Внедрение цифрового дистанционного управления оборудованием и МП устройствами РЗА на подстанциях 110–220 кВ ПАО «Россети Московский регион»

Page 1

Page 2

112

Внедрение цифрового

дистанционного управления

оборудованием и МП устройствами

РЗА на подстанциях 110–220 кВ

ПАО «Россети Московский регион»

УДК 621.316.9

статье

представлены

результаты

НИОКР

Организация

цифрового

дистанционного

управления

оборудованием

устройствами

РЗА

электрических

распределительных

устройств

подстанций

распределительных

электрических

сетей

»,

основные

достоинства

реализации

данного

проекта

также

особенности

реализации

дистанционного

управления

устройствами

функциями

РЗА

АСУ

ТП

различных

производителей

учетом

современных

требований

по

информационной

безопасности

цифровым

каналам

связи

Гвоздев

к.т.н., доцент, первый
заместитель генерального
директора — главный
инженер компании «Россети
Московский регион»

Грибков

директор Департамента релейной
защиты и режимной автоматики
электрических сетей компании
«Россети Московский регион»

Бороздин

главный инженер проектов
ООО «Интеллектуальные сети
и системы»

Рыбаков

начальник отдела
алгоритмического обеспечения
ООО «РТСофт»

Ключевые

слова

цифровое дистанционное управ-
ление оборудованием и устрой-
ствами РЗА, микропроцессорные
устройства РЗА, АСУ ТП

настоящее  время  в  ПАО  «Россети  Московский  регион»  за-
вершается  реализация  НИОКР  «Организация  цифрового  дис-
танционного  управления  оборудованием  и  устройствами  РЗА
электрических распределительных устройств подстанций рас-

пределительных  электрических  сетей»  для  ПС  220  кВ  «Белорусская»,
ПС  220  кВ  «Кожевническая»  и  ПС  110  кВ  «Люблино»  в  энергосистеме
г.  Москвы.  Данный  проект  реализуется  в  соответствии  с  Концепцией
«Цифровая  трансформация  2030»  в  рамках  ведомственного  проек-
та  «Единая  техническая  политика  —  надежность  электроснабжения»,
утверж денного  ведомственным  координационным  органом  проект-
ной деятельности Минэнерго России, а также на основании норматив-
ных  и  регламентирующих  документов  Мин энерго  РФ,  ПАО  «Россети»
и АО «СО ЕЭС» [1–3].

Основными факторами, характеризующими эффективность внедре-

ния цифрового защищенного дистанционного управления (ДУ) оборудо-
ванием и устройствами РЗА в электрических сетях, стали:

– обеспечение безопасного управления оборудованием и устройства-

ми РЗА из удаленных диспетчерских пунктов и центров без необхо-
димости выезда на подстанцию;

– обеспечение оптимизации оперативно-технологического управления

за счет повышения качества и быстродействия оперативного управ-
ления оборудованием подстанции, надежности электроснабжения
потребителей и наблюдаемости энергообъектов;

– повышение безопасности персонала и снижение рисков электро-

травматизма.
К настоящему моменту автоматизированное дистанционное управ-

ление первичным оборудованием реализовано на 29 подстанциях 110–
500 кВ ЕЭС России. При этом технологии дистанционного управления
и контроля функционирования устройств РЗА осуществляются лишь
на экспериментальном уровне. В то же время перевод указанных тех-
нологий в нормальный эксплуатационный режим становится все более
возможным и актуальным в силу активно осуществляемой в наши дни
цифровизации объектов электроэнергетики, а также возрастающих

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

И АВТОМАТИКА

Page 3

113

требований к качеству, надежности и безопасно-
сти эксплуатации средств РЗА.

Уникальность и новизна проделанной работы за-

ключается  в  практической  организации  дистанци-
онного  управления  функциями  микропроцессорных
(МП)  устройств  РЗА  из  из  центра  управления  сетя-
ми  (ЦУС)  Московских  высоковольтных  сетей  и  из
диспетчерского центра (ДЦ) АО «СО ЕЭС», которое
впервые  осуществляется  на  подстанциях  Москов-
ского региона.

В рамках работ реализованы и опробованы ор-

ганизационные и технические мероприятия в соот-
ветствии с утвержденными в августе 2020 года Ти-
повыми техническими требованиями к ПТК АСУ ТП
и РЗА для организации дистанционного управле-
ния

. Кроме того, применены новые оригинальные

технические решения, которые позволяют обходить
(преодолевать) ограничения, возникающие при ре-
ализации дистанционного управления устройства-
ми МП РЗА.

Внедрение дистанционного управления обору-

дованием  и  устройствами  РЗА  является  основным
и  очень  важным  этапом  цифровизации  процессов
оперативно-технологического  и  оперативно-диспет-
черского управления, позволяя повысить их эффек-
тивность при сокращении времени на переключения
и аварийно-восстановительные работы.

ВНЕДРЕНИЕ

ДИСТАНЦИОННОГО

УПРАВЛЕНИЯ

В «традиционном» варианте дистанционное управ-
ление в энергосистеме г. Москвы реализовывалось
в следующем виде (в том числе, и на объектах, пере-
численных выше):

– управление выключателями всей ПС из АРМ на

ПС и АРМ диспетчера ЦУС;

– управление разъединителями и заземляющими

ножами высокой стороны (220 кВ) из АРМ на ПС.
Линии 220 кВ и комплекты защит на стороне

220  кВ  подстанций  «Белорусская»  и  «Кожевниче-
ская» находятся в ведении и в оперативном управ-
лении  филиала  АО  «СО  ЕЭС»  —  Московское  РДУ
(далее именуемого ДЦ). В ведении и оперативном
управлении  ПАО  «Россети  Московский  регион»
(далее  именуемого  ЦУС)  —  трансформаторы  (Т)
и автотрансформаторы (АТ), а также все остальное
оборудование  и  системы  подстанции.  Передача
всей телеметрии с объекта и команд ДУ на объект
осуществляется  по  прямым  резервированным  ка-
налам связи от ПС на ЦУС и ДЦ.

При проектировании был определен следующий

набор функций РЗА, подлежащих дистанционному
управлению:

– ввод/вывод ДЗЛ;

– активация выбранной группы уставок ДЗЛ;

– ввод/вывод ОУ КСЗ;

– активация выбранной группы уставок КСЗ;

– ввод/вывод ДЗШ;

– ввод/вывод УРОВ;

– ввод/вывод режима нарушения фиксации ДЗШ;

– ввод/вывод режима опробования шин 220 кВ;

– ввод/вывод делительной защиты на ШЭСВ

220 кВ;

– ввод/вывод ДЗТ;

– ввод/вывод технологической защиты Т (АТ);

– ввод/вывод автоматического управления РПН;

– команда ввода/вывода АВР и ЗМН 10–20 кВ.

Реализация функционала ДУ оборудования

и РЗА производилась на существующих программ-
но-технических  комплексах  и  средствах  пилотных
подстанций,  ЦУС  и  ДЦ.  При  этом  для  корректного
использования  указанных  систем  потребовалось
выполнить  следующие  дополнительные  научно-
технические работы:

– изменить конфигурацию серверов и контролле-

ров АСУ ТП, ССПИ и SCADA-систем на верхнем
уровне для расширения объема передаваемой
телеметрии и приема команд;

– доработать существующие и создать новые

мнемосхемы для АРМ на ПС, в ЦУС и ДЦ, с при-
вязкой к ним сигналов и команд ДУ.

– обеспечить выполнение распределения прав

дистанционного

управления/арбитража

(на

уровне ПС — для ССПИ и АСУ ТП, на верхнем
уровне — для SCADA-систем);

– доработать шкафы РЗА (в части установки клю-

чей выбора режима управления, кнопок ввода/
вывода, индикаторов сигнализации состояния
функций) и изменение конфигураций РЗА;

– расширить объемы передачи сигналов и команд

между АСУ ТП и МП РЗА.
Все перечисленные выше работы включали

как чисто инженерное, так и научное содержание,
заключающееся в осознании задач, выдвижении
и опытной проверке гипотез в отношении методов
и средств их решения.

Дополнительно было установлено оборудова-

ние для обеспечения информационной безопас-
ности и организации защищенного дистанционного
управления с шифрованием каналов связи.

После выполнения всего комплекса перечис-

ленных научных и технических работ на объектах
реализованы функции цифрового дистанционного
управления:

– выключателями высокой стороны (110–220 кВ);

– разъединителями и заземляющими ножами

высокой стороны (110–220 кВ);

– выключателями Т (АТ), а также вводными и сек-

ционными выключателями 10–20 кВ;

– функциями устройств РЗА высокой стороны

(110–220 кВ), Т и АТ, вводными и секционными
выключателями 10–20 кВ.

Типовые

технические

требования

ПТК

АСУ

ТП

подстанций

микропроцессорным

устройствам

РЗА

обмену

технологической

информацией

для

осуществления

функций

дистанционного

управления

оборудованием

устройствами

РЗА

подстанций

из

дис

–

петчерских

центров

АО

СО

ЕЭС

»,

центров

управления

сетями

сетевых

организаций

порядок

внедрения

дистанционного

управ

–

ления

от

августа

2020

года

№

5 (68) 2021

Page 4

114

ОРГАНИЗАЦИЯ

ДИСТАНЦИОННОГО

УПРАВЛЕНИЯ

ФУНКЦИЯМИ

МП

РЗА

Внедрение функций дистанционного управления
для выключателей, разъединителей и заземляю-
щих ножей не вызвало специфичных сложностей.

В общем, принципы дистанционного управ-

ления РЗА аналогичны принципам ДУ основным
оборудованием, таким как: перевод в режим ДУ;
«захват» управления единолично одним источни-
ком команд — АСУ ТП ПС, ЦУС или ДЦ; передача
команд ДУ на изменение состояния функции РЗА;
прием телесигнала об изменении состояния функ-
ции на всех уровнях или отказ от выполнения из-
менения.

Однако, сама организация ДУ функциями РЗА по-

требовала реализации дополнительных научно-тех-
нических решений, которые не были учтены в Типо-
вых технических требованиях к ПТК АСУ ТП и РЗА
для организации дистанционного управления

Проект реализовывался на действующих под-

станциях 110–220 кВ, где установлены и введены
в  работу  МП  устройства  РЗА  разных  производи-
телей  (ABB,  ЭКРА,  Бреслер,  Релематика),  разных
серий и годов выпуска (начиная с 2012 года). В Ти-
повых  технических  требованиях  описаны  мини-
мальные  требования,  которым  должно  соответ-
ствовать  МП  РЗА  для  ДУ.  При  этом  у  некоторых
моделей  РЗА  штатная  возможность  к  ДУ  отсут-
ствовала.  Также  у  некоторых  РЗА  отсутствова-
ли  функциональные  клавиши  и  светосигнальные
лампы для управления и индикации по месту, что
также  является  обязательным  требованием  к  МП
РЗА для организации ДУ.

Для разграничения прав телеуправления меж-

ду  АРМами  диспетчера  ПС,  ЦУС  и  ДЦ  на  серве-
ре  АСУ  ТП  и  ТМ  (телемеханики)  был  реализован
«арбитраж» — программный ключ выбора пункта,
имеющего  право  ДУ.  Алгоритм  работы  программ-
ного ключа ДУ реализован в соответствии с Типо-
выми принципами и порядками переключения

В ходе работ все МП РЗА на подстанциях были

разделены на три условные категории:
1) полностью соответствующие минимальным тре-

бованиям для реализации ДУ (такой категории на
подстанциях соответствовали наиболее совре-
менные и функциональные МП РЗА);

2) частично соответствующие и имеющие возмож-

ность управления состоянием функций по цифро-
вым протоколам телемеханики «извне»;

3.) не соответствующие, без возможности управле-

ния состоянием функций РЗА по цифровым про-
токолам телемеханики и требующие применения
дополнительных наложенных средств (в основ-
ном это были более старые модели МП РЗА
и устройства на присоединениях 10–20 кВ).

Структурная схема реализации дистанционного

управления оборудованием и РЗА приведена на ри-
сунке 1.

Для каждой из категорий были проработаны

и внедрены свои научно-технические решения. Вне
зависимости  от  категории  МП  РЗА  и  типа  защиты
обязательно  использование  ключа  выбора  режима
управления  «Местный/Дистанционный»,  который
позволяет  выбирать  способ  управления  функциями
защиты: либо с кнопок на шкафу по месту, либо дис-
танционно — из АСУ ТП, ЦУС или ДЦ.

Устройства первой категории способны по циф-

ровому  каналу  связи  (протоколы  МЭК  61850-8.1  [4]
MMS или МЭК 60870-5-103 [5]) принимать команды
управления функциями и отдавать телесигналы под-
тверждения  о  выполнении  команд,  отражать  статус
функций  средствами  человеко-машинного  интер-
фейса  (ЧМИ),  имеют  функциональные  клавиши
(«электронные ключи») и светодиодную индикацию.
Для  данных  МП  РЗА  была  выполнена  привязка  ко-
манд управления от АСУ ТП к функциональным кла-
вишам, а также перевод управления функциями РЗА
от АСУ ТП на местное и наоборот.

Устройства второй категории не имели функци-

ональных  клавиш  для  управления  функциями,  но
имели  свободно  программируемую  логику  (рису-
нок  2).  Поэтому  в  шкафах,  где  установлены  РЗА,
потребовалось  заменить  режимные  переключатели
с  фиксацией  на  кнопки  управления  без  фиксации,
контакты  которых  заводятся  на  дискретные  входы
РЗА.  Применение  кнопок  без  фиксации  позволяет
настроить  логику  так,  чтобы  при  подаче  команд  ДУ
не возникало противоречий между состоянием функ-
ции,  индикацией  ее  состояния  и  положения  кнопки
управления в шкафу. Путем доработки гибкой логики
управление  состоянием  функций  было  организова-
но  через  дискретные  входы  и  от  цифровых  команд
управления с применением триггеров, хранящих со-
стояние  в  энергонезависимой  памяти  устройства.
В устройствах, в которых отсутствовали светодиоды
состояния  функций  или  которые  не  могли  отобра-
жать статус функций на дисплее, вместе с кнопками
были  установлены  лампы  индикации,  коммутируе-
мые специально настроенными свободными выход-
ными реле устройства.

В устройствах третьей категории отсутствовала

техническая  возможность  принимать  цифровые  ко-
манды  управления  функциями,  не  было  гибкой  ло-
гики, а также они не имели функциональных клавиш
для  управления  функциями.  Эти  устройства  полно-
стью  не  соответствовали  минимальным  требова-
ниям  к  МП  РЗА  для  организации  ДУ.  Но  поскольку
такие  РЗА  были  установлены  на  10–20  кВ,  а  также
на стороне 110–220 кВ, то необходимо было принять
оптимальное техническое решение для реализации

Типовые

технические

требования

ПТК

АСУ

ТП

подстанций

микропроцессорным

устройствам

РЗА

обмену

технологической

информацией

для

осуществления

функций

дистанционного

управления

оборудованием

устройствами

РЗА

подстанций

из

дис

–

петчерских

центров

АО

СО

ЕЭС

»,

центров

управления

сетями

сетевых

организаций

порядок

внедрения

дистанционного

управ

–

ления

от

августа

2020

года

Типовые

принципы

переключений

электроустановках

при

осуществлении

дистанционного

управления

оборудованием

устрой

–

ствами

РЗА

подстанции

от

сентября

2019

года

Типовой

порядок

переключений

электроустановках

при

осуществлении

дистанционного

управления

оборудованием

устройствами

РЗА

подстанции

от

августа

2020

года

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

И АВТОМАТИКА

Page 5

115

Сервер АСУ ТП и ТМ

МП РЗА

(1 категория)

МЭ

К 6

-5

-10

МЭ

К 6

-5

-1

, S

Команды

ДУ РЗА

Регистрация выданных

и выполненных команд ДУ

в журнал событий

Команды

ДУ

АРМ Диспетчера ПС

МП РЗА

(2 категория)

ЭК 60

ЭК 61850-

Команды

ДУ РЗА

– кнопки без

фиксации

– свето-

сигнальные лампы

Текущее состояние

функций РЗА

МП РЗА

(3 категория)

Сигналы

подтверждения

выполнения

команд ДУ

Команды

ДУ РЗА

Модуль ТМ

Длительный

сигнал

команды

Импульсный

сигнал

ручной

команды

Импульсный

сигнал

ручной

команды

МЭ

К 6

-5-

Текущее состояние

функций РЗА

МЭК 60870-5-104

Модули ТМ управления

коммутационными

аппаратами на ПС

МЭ

К 60

ТС и ДУ

КА

АРМ Диспетчера ЦУС, ДЦ

Верхнеуровневая

SCADA

– кнопки без

фиксации

– свето-

сигнальные

лампы

Рис

. 1.

Структурная

схема

реализации

ДУ

оборудованием

РЗА

Рис

. 2.

Фрагмент

логической

схемы

запоминания

команд

управления

для

терминалов

со

свободно

программируемой

логикой

ДУ. Были рассмотрены следующие варианты (гипо-
тезы) решения:

– замена устройства РЗА на новое;

– разработка и установка специальных накладных

сигнально-кнопочных панелей с возможностью
работы по цифровым протоколам телемеханики;

– дополнительный монтаж в панелях РЗА с уста-

новкой внешнего модуля ТМ.
Анализ гипотез показал, что оптимальным

по  стоимости  и  срокам  реализации  является  ре-
шение  с  использованием  стандартного  внешне-
го  модуля  телемеханики  с  дискретными  входами

№

5 (68) 2021

Page 6

116

и  релейными  выходами,  который  подключается
к  существующим  шинам  обмена  данными  систе-
мы АСУ ТП по цифровым протоколам МЭК 61850-
8.1 и МЭК 60870-5-104. В таком варианте команды
ДУ и команды управления от кнопок в шкафу при-
нимаются  и  фиксируются  дискретными  входами
модуля  телемеханики,  который,  в  свою  очередь,
замыкая  свои  релейные  контакты,  коммутирует
дискретные входы устройства РЗА и, таким обра-
зом, управляет его функциями. Индикация статуса
функций  реализована  или  светодиодами  самого
устройства  РЗА,  или  лампами  на  панели  шкафа.
Сигналы,  подтверждающие  выполнение  команд,
могут быть получены от устройства РЗА напрямую
либо от выходных реле РЗА через модуль телеме-
ханики.  Найденное  техническое  решение  являет-
ся простым и доступным в реализации. В нем мо-
жет использоваться модуль телемеханики любого
производителя  и  типа.  Таким  образом,  обходятся
ограничения, связанные с минимальным требова-
нием к МП РЗА для организации ДУ, что дает воз-
можность  реализовать  цифровое  дистанционное
управление  функциями  МП  РЗА  любой  модели
и любого производителя.

По итогам реализации для всех категорий

устройств были получены следующие результаты:
1) есть возможность управления функциями РЗА

«по месту» с использованием функциональных
клавиш терминалов РЗА или дополнительно уста-
новленных кнопок;

2) есть возможность управления функциями РЗА

дистанционно с использованием команд АСУ ТП;

3) переключение между режимами управления осу-

ществляется на самом устройстве РЗА;

4) информация о текущем состоянии функций РЗА

и режиме управления выводится в шкафу, где уста-
новлено устройство РЗА, и в АСУ ТП независимо
от выбранного режима управления (рисунок 3).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ВЫВОДЫ

После  завершения  проекта  внедрения  цифрового
дистанционного управления оборудованием и функ-
циями  РЗА  на  подстанциях  появится  возможность
выполнять  удаленное  оперативно-технологическое
и  оперативно-диспетчерское  управление  всем  обо-
рудованием РУ 110–220 кВ, Т(АТ) 110–220 кВ, СВ 10–
20 кВ по типовому бланку переключений без ограни-
чений и выезда персонала на подстанции.

Проведенные работы и реализованные научно-

технические  решения  в  НИОКР  позволили  понять,
что внедрение цифрового дистанционного управле-
ния оборудованием и функциями устройств МП РЗА
возможно на действующих подстанциях с уже суще-
ствующими  РЗА  и  АСУ  ТП  без  их  глубокой  перера-
ботки  и  вне  зависимости  от  применяемых  моделей
РЗА  и  ограничений  в  несоответствии  требованиям
НТД. Опыт создания и внедрения на пилотных под-
станциях  ПАО  «Россети  Московский  регион»  циф-
рового  защищенного  дистанционного  управления
функциями  РЗА  позволяет  в  дальнейшем  успешно
тиражировать технологию ДУ РЗА на других объек-
тах ПАО «Россети».

Отдельно следует отметить, что важным сопут-

ствующим  элементом  процесса  внедрения  дис-
танционного  управления  является  синхронизация
этого  процесса  с  процессом  внедрения  и  сопут-
ствующего усовершенствования автоматизирован-
ных систем мониторинга и анализа функционирова-

ния  устройств  РЗА  на  объектах
ЕНЭС,  что  обеспечит  в  целом
повышение надежности системы
релейной  защиты  и  автоматики
объекта  и  снижение  количества
случаев  неправильной  работы
устройств РЗА [4].

Реализация НИОКР является

развитием  предыдущего  опыта
и  очередным  шагом  на  пути  со-
здания  технологий  телеуправле-
ния  и  цифровизации  российской
электроэнергетики,  выполнение
которого позволяет получить зна-
чительный  положительный  эф-
фект  за  счет  построения  на  их
базе  более  эффективных  моде-
лей  управления  технологически-
ми и бизнес-процессами.

Рис

. 3.

Пример

экрана

отображения

состояния

управления

функциями

РЗА

АСУ

ТП

ЛИТЕРАТУРА
1. Приказ Минэнерго России от

25.10.2017  №  1013  «Правила  ор-
ганизации  технического  обслужи-
вания  и  ремонта  объектов  элек-

троэнергетики». URL: https://docs.
cntd.ru/document/542610975.

2. СТО 34.01-4.1-005-2017. Прави-

ла технического обслуживания

устройств релейной защиты, авто-
матики,  дистанционного  управле-
ния  и  сигнализации  на  объектах
электросетевого  комплекса.  URL:

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

И АВТОМАТИКА

Page 7

117

https://www.rosseti.ru/investment/
standart/corp_standart/doc/CTO_
34.01-4.1-005-2017_PTO_RZA.pdf.

3. CTO 34.01-4.1-007-2018. Техниче-

ские  требования  к  автоматизиро-
ванному  мониторингу  устройств
РЗА,  в  том  числе  работающих  по
стандарту МЭК 61850. URL: https://
www.rosseti.ru/investment/standart/

corp_standart/doc/CTO_34.01-4.1-
007-2018.pdf.

4. МЭК 61850-8.1. Корпоративный

профиль МЭК 61850 ПАО «ФСК
ЕЭС». URL: https://www.fsk-ees.
ru/upload/docs/STO_56947007-
25.040.30.309-2020.pdf.

5. ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005.

Устройства и системы телеме ха –

ники. Протоколы передачи. URL:
https://docs.cntd.ru/document/
1200044743.

6. Федоров О., Рыбаков А. Разра-

ботка и внедрение компанией
«РТСофт»

автоматизированной

системы мониторинга и анализа
функционирования РЗА // Релей-
щик, 2019, № 3(35). С. 14–15.

REFERENCES
1. Order of the Ministry of Energy of

Russia  dated  25.10.2017  no.  1013
“On  arrangement  of  technical
maintenance  and  repair  of  electric
power  facilities”.    URL:  https://docs.
cntd.ru/document/542610975.

2. Company Standard STO 34.01-4.1-

005-2017. Technical maintenance
rules of relay protection, automation,
remote control and signaling devices
in power grid facilities. URL: https://
www.rosseti.ru/investment/standart/
corp_standart/doc/CTO_34.01-4.1-
005-2017_PTO_RZA.pdf.

3. Company Standard STO 34.01-4.1-

007-2018.  Technical  requirements
to  automated  monitoring  of  relay
protection  and  automation  devices,
including  those  complying  with  IEC
61850 standard.  URL: https://www.
rosseti.ru/investment/standart/corp_
standart/doc/CTO_34.01-4.1-007-
2018.pdf.

4. IEC 61850-8.1. IEC 61850 Corporate

proﬁ le of PJSC FGC UES. URL:
https://www.fsk-ees.ru/upload/docs/
STO_56947007-25.040.30.309-
2020.pdf.

5. State Standard GOST R IEC 60870-

5-103-2005.  Telecontrol  equipment
and  systems.  Part  5.  Transmission
protocols.  URL:  https://docs.cntd.ru/
document/1200044743.

6. Fedorov O., Rybakov A. Development

and  introduction  of  automated  relay
protection  and  automation  function
monitoring  and  analysis  system
by  RTSoft  company  //

Releyshchik

[Relay Engineer], 2019, no. 3(35),
pp. 14–15. (In Russian)

Издательство

журнала

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ

Передача

распределение

выпустило

книгу

академика

РАЕН

профессора

НЕПОМНЯЩЕГО

Тираж

книги

5000

экз

объем

196

формат

170

235

мм

Для

приобретения

издания

необходимо

позвонить

по

многоканальному

телефону

+7 (495) 645-12-41

или

написать

по

e-mail: [email protected]

В  монографии  исследована  надежность  оборудования
электростанций и электрических сетей напряжением 1150–
10(6)  кВ,  разработана  методика  сбора  и  статистичес кой
обработки  информации  о  надежности  оборудования.  На
основе статистических данных и расчетов определены ос-
новные  параметры  надежности  и  динамика  их  изменения
в процессе эксплуатации. Выявлены статистические зако-
ны распределения отказов и времени восстановления эле-
ментов энергосис тем. Проведено их сравнение с зарубеж-
ными данными.

№

5 (68) 2021

Оригинал статьи: Внедрение цифрового дистанционного управления оборудованием и МП устройствами РЗА на подстанциях 110–220 кВ ПАО «Россети Московский регион»

Ключевые слова: цифровое дистанционное управление оборудованием и устройствами РЗА, микропроцессорные устройства РЗА, АСУ ТП

Читать онлайн

В статье представлены результаты НИОКР «Организация цифрового дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА электрических распределительных устройств подстанций распределительных электрических сетей», основные достоинства реализации данного проекта, а также особенности реализации дистанционного управления устройствами и функциями РЗА и АСУ ТП различных производителей с учетом современных требований по информационной безопасности и цифровым каналам связи.