автоматики
—
ПА
,
регистрации
аварийных
событий
—
РАС
,
определения
места
повреждения
—
ОМП
и
других
),
в
которой
все
процессы
информационного
об
-
мена
между
элементами
ПС
,
внешними
системами
,
а
так
-
же
управления
работой
ПС
осуществляются
в
цифровом
виде
на
основе
протоколов
МЭК
61850, 61968/61970 [3].
В
целях
решения
задачи
стандартизации
при
построении
ЦПС
международная
электротехническая
комиссия
(
МЭК
)
опубликовала
серию
документов
,
которую
принято
обо
-
значать
как
Стандарт
МЭК
61850 «
Сети
и
системы
связи
на
подстанциях
» (
далее
–
МЭК
61850) [4],
в
которой
регла
-
ментируются
схемные
решения
для
подстанции
,
защиты
,
автоматики
и
измерений
,
а
также
конфигурация
устройств
и
вопросы
передачи
информации
между
отдельными
устройствами
(
рисунок
1).
Отличительными
характеристиками
ЦПС
,
созданной
по
стандарту
МЭК
61850,
являются
наличие
встроенных
в
первичное
оборудование
интеллектуальных
микро
-
процессорных
устройств
,
применение
локальных
вычис
-
лительных
сетей
для
коммуникаций
,
цифровой
способ
доступа
к
информации
,
ее
передачи
и
обработки
,
авто
-
матизация
работы
подстанции
и
процессов
управления
.
В
перспективе
цифровая
подстанция
будет
являться
Рис
. 1.
Обобщенная
схема
цифровой
подстанции
по
МЭК
61850
ключевым
компонентом
ин
-
теллектуальной
электриче
-
ской
сети
.
Базовой
экономи
-
ческой
целью
создания
ЦПС
является
снижение
затрат
на
выполнение
основной
технологической
функции
подстанции
—
передачи
,
пре
-
образования
и
распределе
-
ния
электрической
энергии
,
повышение
качества
и
на
-
дежности
функционирования
и
эксплуатации
подстанций
,
снижение
затрат
на
эксплу
-
атационное
обслуживание
подстанций
.
Согласно
концепции
раз
-
вития
релейной
защиты
и
автоматики
электросете
-
вого
комплекса
ПАО
«
Россе
-
ти
» [5],
развитие
технологий
передачи
и
распределения
электрической
энергии
,
со
-
вершенствование
силового
оборудования
,
развитие
ком
-
муникационных
технологий
ведут
к
необходимости
соз
-
дания
новых
принципов
построения
РЗА
на
основе
ши
-
рокого
применения
адаптивных
программно
-
аппаратных
комплексов
.
Развитие
РЗА
должно
учитывать
изменения
,
происходящие
в
электроэнергетике
,
в
том
числе
внедре
-
ние
цифровых
ПС
с
учетом
развития
цифровой
обработки
данных
и
технологий
связи
,
обладающих
такими
возмож
-
ностями
как
высокоскоростной
обмен
данными
между
терминалами
РЗА
и
АСУ
ТП
,
подключение
к
подстанци
-
онной
ЛВС
через
стандартные
интерфейсы
,
соответствие
стандарту
МЭК
61850
в
части
времени
обработки
вход
-
ного
цифрового
потока
.
Согласно
отчету
,
приведенному
в
концепции
развития
РЗА
электросетевого
комплекса
ПАО
«
Россети
» [5],
по
состоянию
на
01.01.2015
года
в
се
-
тях
77,45%
электромеханических
устройств
релейной
за
-
щиты
,
а
МП
РЗА
—
всего
18,43%.
Таким
образом
,
за
более
чем
20
лет
внедрения
микропроцессорных
РЗА
удалось
заменить
менее
20%
традиционных
устройств
,
причем
первые
терминалы
к
настоящему
моменту
уже
практиче
-
ски
исчерпали
моральный
ресурс
.
Начиная
с
2000-
х
годов
такими
производителями
как
ABB, Siemens, Schneider Electric
и
другими
разрабатыва
-
ется
и
производится
первичное
и
вторичное
электросете
-
вое
оборудование
со
встроенными
коммуникационными
портами
,
позволяющее
значительно
повысить
возмож
-
ности
интегрирования
первичного
оборудования
в
еди
-
ное
цифровое
информационное
пространство
объекта
,
Релейная
защита
и
автоматика
51
производятся
микропроцессорные
контроллеры
,
совер
-
шенствуется
международный
стандарт
МЭК
61850,
регла
-
ментирующий
представление
данных
о
ПС
как
объекте
автоматизации
,
а
также
протоколы
цифрового
обмена
данными
между
микропроцессорными
интеллектуальны
-
ми
электронными
устройствами
(
ИЭУ
, IED)
ПС
.
Технология
цифровой
подстанции
как
безусловная
инновация
в
сфе
-
ре
электроэнергетики
требует
большого
объема
работы
по
ее
опробованию
на
пилотных
проектах
.
В
настоящее
время
одной
из
актуальных
задач
на
пути
становления
цифровых
систем
управления
энерго
-
объектами
является
типизация
технических
решений
по
проектированию
систем
РЗА
и
АСУ
ТП
.
Ввиду
большого
количества
производителей
устройств
РЗА
и
АСУ
ТП
,
а
также
не
меньшего
числа
агентов
принятия
решений
со
стороны
эксплуатирующих
компаний
возникла
ситуа
-
ция
,
когда
наблюдается
чрезмерное
увеличение
возмож
-
ных
конфигураций
указанных
систем
,
множатся
способы
и
варианты
выбора
оборудования
,
схемно
-
технических
решений
.
Отсутствие
единых
требований
к
комплексам
РЗА
и
АСУ
ТП
со
стороны
эксплуатирующих
компаний
в
настоящее
время
приводит
к
большим
трудозатратам
на
стадии
разработки
проектной
документации
,
необходимо
-
сти
индивидуально
разрабатывать
технические
задания
и
выбирать
оборудование
,
что
в
конечном
итоге
создает
дополнительные
сложности
при
строительстве
ЦПС
,
сни
-
жает
сроки
сооружения
и
реконструкции
.
По
мнению
экспертов
,
в
сфере
ЦПС
главными
подза
-
дачами
,
позволяющими
обеспечить
дальнейшее
внедре
-
ние
комплексов
РЗА
на
основе
типовых
цифровых
реше
-
ний
на
базе
МЭК
61850,
являются
:
–
типизация
шкафов
защит
и
оборудования
АСУ
ТП
;
–
создание
систем
автоматизированного
проекти
-
рования
,
позволяющих
в
автоматическом
режиме
формировать
проектную
документацию
,
техническую
часть
конкурсной
документации
,
на
основе
альбомов
типовых
шкафов
;
–
создание
профиля
стандарта
МЭК
61850,
позволяю
-
щего
учесть
требования
эксплуатации
в
российских
компаниях
;
–
создание
общих
типовых
решений
по
построению
архитектуры
цифровой
ПС
;
–
разработка
электронного
каталога
типовых
проектных
решений
для
проектирования
и
конфигурирования
оборудования
системы
защиты
,
управления
подстан
-
цией
на
основе
использования
наилучших
доступных
технологий
.
На
сегодняшний
день
работы
по
внедрению
стандар
-
та
МЭК
61850
для
систем
автоматизации
в
энергетике
давно
уже
перешли
в
практическую
плоскость
,
имеется
значительный
опыт
внедрений
систем
на
базе
стандарта
за
рубежом
и
некоторое
количество
внедрений
в
России
,
большинство
производителей
выпускают
оборудование
с
заявленной
поддержкой
стандарта
,
а
многие
заказчики
включают
в
свои
технические
требования
формулировки
о
безусловной
необходимости
или
о
предпочтительности
поддержки
стандарта
.
Рассмотрим
некоторые
проекты
ЦПС
,
которые
были
созданы
за
последние
несколько
лет
.
Одним
из
примеров
успешной
реализации
проекта
ЦПС
является
Нижегородская
ГЭС
.
В
рамках
НИОКР
по
реализации
проекта
цифровой
станции
в
ПАО
«
РусГидро
»
в
2013
году
на
Нижегородской
ГЭС
был
создан
опытный
полигон
ЦПС
на
одиночном
блоке
«
генератор
—
транс
-
форматор
»
№
6
с
выключателем
по
высокой
стороне
трансформатора
с
применением
устройств
,
использую
-
щих
обмен
информацией
по
МЭК
61850.
Для
реализации
проекта
было
выбрано
оборудование
отечественных
производителей
:
оптические
трансформа
-
торы
тока
и
электронные
трансформаторы
напряжения
производства
ЗАО
«
Профотек
»,
релейная
защита
блока
«
генератор
—
трансформатор
»
производства
ООО
«
НПП
ЭКРА
»,
контроллер
присоединения
,
устройство
сопря
-
жения
с
объектом
и
система
автоматического
управле
-
ния
и
контроля
цифрового
оборудования
производства
ООО
«
ЭнергопромАвтоматизация
»,
счетчик
электроэнер
-
гии
ARIS
производства
ООО
«
Прософт
-
Системы
».
Кроме
того
,
в
систему
интегрирован
шкаф
защит
блока
произ
-
водства
ЗАО
«
ВНИИР
»,
выполненный
на
базе
терминалов
АВВ
«REG670».
К
моменту
внедрения
пилотного
проекта
ЦПС
релей
-
ная
защита
и
автоматика
данного
блока
станции
уже
про
-
шла
модернизацию
и
была
выполнена
на
базе
традицион
-
ных
микропроцессорных
устройств
,
что
дало
возможность
проводить
сравнительный
анализ
работы
существующего
оборудования
и
внедряемого
решения
с
цифровыми
про
-
токолами
связи
.
Специально
для
установки
на
данном
полигоне
был
разработан
шкаф
РЗА
блока
№
6 «
генератор
—
транс
-
форматор
»
на
базе
линейки
терминалов
ТОР
300
для
цифровых
станций
и
подстанций
,
которые
обеспечива
-
ют
прием
цифровых
измерений
с
помощью
SV-
потоков
МЭК
61850-9.2 LE
по
шине
процесса
,
а
также
обмен
GOOSE-
сообщениями
и
выдачу
отчетов
MMS
по
станци
-
онной
шине
.
Были
выполнены
работы
по
монтажу
и
на
-
ладке
шкафа
.
Совместно
со
специалистами
ООО
«
Энер
-
гопромавтоматизация
»
и
производителями
других
устройств
РЗА
была
произведена
интеграция
шкафа
РЗА
в
состав
программно
-
технического
комплекса
цифрового
полигона
.
В
ходе
проведения
комплексных
работ
по
созданию
полигона
цифровых
систем
управления
и
релейной
за
-
щиты
ГЭС
возникло
множество
неопределенностей
.
Во
-
первых
,
сложности
вызвало
то
,
что
по
нерегламентиро
-
ванным
стандартом
МЭК
61850
вопросам
,
связанным
с
практической
реализацией
протоколов
MMS, GOOSE,
SV
и
модели
данных
в
устройствах
,
производители
при
-
52
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(5),
июнь
2017
нимают
несогласованные
решения
,
что
препятствует
достижению
высокого
уровня
интеграции
между
устрой
-
ствами
цифрового
объекта
,
заявленного
основной
целью
стандарта
.
Также
возникла
проблема
обеспечения
орга
-
низации
надежной
работы
устройств
РЗА
,
в
силу
того
,
что
измерения
предаются
по
шине
процесса
,
которая
являет
-
ся
коммуникационной
сетью
на
базе
протокола
Ethernet
с
пропускной
способностью
100
Мбит
/
с
.
К
примеру
,
поток
мгновенных
значений
(SV-
поток
80
выборок
/
период
)
со
-
ответствует
5–6
Мбит
и
может
вызывать
задержки
в
до
-
ставке
пакетов
данных
,
не
исключая
их
потери
.
Соответ
-
ственно
построение
шины
процесса
без
использования
технологии
VLAN
приводит
к
избыточной
нагрузке
на
порты
всех
устройств
.
Еще
одна
неопределенность
—
это
ремонтопригодность
оптических
кабелей
.
Так
как
используется
специфическая
сварка
при
подключении
к
электронным
блокам
оптических
ТТ
,
принцип
измерения
которых
построен
на
измерении
угла
между
двумя
све
-
товыми
волнами
,
то
использование
любых
коммутаци
-
онных
разъемов
приводит
к
внесению
дополнительных
погрешностей
,
вплоть
до
невозможности
определения
значений
угла
.
При
этом
существуют
решения
,
обеспечи
-
вающие
сегментацию
оптического
тракта
,
но
на
данный
момент
широкого
распространения
они
не
получили
.
Также
существуют
вопросы
и
относительно
проведения
технического
обслуживания
цифрового
оборудования
.
На
сегодняшний
день
оно
не
регламентировано
утвержден
-
ной
нормативно
-
технической
документацией
,
а
предпола
-
гаемое
сокращение
циклов
обслуживания
до
6
лет
приво
-
дит
к
увеличению
трудозатрат
со
стороны
собственников
энергообъектов
.
В
состав
рабочей
комиссии
,
участвующей
в
прове
-
дении
комплексных
испытаний
цифрового
ПАК
Ниже
-
городской
ГЭС
,
входили
специалисты
ПАО
«
РусГидро
»,
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
АО
«
СО
ЕЭС
»
и
производителей
обо
-
рудования
.
В
рамках
комплексных
испытаний
проводи
-
лись
опыты
трехфазных
и
однофазных
КЗ
на
выводах
генератора
и
на
стороне
110
кВ
трансформатора
блока
,
постановка
блока
на
холостой
ход
,
форсировка
возбуж
-
дения
генератора
,
включение
блока
в
сеть
и
работа
под
нагрузкой
,
а
также
имитация
разнообразных
видов
не
-
исправностей
элементов
цифровой
среды
,
а
именно
оп
-
тических
трансформаторов
тока
и
напряжения
,
сетевого
оборудования
и
оптических
линий
связи
шин
процесса
и
станционной
шины
,
системы
точного
времени
.
Прово
-
дилось
тестирование
устройств
РЗА
цифрового
полигона
с
использованием
РЕТОМ
-61850.
В
результате
натурных
испытаний
комплекса
с
5
по
7
октября
2015
года
специ
-
алистами
были
обнаружены
отклонения
от
заданных
тех
-
нических
параметров
и
алгоритмов
работы
оборудования
,
такие
как
:
–
неправильное
срабатывание
цифровых
устройств
РЗА
при
потере
сигналов
синхронизации
электронных
блоков
оптического
трансформатора
тока
(
ОТТ
)
и
электронные
трансформаторов
напряжения
;
–
возникновение
импульса
тока
амплитудой
18
кА
неизвестного
происхождения
,
зафиксированного
измерительными
устройствами
на
ТТ
—
гибкой
петле
,
имеющей
продолжительность
несколько
миллисе
-
кунд
.
Аналогичные
всплески
фиксировались
и
на
ОТТ
стационарного
исполнения
.
В
результате
данного
импульса
отработали
все
защиты
,
подключенные
к
данному
трансформатору
.
Терминалы
компании
НПП
«
ЭКРА
»
пик
не
зафиксировали
на
осцилло
-
граммах
,
при
этом
функционально
алгоритм
защиты
отработал
.
Причина
заключается
в
меньшей
частоте
дискретизации
информации
в
устройствах
;
–
при
испытаниях
наблюдались
искажения
в
SV-
потоках
(
измерение
тока
и
напряжение
в
цифровом
формате
).
Возникали
помехи
,
высокие
шумы
,
иногда
происходи
-
ла
потеря
SV-
потоков
.
Данные
проблемы
не
нашли
своего
объяснения
в
ходе
опытной
эксплуатации
.
Все
искажения
были
зафиксированы
одновременно
с
нор
-
мальным
статусом
выполненных
измерений
режима
работы
,
несмотря
на
что
было
вызвано
ложное
дей
-
ствие
защит
на
отключение
при
отсутствии
аварии
в
сети
;
–
при
измерении
трехфазного
тока
был
зафиксирован
сдвиг
измерений
по
временной
шкале
.
Устройства
компаний
«Alstom»
и
«ABB»
принимали
данные
син
-
хронно
с
традиционным
регистратором
аварийных
событий
,
который
был
принят
за
эталон
фиксации
сиг
-
нала
.
При
этом
в
устройствах
компаний
НПП
«
ЭКРА
»
и
ИЦ
«
Бреслер
»
наблюдался
сдвиг
по
временной
шкале
от
эталона
на
6
миллисекунд
.
Сдвиг
был
связан
с
тем
,
что
была
задана
буферизация
измерительных
отсчетов
в
устройствах
в
пределах
6
миллисекунд
для
обеспечения
синхронности
измерений
ОТТ
,
ЭТН
с
аналоговым
блоком
измерений
(MU),
подключенным
к
трансформатору
напряжения
13,8
кВ
.
В
устройствах
«Alstom»
и
«ABB»
измерения
от
аналогового
MU
не
используются
,
поэтому
буферизация
не
превышает
4
м
c;
–
непредсказуемая
работа
устройств
РЗА
на
отключен
-
ном
от
сети
блоке
в
результате
подачи
от
испытатель
-
ной
установки
в
шину
процесса
сигналов
,
аналогично
настроенных
ОТТ
и
ЭТН
,
при
этом
устройства
вос
-
принимали
измерения
от
ОТТ
с
нулевыми
значени
-
ями
и
с
периодичностью
в
1
сек
переключались
на
испытательную
установку
.
В
результате
происходили
срабатывания
РЗА
с
периодичностью
1
сек
.
Таким
образом
,
в
ходе
выполненных
натурных
испыта
-
ний
цифровой
подстанции
была
выявлена
необходимость
дальнейшего
совершенствования
механизмов
цифровых
защит
,
совершенствования
способов
их
наладки
и
испы
-
тания
на
действующих
объектах
.
Релейная
защита
и
автоматика
53
Наиболее
широко
стандарт
IEC 61850
для
целей
РЗА
применялся
на
ПС
«
Воронежская
» 500
кВ
МЭС
Центра
(
введена
в
строй
в
2006–2007
годах
).
На
данной
под
-
станции
по
протоколу
GOOSE-
коммуникации
на
интер
-
фейсе
оптического
Ethernet
передавались
следующие
сигналы
:
–
пуски
УРОВ
и
АПВ
,
запреты
АПВ
от
защит
в
термина
-
лы
АУВ
;
–
действие
УРОВ
,
разрешение
однофазного
отключе
-
ния
и
т
.
д
.
от
терминалов
АУВ
в
терминалы
защиты
;
–
положение
и
технологическая
сигнализация
выклю
-
чателей
,
разъединителей
и
ЗН
из
терминалов
сбора
информации
на
ОРУ
в
терминалы
АУВ
;
–
положение
коммутационных
аппаратов
между
смеж
-
ными
терминалами
АУВ
для
ОБР
;
–
команды
управления
разъединителями
и
ЗН
от
терми
-
налов
АУВ
в
выносные
терминалы
сбора
информации
на
ОРУ
.
Таким
образом
,
большая
часть
обмена
дискретными
сигналами
между
устройствами
РЗА
была
выполнена
на
протоколе
GOOSE-
коммуникации
стандарта
IEC 61850.
Контрольным
кабелем
была
выполнена
только
передача
команд
управления
от
терминалов
АУВ
и
защит
на
при
-
воды
выключателей
.
Также
контрольными
кабелями
была
выполнена
передача
информации
о
положении
коммута
-
ционных
аппаратов
(
КА
)
и
технологическая
сигнализация
КА
до
выносных
терминалов
управления
и
сбора
инфор
-
мации
на
ОРУ
.
Следующим
крупным
объектом
с
широким
приме
-
нением
GOOSE-
коммуникации
для
целей
РЗА
стала
ПС
500
кВ
«
Бескудниково
»
МЭС
Центра
(
введена
в
строй
в
2008–2010
годах
),
однако
,
объем
сигналов
,
передава
-
емый
по
цифровым
связям
на
этом
объекте
,
был
суще
-
ственно
сокращен
.
По
GOOSE-
коммуникации
на
ПС
«
Бескудниково
»
передавались
сигналы
пуска
УРОВ
и
АПВ
,
запреты
АПВ
,
а
также
сигналы
положения
коммутационных
аппаратов
для
организации
ОБР
.
Сигналы
действия
УРОВ
,
разреше
-
ния
однофазного
отключения
и
прочие
сигналы
РЗА
пере
-
давались
контрольным
кабелем
.
На
ПС
750
кВ
«
Грибово
» —
одной
из
последних
круп
-
ных
подстанций
МЭС
Центра
,
введенной
в
строй
в
2010–
2011
годах
,
протокол
GOOSE-
коммуникации
стандарта
IEC 61850
используется
только
для
передачи
сигналов
за
-
прета
АПВ
из
терминалов
защит
в
терминалы
АУВ
и
сиг
-
налов
положения
КА
между
терминалами
смежных
ячеек
для
ОБР
.
Очевидна
тенденция
по
сокращению
использования
стандарта
IEC 61850
для
целей
передачи
дискретных
сиг
-
налов
РЗА
.
Данная
тенденция
обусловлена
тем
,
что
наряду
с
безусловными
достоинствами
,
при
применении
протоко
-
ла
GOOSE-
коммуникации
стандарта
IEC 61850
для
обмена
сигналами
РЗА
выявился
также
ряд
недостатков
.
Преимущества
при
применении
стандарта
IEC 61850
для
обмена
дискретными
сигналами
РЗА
,
выявленные
в
результате
испытании
ряда
энергообъектов
:
–
сокращение
объема
контрольного
кабеля
;
–
возможность
использование
МП
-
терминалов
РЗА
с
меньшим
количеством
входов
/
выходов
и
,
следова
-
тельно
,
удешевлению
ПТК
РЗА
;
–
возможность
контролировать
исправность
коммуни
-
каций
между
МП
-
терминалами
РЗА
при
помощи
так
называемой
процедуры
«
достоверизации
»;
–
исключение
влияния
«
земли
»
в
цепях
оперативного
тока
на
обмен
сигналами
между
МП
-
терминалами
РЗА
;
–
возможность
организации
любых