22
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3(34),
сентябрь
2024
Никита
КОНЮХОВ
,
инженер
Холмогорского
района
электрических
сетей
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрьские
электрические
сети
Александр
СЫРКИН
,
инженер
1
категории
Холмогорского
района
электрических
сетей
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрьские
электрические
сети
Павел
ФИЛИППОВ
,
инженер
2
категории
службы
изоляции
и
защиты
от
перенапря
жений
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрьские
электрические
сети
Опыт
применения
и
перспективы
использования
РАС
на
подстанциях
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрьские
электрические
сети
В
статье
рассмотрен
опыт
эксплуатации
и
проведен
ана
-
лиз
целесообразности
применения
РАС
на
присоединениях
6–35
кВ
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрьские
электри
-
ческие
сети
.
Также
проведены
сравнительный
анализ
РАС
,
встроенных
в
микропроцессорные
терминалы
защит
и
не
-
зависимого
устройства
,
оценка
экономической
целесообраз
-
ности
данных
решений
и
их
технических
особенностей
.
Автоматизация
сетей
О
дним
из
важнейших
условий
быстрого
и
качественного
расследования
ава
-
рийных
событий
при
эксплуатации
объектов
электросетевого
хозяйства
явля
-
ется
сбор
и
анализ
параметров
доаварийных
,
аварийных
и
послеаварийных
режимов
.
Зафиксировать
и
в
дальнейшем
получать
информацию
о
режимах
для
выполнения
объективного
и
качественного
анализа
позволяют
установленные
на
объектах
электросетевого
хозяйства
регистраторы
аварийных
событий
(
РАС
).
В
ходе
эксплуатации
электроустановок
приходится
сталкиваться
с
аварийными
со
-
бытиями
.
Современные
электрические
сети
имеют
достаточно
сложную
топологию
.
Кро
-
ме
того
,
линии
электропередачи
зачастую
характеризуются
большой
протяженностью
.
Эти
обстоятельства
в
условиях
труднопроходимой
местности
значительно
затрудняют
процесс
выяснения
причин
возникновения
аварийного
события
.
Также
стоит
учитывать
,
что
присоединения
6–35
кВ
зачастую
принадлежат
сторонним
организациям
,
вслед
-
ствие
чего
процесс
сбора
необходимых
данных
затягивается
во
времени
.
ФУНКЦИИ
И
ОБЛАСТЬ
ПРИМЕНЕНИЯ
РАС
РАС
является
эффективным
устройством
сбора
объективной
информации
для
рассле
-
дования
и
анализа
аварийных
событий
.
Регистраторы
выполняют
следующие
функции
:
–
измерение
,
регистрация
и
контроль
физических
(
электрических
и
неэлектрических
)
величин
,
характеризующих
параметры
нормальных
и
аварийных
режимов
работы
оборудования
;
–
фиксация
индикации
пусков
записей
аварийных
событий
;
–
фиксация
индикации
неисправностей
;
23
–
формирование
выходного
дискретного
сигнала
об
ава
-
рийной
ситуации
;
–
контрольный
пуск
записи
аварийного
процесса
;
–
сброс
индикации
пусков
и
аварийной
сигнализации
;
–
определение
даты
и
времени
аварийных
событий
.
Прикладное
программное
обеспечение
регистраторов
(
ПО
РАС
)
реализует
прием
данных
с
РАС
в
персональный
компьютер
(
ПК
)
и
обработку
результатов
регистрации
:
–
вычисление
значений
электрических
величин
,
поступа
-
ющих
на
входы
аналоговых
каналов
;
–
вычисление
с
установленным
при
программировании
интервалом
времени
параметров
нормального
режима
работы
оборудования
в
виде
физических
величин
,
поступающих
на
входы
первичных
измерительных
преобразователей
;
–
вычисление
с
указанием
на
осциллограммах
параме
-
тров
аварийных
режимов
работы
оборудования
в
виде
физических
величин
,
поступающих
на
входы
первичных
измерительных
преобразователей
;
–
определение
даты
и
времени
аварийных
событий
.
Прикладное
ПО
РАС
обеспечивает
вычисление
значе
-
ния
электрической
величины
на
входе
его
аналогового
ка
-
нала
:
–
значения
постоянного
тока
;
–
значения
постоянного
напряжения
;
–
действующего
значения
переменного
напряжения
;
–
частоты
переменного
напряжения
.
Пуск
РАС
для
регистрации
параметров
режима
работы
реализуется
по
следующим
управляющим
сигналам
:
–
автоматически
по
заданным
условиям
;
–
по
сети
Ethernet
от
другого
регистратора
;
–
по
нажатию
кнопки
«
пуск
»;
–
удаленно
по
команде
оператора
.
В
филиале
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрьские
электри
-
ческие
сети
согласно
ГОСТ
Р
58601-2019 [1,
п
. 6.2]
РАС
в
качестве
самостоятельного
независимого
устройства
на
-
шли
применение
на
объектах
электроэнергетики
высшим
классом
напряжением
110
кВ
и
охватывают
присоединения
классом
напряжения
как
110
кВ
,
так
и
6–35
кВ
.
На
объектах
,
не
попадающих
под
указания
ГОСТ
Р
58601-2019,
функция
РАС
реализуется
только
на
подстанциях
с
УРЗА
,
выпол
-
ненными
на
микропроцессорной
элементной
базе
в
каче
-
стве
встроенной
в
терминалы
релейной
защиты
.
При
этом
велика
доля
электроустановок
,
устройства
релейной
защи
-
ты
и
автоматики
(
УРЗА
)
которых
выполнены
на
электроме
-
ханической
элементной
базе
.
ВИДЫ
РАС
.
ОСНОВНЫЕ
ТЕХНИЧЕСКИЕ
ВОЗМОЖНОСТИ
В
филиале
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрьские
электри
-
ческие
сети
используются
РАС
в
составе
МП
-
терминалов
серии
«
Сириус
», «
ЭКРА
2607»,
программно
-
технического
комплекса
(
ПТК
) «
АУРА
-256».
В
состав
МП
-
терминала
«
ЭКРА
2607»
входит
регистра
-
тор
событий
(
изменений
состояния
)
до
512
логических
сигналов
(
как
внешних
,
так
и
формируемых
внутри
тер
-
минала
).
Точность
привязки
метки
времени
к
регистриру
-
емому
событию
0,001
с
.
Устройство
позволяет
запомнить
до
1024
событий
во
времени
.
При
переполнении
буфера
событий
новая
информация
записывается
на
место
са
-
мой
старой
информации
(
по
времени
записи
).
Переполне
-
ние
буфера
событий
не
может
возникать
при
постоянном
вычитывании
событий
с
помощью
системы
мониторинга
EKRASMS.
МП
-
терминал
обеспечивает
осциллографирование
всех
входных
аналоговых
сигналов
(
до
10
входных
сиг
-
налов
)
и
до
128
дискретных
сигналов
,
выбираемых
из
списка
512
логических
сигналов
(
как
внешних
,
так
и
формируемых
внутри
устройства
)
с
дискретностью
12
или
24
цифровых
отсчета
за
период
.
Назначение
регистрируемых
и
осциллографируемых
сигналов
осу
-
ществляется
релейным
персоналом
с
помощью
дисплея
и
клавиатуры
терминала
или
с
использованием
ПК
и
сис
-
темы
мониторинга
EKRASMS [2].
В
состав
МП
-
терминалов
«
Сириус
»
входят
аварийный
осциллограф
и
регистратор
событий
.
Аварийный
осцилло
-
граф
позволяет
записывать
во
внутреннюю
память
устрой
-
ства
осциллограммы
всех
измеряемых
токов
и
напряжений
,
а
также
состояние
дискретных
входов
и
выходов
.
Пуск
ос
-
циллографа
гибко
настраивается
и
может
происходить
как
при
срабатывании
устройства
,
так
и
по
дополнительным
условиям
.
Реализовано
динамическое
выделение
памяти
,
то
есть
количество
осциллограмм
,
помещающихся
в
памя
-
ти
,
зависит
от
длительности
записей
.
Общая
длительность
сохраняемых
в
памяти
осциллограмм
составляет
пример
-
но
35
с
.
Период
квантования
сигналов
осциллографа
—
1
мс
(20
точек
на
период
промышленной
частоты
).
Каждая
осциллограмма
имеет
привязку
к
внутреннему
времени
устройства
с
точностью
до
1
мс
.
Считывание
осциллограмм
осуществляется
с
компьютера
по
линии
связи
.
С
помощью
параметров
в
разделе
меню
«
Настройки
—
Осциллограф
»
можно
гибко
настроить
условия
пуска
осциллографа
,
а
так
-
же
длительность
записи
.
Возможны
следующие
условия
пуска
осциллографа
:
1.
Аварийное
отключение
.
Срабатывание
внутренних
или
внешних
(
по
дискретным
отключающим
входам
)
защит
с
действием
устройства
на
отключение
выклю
-
чателя
.
2.
Программируемый
пуск
1…5.
Потребитель
задает
точ
-
ку
на
функциональной
логической
схеме
,
по
сигналу
от
которой
производится
пуск
.
Условия
пуска
появляются
хотя
бы
по
одному
из
условий
записи
осциллограммы
.
Регистратор
событий
выполняет
функции
регистра
-
ции
в
памяти
устройства
фактов
обнаружения
неис
-
правностей
с
привязкой
к
астрономическому
времени
,
в
устройстве
реализован
архив
событий
.
При
этом
лю
-
24
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3(34),
сентябрь
2024
бой
пуск
защиты
,
приход
дискретного
сигнала
,
обнару
-
жение
внутренней
неисправности
регистрируется
в
па
-
мяти
событий
с
присвоением
даты
и
времени
момента
обнаружения
[3].
ПТК
«
АУРА
»
предназначен
для
измерения
и
контро
-
ля
параметров
нормального
и
аварийных
режимов
ра
-
боты
оборудования
предприятий
энергетики
и
промыш
-
ленности
.
ПТК
включает
в
себя
системные
блоки
на
базе
промышленного
компьютера
,
системное
программное
обеспечение
,
измерительные
преобразователи
,
комму
-
никационное
оборудование
(
рисунки
1
и
2).
Допускается
как
автономное
использование
ПТК
«
АУРА
-07» (
в
каче
-
стве
регистратора
аварийных
событий
),
так
и
в
составе
распределенных
автоматизированных
измерительных
систем
.
ОБЩИЙ
ПРИНЦИП
РАБОТЫ
ПТК
«
АУРА
»
На
входные
измерительные
преобразователи
поступают
аналоговые
величины
токов
или
напряжений
.
В
зависимо
-
сти
от
типа
преобразователя
в
них
с
помощью
встроенных
ТТ
,
ТН
,
а
также
пассивных
и
активных
электронных
компо
-
нентов
происходит
нормирование
величин
до
5
В
(
действу
-
ющее
значение
)
или
(–7…+7)
В
(
постоянное
или
мгновенное
значение
).
Далее
сигнал
по
соединительному
кабелю
поступает
на
аналоговые
входы
системного
блока
.
В
системном
бло
-
ке
сигнал
через
многоканальный
коммутатор
(
блоки
БКА
)
поступает
на
блок
сопряжения
(
БС
).
Дискретные
сигналы
,
получаемые
от
блоков
БКД
,
проходят
через
коммутаторы
дискретных
сигналов
и
также
поступают
на
БС
.
Блоки
ком
-
мутаторов
управляются
таким
образом
,
что
входные
цепи
поочередно
подключаются
к
входу
БС
с
частотой
тактового
генератора
.
При
этом
на
вход
БС
подается
1
аналоговый
и
4
дискретных
канала
(
рисунок
3).
Аналого
-
цифровой
преобразователь
(
АЦП
),
нахо
-
дящийся
в
блоке
БС
,
осуществляет
преобразование
мгновенных
значений
входных
величин
в
12-
разрядные
цифровые
коды
.
В
каждом
такте
измерения
к
коду
АЦП
добавляется
4
разряда
о
состоянии
4-
х
дискретных
ка
-
налов
.
Таким
образом
формируется
2
байта
цифровой
информации
,
которые
в
каждом
такте
записываются
в
бу
-
ферную
память
блока
БС
(
рисунок
4).
В
нормальном
режиме
входные
аналоговые
и
дис
-
кретные
величины
из
буфера
блока
БС
непрерывно
пе
-
реписываются
в
оперативную
память
(
ОЗУ
),
где
хранятся
около
одной
секунды
,
затем
информация
обновляется
.
В
режиме
аварии
происходит
запись
информации
из
ОЗУ
в
файл
на
флэш
-
диске
,
начиная
с
области
ОЗУ
,
в
которой
записан
предаварийный
режим
,
и
на
протяжении
задан
-
ного
времени
длительности
записи
аварии
.
Модули
преобразо
-
вателей
тока
и
напря
жения
Блок
сбора
дискретных
сигналов
Блок
сбора
дискретных
сигналов
Системный
блок
Рис
. 2.
Внешний
вид
системного
блока
«
АУРА
-256»
Рис
. 1.
Внешний
вид
ПТК
«
АУРА
»
Автоматизация
сетей
25
Рис
. 4.
Схема
преобразования
измеряемого
сигнала
Рис
. 3.
Структурная
схема
ПТК
«
АУРА
-07»
Блоки
дискретных
сигналов
БКД
Модули
с
входными
преобразователями
Входной
преобразователь
БКА
БКД
БКД
БКД
БКА
БКА
БКА
Коммутаторы
дискретных
сигналов
Коммутатор
дискретных
сигналов
Концентратор
Дискретные
сигналы
Коммутаторы
аналоговых
сигналов
Индикаторы
БС
(
АЦП
)
АЦП
БС
0
1
1
0
0
1
0
0
4
4
Процессор
Диск
HDD (Flash)
Оперативная
память
Блок
питания
Концентратор
Межблочные
соединительные
шлейфы
C
истемный
блок
Соединительные
кабели
дискретных
сигналов
Соединительные
кабели
аналоговых
сигналов
Нормированный
аналоговый
сигнал
Измеряемый
аналоговый
сигнал
26
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3(34),
сентябрь
2024
Программно
-
технический
комплекс
«
АУРА
»
обеспечивает
:
–
регистрацию
в
цифровом
виде
физических
величин
(
электрических
и
неэлектрических
)
в
нормальном
и
ава
-
рийных
режимах
работы
оборудования
;
–
оперативный
контроль
режимов
работы
оборудования
;
–
прямые
и
косвенные
(
с
использованием
известных
со
-
отношений
)
измерения
физических
(
электрических
и
не
-
электрических
)
величин
в
нормальном
и
аварийных
режи
-
мах
работы
оборудования
;
–
хранение
и
передачу
информации
на
вышестоящие
уровни
.
ПТК
включают
в
себя
системные
блоки
на
базе
промыш
-
ленного
компьютера
,
системное
программное
обеспечение
,
измерительные
преобразователи
,
коммуникационное
обо
-
рудование
.
В
комплект
входит
прикладное
программное
обеспечение
(
ПО
),
выполняемое
на
рабочих
станциях
на
базе
ПК
под
управлением
операционной
сис
темы
Windows
и
Linux.
Допускается
как
автономное
использование
ПТК
«
АУРА
-07» (
в
качестве
регистратора
аварийных
событий
),
так
и
в
составе
распределенных
автоматизированных
изме
-
рительных
систем
.
Максимальное
количество
аналоговых
каналов
(256
ка
-
налов
)
определяется
количеством
установленных
плат
коммутаторов
.
Максимальное
количество
дискретных
кана
-
лов
— 512.
Время
одной
аварийной
записи
может
быть
установлено
от
1
секунды
до
24
часов
.
Время
регистрации
предаварийно
-
го
режима
—
от
0,1
с
до
600
с
.
Суммарная
длительность
одновременно
хранимых
в
энергонезависимой
памяти
осциллограмм
—
не
менее
4
часов
.
Обеспечивается
сохранение
в
памяти
данных
реги
-
страции
(
осциллограмм
и
журналов
событий
)
при
пропада
-
нии
или
плавном
снижении
питания
устройства
.
Основным
режимом
работы
устройства
является
ав
-
томатический
режим
,
при
котором
запись
осциллограммы
осуществляется
автоматически
по
заданным
условиям
(
таб
-
лица
1).
Возможен
вариант
пуска
по
сети
Ethernet,
а
также
ручным
способом
с
помощью
кнопки
«
пуск
»
на
системном
блоке
или
удаленно
по
команде
оператора
[4].
У
всех
представленных
устройств
РАС
имеется
возмож
-
ность
сохранения
аварийных
файлов
в
формате
COMTRADE,
являющимся
общепринятым
форматом
регистрации
осцил
-
лограмм
переходных
процессов
(
аварий
)
в
энергосистемах
.
В
дальнейшем
аварийный
файл
формата
COMTRADE
воз
-
можно
использовать
для
имитации
(
создания
)
аварийного
режима
с
помощью
испытательных
установок
,
на
примере
«
Ретом
-61»
и
реализации
его
на
устройствах
РЗА
.
ПРИМЕНЕНИЕ
РАС
СОГЛАСНО
НОРМАТИВНЫМ
ДОКУМЕНТАМ
Согласно
ГОСТ
Р
58601-2019 [1]
к
автономным
РАС
предъ
-
являются
следующие
требования
в
области
их
функцио
-
нальности
и
установки
на
объектах
электроэнергетики
.
В
автономном
РАС
должны
быть
реализованы
следую
-
щие
функции
[1,
п
. 6.1]:
а
)
регистрация
с
нормированной
погрешностью
аналого
-
вых
сигналов
;
б
)
регистрация
изменения
состояния
дискретных
сигналов
;
в
)
расчет
значений
аналоговых
сигналов
(
действующее
значение
,
среднеквадратичное
значение
,
симметричные
составляющие
(
прямая
,
обратная
,
нулевая
последова
-
тельности
));
г
)
автоматическое
формирование
текстового
отчета
об
ава
-
рийном
событии
;
д
)
конфигурирование
и
задание
параметров
настройки
;
е
)
синхронизация
с
глобальными
навигационными
спутни
-
ковыми
системами
;
ж
)
запись
зарегистрированных
данных
РАС
при
выполне
-
нии
условий
пуска
;
и
)
запись
и
хранение
зарегистрированных
данных
РАС
в
энергонезависимой
памяти
;
к
)
передача
данных
РАС
с
настраиваемым
режимом
пере
-
дачи
;
л
)
удаленный
доступ
к
данным
РАС
;
м
)
считывание
/
копирование
данных
РАС
на
внешнее
запо
-
минающее
устройство
;
н
)
самодиагностика
функционирования
;
п
)
в
части
защиты
от
несанкционированного
доступа
:
–
аутентификация
пользователей
;
–
разграничение
прав
и
полномочий
доступа
пользова
-
телей
;
–
регистрация
в
базе
данных
событий
операций
пользователей
(
например
,
изменение
параметров
настройки
автономного
РАС
,
считывание
/
копирова
-
ние
данных
РАС
и
т
.
д
.)
без
возможности
редактиро
-
вания
.
Требования
к
установке
на
объектах
электроэнергетики
[1,
п
. 6.2]:
1)
автономные
РАС
должны
устанавливаться
на
объектах
электроэнергетики
высшим
классом
напряжения
110
кВ
Табл
. 1.
Условия
пуска
АУРА
Условие
пуска
Наименование
параметра
По
факту
достижения
вход
-
ными
аналоговыми
сигналами
значения
выше
заданного
или
ниже
заданного
Любой
входной
аналоговый
сигнал
,
в
том
числе
:
–
напряжения
U
a
,
U
b
,
U
c
, 3
U
0
–
токи
I
a
,
I
b
,
I
c
, 3
I
0
–
напряжение
постоянного
тока
По
факту
достижения
расчет
-
ными
параметрами
значения
выше
заданного
или
ниже
заданного
U
1
,
U
2
, 3
U
0
,
I
1
,
I
2
, 3
I
0
,
частота
По
изменению
состояния
дискретных
входов
Срабатывание
/
возврат
Автоматизация
сетей
27
и
выше
,
за
исключением
объектов
электроэнергетики
высшим
классом
напряжения
110
кВ
,
не
оборудованных
выключателями
на
стороне
напряжением
110
кВ
,
а
также
объектов
электроэнергетики
высшим
классом
напряже
-
ния
110
кВ
,
присоединенных
к
энергосистеме
по
ЛЭП
классом
напряжения
110
кВ
с
односторонним
питанием
;
2)
по
решению
собственника
или
иного
законного
владель
-
ца
объекта
электроэнергетики
допускается
установка
автономного
РАС
на
объекте
электроэнергетики
высшим
классом
напряжения
35
кВ
;
3)
автономные
РАС
,
установленные
на
объектах
электро
-
энергетики
до
вступления
в
силу
настоящего
стандарта
,
не
обеспечивающие
выполнение
требований
настояще
-
го
стандарта
,
должны
быть
заменены
(
модернизирова
-
ны
)
при
реконструкции
(
модернизации
)
объектов
элек
-
троэнергетики
,
в
случае
если
по
результатам
проектной
проработки
установлена
необходимость
их
наличия
на
таких
объектах
.
В
соответствии
с
ГОСТ
Р
58601-2019
на
присоединени
-
ях
класса
напряжения
6–35
кВ
объектов
электроэнергетики
высшим
классом
напряжения
110
кВ
допускается
не
устанав
-
ливать
РАС
,
однако
опыт
эксплуатации
демонстрирует
не
-
обходимость
установки
РАС
,
так
как
расследование
аварий
-
ных
событий
в
случае
без
РАС
может
оказаться
достаточно
трудоемким
и
длительным
процессом
.
Из
этого
следует
,
что
на
подстанциях
с
УРЗА
,
выполненными
на
электроме
-
ханической
и
комбинированной
базе
,
необходима
установка
автономного
РАС
.
Также
стоит
учитывать
,
что
РАС
,
входя
-
щие
в
состав
микропроцессорных
терминалов
,
предостав
-
ляют
информацию
только
по
своему
присоединению
,
что
затрудняет
оценку
полной
картины
аварийного
события
при
анализе
отдельных
осциллограмм
каждого
присоединения
.
Автономный
РАС
позволяет
произвести
комплексный
ана
-
лиз
всех
снятых
осциллограмм
в
одном
промежутке
време
-
ни
,
отображенных
на
одном
экране
.
В
связи
с
этим
объекты
с
УРЗА
,
выполненными
на
микропроцессорной
элементной
базе
,
целесообразно
оснащать
автономными
РАС
.
ОПЫТ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
На
энергообъектах
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Ноябрь
-
ские
электрические
сети
долгое
время
находятся
в
эксплуа
-
тации
РАС
в
составе
МП
-
терминалов
ЭКРА
,
Сириус
,
а
также
отдельное
устройство
ПТК
«
АУРА
».
За
это
время
был
полу
-
чен
достаточно
большой
опыт
в
работе
с
данными
устрой
-
ствами
,
на
основе
которого
можно
выделить
преимущества
и
недостатки
данных
РАС
.
Необходимо
отметить
простоту
реализации
телеметрии
в
ПТК
«
АУРА
».
Для
этого
не
требу
-
ется
создание
многоранговой
локальной
сети
между
множе
-
ством
МП
-
терминалов
.
Это
обеспечивается
за
счет
центра
-
лизованной
обработки
дискретных
и
аналоговых
сигналов
.
Записанные
аварийные
файлы
в
РАС
через
модем
или
се
-
тевое
подключение
передаются
на
АРМ
пользователя
для
их
расшифровки
и
анализа
.
В
свою
очередь
,
ПТК
«
АУРА
»
обладает
чуть
большим
функционалом
,
который
к
тому
же
позволяет
достаточно
гибко
настроить
его
под
нужды
данно
-
го
энергообъекта
.
Весомый
недостаток
ПТК
«
АУРА
» —
это
достаточно
трудоемкая
наладка
и
монтаж
вторичных
цепей
,
участвующих
в
регистрации
.
К
сильным
сторонам
РАС
на
базе
МП
-
терминалов
можно
отнести
их
простоту
в
эксплу
-
атации
,
а
также
отсутствие
необходимости
в
отдельной
панели
для
их
монтажа
,
так
как
все
расположено
непосред
-
ственно
в
МП
-
терминале
с
устройствами
РЗА
.
Кроме
того
,
стоит
учесть
,
что
при
выборе
РАС
на
базе
МП
-
терминалов
модернизации
подвергаются
и
устройства
РЗА
.
Необходи
-
мо
выделить
и
достаточно
существенный
недостаток
РАС
на
базе
МП
-
терминалов
,
а
именно
организацию
и
наладку
телеметрии
.
Функциональные
возможности
РАС
на
базе
МП
терминалов
также
обладают
несколько
ограниченным
функ
-
ционалом
относительно
ПТК
«
АУРА
»,
за
счет
чего
не
всег
-
да
получается
собрать
достаточно
данных
об
аварийном
событии
для
построения
точной
картины
произошедшего
.
Все
устройства
РАС
являются
независимыми
источниками
информации
аварийных
событий
для
объективной
оценки
правильности
работы
устройств
РЗА
и
первичного
оборудо
-
вания
.
РАСЧЕТ
ОКУПАЕМОСТИ
РАС
Рассмотрим
затраты
на
отыскание
и
устранение
аварии
.
Полные
затраты
рассчитаем
по
формуле
:
З
=
З
Т
+
З
П
+
З
Н
, (1)
где
З
Т
—
затраты
на
транспорт
,
руб
.;
З
П
—
затраты
на
пер
-
сонал
,
руб
.;
З
Н
—
затраты
,
связанные
с
недоотпуском
элек
-
троэнергии
,
руб
.
В
свою
очередь
затраты
на
транспорт
можно
рассчитать
по
формуле
:
З
Т
=
n
∙
S
∙
P
Т
∙
C +
t
∙
A,
(2)
где
n
—
количество
проездов
вдоль
линии
;
S
—
средняя
протяженность
линий
,
км
; P
Т
—
паспортный
расход
топлива
транспортного
средства
,
л
/
км
; C —
стоимость
дизельного
то
-
плива
,
руб
./
л
;
t
—
время
,
затраченное
на
n
проездов
вдоль
линий
протяженностью
S
,
ч
; A —
амортизация
транспортного
средства
в
час
,
руб
./
ч
.
Затраты
на
персонал
состоят
из
:
З
П
= C
З
∙
n
бр
∙
t
АВР
, (3)
где
C
З
—
средняя
заработная
плата
работника
в
час
,
руб
.;
n
бр
—
минимальное
количество
человек
в
бригаде
;
t
АВР
—
до
-
пустимое
время
на
аварийно
-
восстановительные
работы
,
ч
.
Затраты
на
недоотпуск
электроэнергии
состоят
из
:
З
Н
=
P
∙
T
∙
t
АВР
, (4)
где
P
—
мощность
,
передаваемая
по
одному
присоедине
-
нию
,
МВт
; T —
тарифная
стоимость
электроэнергии
,
руб
./
МВт
·
ч
.
28
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
3(34),
сентябрь
2024
Для
данного
расчета
необходимо
учесть
и
принять
сле
-
дующие
факты
:
–
среднее
число
присоединений
на
одного
потребителя
— 2;
–
согласно
«
Правилам
устройства
электроустановок
»
(
ПУЭ
)
единовременное
отключение
электропитания
потребителей
2
категории
не
должно
превышать
24
часов
,
а
суммарное
годовое
отключение
— 72
часов
;
–
расчет
будет
произведен
для
наименее
благоприятного
варианта
с
суммарным
годовым
отключением
в
72
часа
;
–
тарифная
стоимость
электроэнергии
за
МВт
·
ч
взята
из
решения
Региональной
энергетической
комиссии
Тюменской
области
,
Ханты
-
Мансийского
автономного
округа
-
Югры
,
Ямало
-
Ненецкого
автономного
округа
от
29.11.2022
№
39.
Рассчитаем
суммарные
затраты
для
подстанции
,
не
ос
-
нащенной
РАС
,
с
учетом
принятых
факторов
по
формулам
(1, 2, 3, 4).
Согласно
(2):
З
ТбезРАС
= 4
∙
3
∙
3,5
∙
63,35 + 0,5
∙
570 = 2945,7
руб
.
С
учетом
первых
двух
факторов
домножаем
полученный
результат
на
количество
присоединений
и
количество
допу
-
стимых
отключений
в
год
продолжительностью
24
часа
:
З
ТбезРАС
= 2945,7
∙
2
∙
3 = 17 674,2
руб
.
Согласно
(3):
З
ПбезРАС
= 1100
∙
3
∙
72 = 237 600
руб
.
Учитывая
количество
присоединений
:
З
ПбезРАС
= 237 600
∙
2 = 475 200
руб
.
Согласно
(4):
З
НбезРАС
= 9,9
∙
1800
∙
72 = 1 283 040
руб
.
Учитывая
количество
присоединений
:
З
НбезРАС
= 1 283 040
∙
2 = 2 566 080
руб
.
Согласно
(1):
З
безРАС
= 17 674,2 + 475 200 + 2 566 080 = 3 058 954,2
руб
.
Исходя
из
опыта
эксплуатации
,
применение
РАС
на
подстанции
позволяет
сократить
время
аварийно
-
восста
-
новительных
работ
(
АВР
)
в
3
раза
.
Это
происходит
за
счет
детального
анализа
аварийных
осциллограмм
,
способству
-
ющего
ускоренному
определению
причины
аварийного
со
-
бытия
и
средств
,
необходимых
для
его
устранения
,
а
также
сокращению
времени
поиска
места
аварии
.
Таким
образом
,
при
аналогичном
годовом
потоке
аварий
суммарные
затраты
для
подстанции
,
оснащенной
РАС
,
со
-
гласно
(2, 3, 4):
З
ТсРАС
= (2
∙
3
∙
3,5
∙
63,35 + 0,25
∙
570)
∙
2
∙
3 = 8837,1
руб
.;
З
П
c
РАС
= 1100
∙
3
∙
24
∙
2 = 158 400
руб
.;
З
НсРАС
= 9,9
∙
1800
∙
24
∙
2 = 855 360
руб
.
Суммарные
затраты
согласно
(1):
З
сРАС
= 8837,1 + 158 400 + 855 360 = 1 022 597,1
руб
.
Исходя
из
полученных
результатов
,
снижение
затрат
при
применении
на
подстанциях
РАС
составляет
:
З
↓
=
З
безРАС
–
З
сРАС
= 3 058 954,2 – 1 022 597,1 = 2 036 357,1
руб
.
По
оценке
завода
-
изготовителя
РАС
АУРА
,
стоимость
комплекта
ПТК
«
АУРА
»
для
типовой
подстанции
110/35/6
кВ
типа
КТПБ
(
САУРА
)
составит
4 182 000.
Следовательно
,
оку
-
паемость
РАС
АУРА
составит
:
C
АУРА
4 182 000
O = — = — = 2,05
года
.
З
↓
2 036 357,1
Таким
образом
,
минимальный
срок
окупаемости
РАС
АУРА
при
наименее
благоприятном
годовом
потоке
аварий
-
ности
составляет
2
года
1
месяц
.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Направление
по
внедрению
и
развитию
РАС
на
присоеди
-
нениях
класса
напряжения
6–35
кВ
выглядит
перспективно
для
дальнейшего
развития
АО
«
Россети
Тюмень
».
Развитие
данного
направления
будет
способствовать
более
точно
-
му
,
быстрому
,
качественному
расследованию
аварийных
событий
и
повышению
надежности
электроснабжения
по
-
требителей
.
Внедрение
данной
перспективы
в
другие
ДЗО
ПАО
«
Россети
»
поспособствует
обеспечению
энергетиче
-
ской
безопасности
.
В
связи
с
этим
считаем
необходимым
применение
тре
-
бований
ГОСТ
Р
58601-2019
на
присоединениях
6–35
кВ
объектов
электросетевого
хозяйства
с
высшим
классом
на
-
пряжения
110
кВ
,
присоединенных
к
энергосистеме
по
ЛЭП
классом
напряжения
110
кВ
с
односторонним
питанием
по
решению
собственника
или
иного
законного
владельца
объ
-
екта
электроэнергетики
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
ГОСТ
Р
58601-2019.
Релейная
защита
и
автоматика
.
Автономные
регистраторы
аварийных
событий
.
Нормы
и
тре
-
бования
. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200168811.
2.
Руководство
по
эксплуатации
ЭКРА
.656453.1047
РЭ
. URL: https://ekra.ru/product/docs/rz-ps-110-750kv/zashchita-lin/
she2607-she2710/
РЭ
%20
ШЭ
2607%20084_403.pdf.
3.
Руководство
по
эксплуатации
БПВА
.656122.044
РЭ
. URL: https://rzaproject.ru/sirius_2_v.pdf.
4.
Руководство
по
эксплуатации
РЭ
4252-001-12325925-2016. URL: https://www.aura-e.ru/
fi
les/Aura_OperatorManual.pdf.
Автоматизация
сетей
Оригинал статьи: Опыт применения и перспективы использования РАС на подстанциях филиала АО «Россети Тюмень» Ноябрьские электрические сети
В статье рассмотрен опыт эксплуатации и проведен анализ целесообразности применения РАС на присоединениях 6–35 кВ филиала АО «Россети Тюмень» Ноябрьские электрические сети. Также проведены сравнительный анализ РАС, встроенных в микропроцессорные терминалы защит и независимого устройства, оценка экономической целесообразности данных решений и их технических особенностей.
