Author: Беляев А.В. Рояк М.Ш.
Tags: электротехника электроэнергетика автоматика автоматизация журнал энергетик серия библиотека электротехника
ISBN: 0013-7278
Year: 2015
Text
Библиотечка электротехника. 2015. ns 11
А. В. Беляев
М. Ш. Рояк
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛ Е КТРОСН АБЖЕН И ЕМ
НА БАЗЕ ЦИФРОВЫХ
ТЕРМИНАЛОВ РЗА
ПР № ЭЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ
фнвмпж
Вниманию специалистов
Вышли в свет следующие выпуски
«Бпоппотечкп зпектротехнпка»:
Языков А. Ем Мурманский Б. Е. Повреждения подшипников паро-
чых турбин
Маруда И. Ф. Релейная защита электрических объектов. Часть 1.
Логические защиты
Маруда И. Ф. Релейная защита электрических объектов. Часть 2.
Токовые защиты нулевом последовательности
Бускунов Р. 111., Марушкин В. М. Регенеративный подогре, и тер-
мическая обработка ?оды на электростанциях. Часть 1. Регенера-
тивная система
Бускунов Р. LU.t Марушкин В М. Регенеративным подогрев и тер-
мическая обработка воды на электростанциях. Часть 2. Деаэрато-
ры и испарители
Гл адштейн В. И., Устюжан и нов А. Л. Надежность и контроль метал-
ла паропроводов из высокохроммстых жаропрочных сталей ново-
го поколения. Части 1 и 2
Эдельман В. И. Развитие механизмов управления надежностью
электроснабжения в современных условиях
“□сзчастнов Г. А., Безчастнов К» Км Безчастнов А. К., Измени Т. М.,
Прокопенко Н. Н., Старцев А. В. Механические напряжения в сердеч-
никах статора гидрогенератора
Подписку можно оформить в любом почтовом отделении связи по
объединенному каталогу «ПРЕССА РОССИИ». Том 1. Российские
и зарубежные газеты и журналы, а также в РЕДАКЦИИ.
Подписной индекс «Библиотечки электротехника» —
приложения к журналу «Энергетик»
88983
Адрес редакции
журнала «Энергетик»:
115280, Москва, ул. Автозаводская, д. 14.
Телефон (495) 675-19-06.
E-mail: energetick@mail.ru
Библиотечка электротехника
Приложение к журналу «Энергетик»
Основана в июне 1998 г.
Выпуск 11 (2031
А. В. Беляев,
М. Ш. Рояк
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ
НА БАЗЕ ЦИФРОВЫХ
ТЕРМИНАЛОВ РЗА
Москва
НТФ «Энергопрогресс», «Энергетик»
2015
УДК 621.316.925
ББК 31.27-05
Б 43
Главный редактор журнала «Энергетик» Э. ГГ ВОЛКОВ
РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ
«Библиотечки электротехника»
И. И. Батюк(зам. председателя). К. М. Антипов, Г. А. Безчастнсв,
А. Н. Жулев. В. А. Забегалов, Ф. Л. Коган, В. И. Кочкарев,
Н. В. Лисицын, В. И. Пуляев, А. И. 1 аджибасв
Беляев А. В., Рояк М. Ш.
Б 43 Автоматизированные системы управления электроснаб-
жением на базе цифровых терминалов РЗА.. — Мл НТФ
«Энергопрогресс», 2015. — 108 с.: ил. [Библиотечка электро-
техника, приложение к журналу «Энергетик»; Выл. И (203)].
Рассмотрены особенности выполнения и перспективы развития ав-
томатизированных систем управления в энергетике, построенных на
базе цифровых устройств релейной защиты и автоматики.
Может быть полезна при эксплуатации автоматизированных систем
управления, при составлении технических заданий на их создание и при
рабочем проектировании.
ISSN 0013-7278
© НТ Ф «Энерго!iporpccc», «Энергетик», 2015
Предисловие
В настоящее время автоматизированные системы управления
(АСУ) электроснабжением находят все большее распростране-
ние. Они позволяют оптимизировать режимное управление энер-
гетическими объектами, улучшить качество оперативно-диспет-
черского управления и облегчить условия труда оперативного
персонала. Ими оснащаются все новые предприятия, подстанции
и сети, а в Правила технической эксплуатации электрических се-
тей и электроустановок введены главы, посвященные эксплуата-
ции этих систем [1, 2].
В общем случае при автоматизации объектов энергетики мы
имеем дело с разнородными по скорости протекания процесса-
ми — быстрыми электрическими, характерными для электриче-
ских сетей и систем, и медленными, характерными для систем те-
пловодоснабжения (ТВС) и водоотведения (ВО). Системы АСУ
электроэнергетики составляют базу, основу для построения всей
автоматизированной системы управления энергоснабжением,
они без затруднений могут включать в себя управление объектами
ТВС и ВО.
В настоящей брошюре рассмотрены основные принципы по-
строения АСУЭ промышленных предприятий и подстанций, на
которых релейная защита и автоматика выполнена на базе цифро-
вых терминалов РЗА.
Учебников по построению АСУЭ нет. Есть множество работ,
посвященных построению компьютерных сетей, например [3—5].
Однако этого недостаточно для создания нормально функциони-
рующей АСУЭ. Это объясняется тем, что АСУЭ находится на сты-
ке разных областей знаний: компьютерных технологий, релейной
защиты и автоматики электрических сетей, диспетчерского
управления режимами их работы, инженерной психологии.
3
Авторы не ставят своей задачей рассмотрение глобальных во-
просов АСУЭ, относящихся к вычислительной технике. Цель в
другом — показать, как должны быть выполнены эти системы с
точки зрения пользователя, осветить опыт их адаптации к объек-
там применения, поскольку массовое внедрение АСУЭ выявило
не только их достоинства, но и недостатки.
АСУТП электростанций здесь не рассматривается, это отдель-
ная область знаний, с которой читатель может ознакомиться, об-
ратившись к работе [6]. Не рассматриваются также системы ком-
мерческого учета энергоресурсов АСКУЭР (их выполняют по от-
дельным правилам) и способы включения в АСУЭ объектов ТВС
и ВО.
Авторы надеются, что приведенный здесь материал поможет
читателям быстрее освоить эти системы.
Замечания и пожелания по брошюре
просим направлять по адресу:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14.
Редакция журнала «Энергетик».
Авторы
4
ГЛАВА ПЕРВАЯ
Место АСУЭ в структуре
АСУ ТП предприятия
Для управления предприятием со сложным технологическим
циклом необходимы две самостоятельные АСУ: АСУ ТП — авто-
матизированная система управления технологическим процес-
сом и АСУ П (АСУ ПХД) — автоматизированная система управле-
ния производством (производственно-хозяйственной деятельно-
стью) [2].
АСУ ТП решает в реальном масштабе времени комплексы за-
дач оперативного управления основным и вспомогательным обо-
рудованием; обработки и отображения оперативной информа-
ции; ведения нормального режима, сигнализации ненормальных
и аварийных режимов, регистрации аварийных ситуаций; форми-
рования базы данных, ведения сменных и суточных ведомостей,
архива и др.
АСУ П решает комплексы задач управления производством
(без привязки к реальному времени) по технико-экономическому
планированию; управлению ремонтом оборудования, сбытом
продукции, качеством продукции, стандартизацией и метрологи-
ей, энергоресурсами, материально-техническим снабжением;
управлению кадрами, подготовкой эксплуатационного персона-
ла; бухгалтерскому учету; общему административному управле-
нию.
АСУ ТП и АСУ П — принципиально разные подсистемы с
разными требованиями, разными базами данных и разными сер-
верами сети. Они могут функционировать как самостоятельные
системы или подсистемы интегрированной АСУ, в которой орга-
низован частичный взаимный доступ к базе данных другой под-
системы с блокировкой от несанкционированных действий.
5
Отличительной особенностью АСУ ТП предприятий является
одновременное управление разнородными технологическими
процессами: основным тепломеханическим процессом; передачи
и распределения (выработки) электроэнергии; тепловодоснабже-
ния и водоотведения и др. Скорости протекания контролируемых
процессов, особенно электрических и тепломеханических, суще-
ственно различаются. Различается и оборудование, применяемое
для их автоматизации, а также специализация операторов, что
обычно требует самостоятельных подсистем АСУ и рабочих стан-
ций (автоматизированных рабочих мест АРМ) операторов [7].
Таким образом, АСУ предприятия в общем виде интегрируется
как минимум из трех подсистем: технологической (тепломехани-
ческой), электрической и ПХД. На электростанциях четко выде-
ляются четыре подсистемы АСУ: тепломеханической части, элек-
трической части, режимного и противоаварийного управления.
ПХД.
Разделение АСУ ТП на подсистемы обеспечивает рациональ-
ное использование аппаратных средств с учетом особенностей и
скорости протекания контролируемых процессов, бесконфликт-
ность работы подсистем вследствие разделения аппаратных и
программных средств, их наилучшую адаптацию к источникам
первичной информации и к специфике оперативного управления
процессами.
Рассмотрим АСУ ТП предприятия, предназначенную для кон-
троля и управления несколькими технологическими процессами
(АСУ ПХД далее не рассматривается). Структурная схема АСУ ТП
содержит два функциональных уровня (рис. 1.1):
• нижний уровень, на котором осуществляется ввод в АСУ
сигналов и параметров от технологических установок через уст-
ройства связи с объектом (УСО), автоматическое управление и
контроль физических параметров технологических процессов че-
рез системы автоматического управления (САУ). В разных точках
технологической цепи на первичном оборудовании установлены
датчики Д, измерительные преобразователи ИП и исполнитель-
ные механизмы ИМ, управляемые от С4У, из АСУ ТП или по
месту;
• верхний уровень, где ведется база данных БД, находятся ра-
бочие станции операторов PC, осуществляется дистанционное и
6
Сервер
САУ УСО
Д ИМ Д ИМ
Подсистема 1
Подсистема 2
Каналы
связи
Нижний
>- уровень
АСУТП
Верхний
> уровень
АСУТП
АСУ ТП основной технологии
Рис. 1. /. Упрощенная структурная схема АСУ ТП предприятия
групповое автоматическое управление технологическими про-
цессами.
Аппаратура верхнего уровня территориально удалена от ниж-
него, они связаны между собой каналами передачи информации.
Рассмотрим стадии жизненного цикла АСУ ТП и, в частности,
АСУЭ.
Этап разработки технического задания (ТЗ) на систему. Разра-
ботка ТЗ необходима для того, чтобы у всех участников процесса
создания АСУ ТП и будущего пользователя было одинаковое и
полное представление о составе и свойствах системы. На основа-
нии ТЗ в дальнейшем состоится приемка системы в эксплуата-
цию, в процессе которой проверяется соответствие системы тому
образу, который был создан в этом документе. На этом этапе оп-
ределяют цель создания и основные требования к системе, состав
и содержание работ по ее созданию, функции АСУ, требования к
видам обеспечения, надежности, безопасности, предполагаемая
структурная схема, перечни основных сигналов, порядок контро-
ля и приемки системы и др. [8].
Техническое задание на разработку комплексных интегриро-
ванных АСУ ТП обычно создается группой специалистов разных
областей знаний. Это предполагает функциональное разделение
7
АСУ на отдельные для разных технологических процессов под-
системы и разработку частных технических заданий на эти под-
системы, в том числе для АСУЭ.
Этап проектирования системы. На этом этапе выбирают плат-
форму (комплекс программно-технических средств) АСУ, выпол-
няют привязку системы к конкретному объекту. Составляют пла-
ны расположения технических средств АСУ, схемы подключения
к устройствам нижнего уровня, разрабатывают перечни сигналов,
алгоритмы управления, математическое обеспечение, мнемосхе-
мы для представления на рабочих станциях, необходимые для
оперативного управления, кабельные журналы, заказные специ-
фикации на поставку оборудования, локальные и объектные сме-
ты и др.
Построение АСУ ТП в виде отдельных подсистем значительно
облегчает проектирование, поскольку они получаются специали-
зированными, учитывающими особенности управляемого техно-
логического процесса, а каждая из них создается профессионала-
ми в своей области. Специализация позволяет оперативно вне-
дрять в проекты новые технические решения и избегать
проектных ошибок.
Объединение подсистем в единую АСУ ТП производится на
верхнем уровне системным интегратором (проектировщиком) со-
вместно с поставщиками комплексов программно-технических
средств. Интеграцию упрощает то обстоятельство, что количество
сигналов между подсистемами на несколько порядков меньше,
чем обрабатываемых в каждой из них.
Этап разработки, изготовления и конфигурирования системы. По
разработанным проектным решениям выполняется разработка
программного обеспечения (ПО), изготовление и конфигуриро-
вание подсистем АСУ под конкретный объект. Обычно эти рабо-
ты выполняются фирмой — поставщиком программно-техниче-
ских средств.
Этап монтажа и наладки. Разделение АСУ ТП на отдельные
подсистемы существенно облегчает процесс монтажа и наладки,
поскольку каждую из подсистем можно вводить в работу незави-
симо от состояния других.
Этап приемки в эксплуатацию. Приемка выполняется комисси-
ей, в которую входят специалисты разных отраслей знаний. Есте-
8
ствечно, что более качественная приемка будет обеспечена при
построении АСУ ТП в виде отдельных подсистем.
Этап эксплуатации. Здесь очевидны преимущества построения
АСУ с максимально отлаженными в условиях изготовителя под-
системами и с четкими границами зон ответственности операто-
ров.
Для поддержания высокоюуровня надежности АСУ входе экс-
плуатации требуется выполнять периодические плановые и вне-
плановые проверки первичного оборудования и аппаратных
средств АСУ, а также замену отдельных устройств при их неис-
правности или отказе. Разделение АСУ ТП на подсистемы обес-
печивает наибольшую наглядность и безопасность проведения
этих работ.
Этап модернизации системы. На этом этапе выполняют замену
технических и программных средств. В отличие от основного тех-
нологического оборудования, имеющего ресурс 20 — 40 лет, ин-
формационно-вычислительные системы устаревают гораздо бы-
стрее. Период поддержания производства этой аппаратуры, ком-
плектующих и программного обеспечения не превышает 8—12
лет, что объясняется быстрой сменой элементной базы. Поэтому
на стадии морального старения системы, скорее всего, потребует-
ся не только его замена, но и доработка и изменение ПО в смеж-
ных устройствах. Разделение АСУ I П на подсистемы обеспечива-
ет возможность поэтапной модернизации без остановки произ-
водства.
Этап утилизации. На этом этапе выполняют полную замену
оборудования АСУ. Разумеется, что разделение АСУ ТП на под-
системы облегчает такую операцию.
Выводы. Очевидно, что разделение АСУ Ты на подсистемы
управления разными технологическими процессами обеспечива-
ет ее наилучшие потребительские свойства на всех стадиях жиз-
ненного цикла. Здесь особенно выделяется подсистема управле-
ния электроснабжением в связи с ее спецификой, которая рас-
сматривается ниже. Соответственно, АСУЭ выполняют в виде
самостоятельной подсистемы со своей локальной вычисли гель-
ной сетью и сервером в составе общей АСУ" П объекта.
9
ГЛАВА ВТОРАЯ
Особенности систем электроснабжения
как объектов автоматизации
Общие положения. Электрические сети и системы электроснаб-
жения предприятий являются наиболее сложными и ответствен-
ными по сравнению с другими объектами автоматизации. Их ос-
новные особенности состоят в следующем:
• в каждый момент времени выработка электроэнергии строго
соответствует ее потреблению (склада электроэнергии нет);
• при нарушениях нормального режима электрические про-
цессы протекают так быстро, что предотвратить развитие аварий
оперативный персонал не в состоянии. Без автоматики нормаль-
ную работу системы электроснабжения обеспечить невозможно;
• нарушение нормального режима одного из элементов систе-
мы электроснабжения может привести к полному расстройству
производства, передачи и распределения электроэнергии и разва-
лу энергосистемы, что сопровождается колоссальным ущербом, а
в районах Крайнего Севера создает угрозу жизни людей целых ре-
гионов;
• восстановление нормального режима может занять сравни-
тельно длительное время. Считается, что если в течение получаса
не удалось восстановить нормальный режим, то период восста-
новления может затянуться на несколько суток из-за разряда ак-
кумуляторных батарей и потери оперативного тока, когда вклю-
чить выключатели без привлечения дополнительной техники не-
возможно.
Поэтому для АСУ систем электроснабжения характерно высо-
кое быстродействие на основных уровнях управления, адекватное
скорости процессов, протекающих в электрических сетях. На
10
нижнем уровне АСУЭ применяют специализированные быстро-
действующие устройства релейной защиты и автоматики, осцил-
лографирование быстрых переходных аварийных процессов и
развития аварий. На верхнем уровне предусматривают минималь-
ные времена реакции системы и представления информации.
Для определения источника аварии, анализа и сопоставления
событий и процессов, происходящих в различных частях системы
электроснабжения, необходима их привязка к единому времени.
Кроме того, эти процессы должны быть сопоставимы по времени
с событиями, происходящими в энергосистеме. Поэтому в АСУЭ
предусматривают систему единого времени (СЕВ) во всех кон-
троллерах, распределенных по территории объекта. Точность
привязки событий к СЕВ определяется высокоскоростными про-
цессами, происходящими в системе электроснабжения. Система
единого времени обычно обеспечивает временную привязку пер-
вичной информации, поступающей от объекта, к государствен-
ной шкале единого времени с точностью не хуже 5 — 20 мс.
Для АСУ ТП, управляющих сравнительно медленными тепло-
механическими процессами, не требуется высокого быстродейст-
вия, а в ряде случаев и привязки событий к СЕВ с такой же точно-
стью, как в электроустановках. Поэтому, например, фирма АВВ
выпускает для управления тепломеханическими процессами ме-
нее сложные и более дешевые системы по сравнению с АСУЭ.
Для аппаратуры АСУЭ необходима высокая защищенность от
электромагнитных влияний (помех), поскольку значительная
часть аппаратуры территориально размешается в зонах, подвер-
женных этому влиянию. Все устройства и средства измерения
должны соответствовать специальным требованиям по защите от
помех.
Ввиду специфики процессов и разной профессиональной под-
готовки оперативного персонала системы диспетчерского управ-
ления тепломеханическими процессами и электроснабжения на
сложных объектах требуют самостоятельных рабочих мест опера-
торов.
Территориально технические средства АСУ электроустановок
и тепломеханических (технологических) АСУ обычно не совме-
щаются. Цифровые РЗА, устройства сопряжения с объектом
(УСО) и датчики (трансформаторы тока, напряжения, датчики
дискретных сигналов и др.) АСУ электроустановок размещаются
в электропомещениях КТП ОД кВ и РУ 6 — 220 кВ, доступ в кото-
рые имеет только специально подготовленный электротехниче-
ский персонал. УСО технологических АСУ и их датчики (темпе-
ратуры, давления, расхода и др.) размещаются в помещениях тех-
нологического оборудования, для доступа в которые не требуется
специальной электротехнической подготовки.
Структура программного обеспечения АСУЭ также имеет ряд
особенностей. К ним относится наличие задач противоаварийной
автоматики и защиты, противоаварийного автоматического
управления в целях обеспечения статической и динамической ус-
тойчивости, дистанционной смены уставок, регистрации и хране-
ния предаварийной и аварийной информации, обработки осцил-
лограмм с выявлением симметричных составляющих и построе-
нием векторных диаграмм и т.д. Для этих целей требуются, кроме
высокого быстродействия, большие объемы памяти в устройст-
вах, создание специализированного централизованного архива,
на базе которого могли бы решаться указанные задачи.
При разработке АСУЭ учитывают также характер обслужива-
ния электроустановок и климатические условия, в которых рабо-
тает система электроснабжения. Эксплуатация систем электро-
снабжения осуществляется в зависимости от местных условий с
минимальным количеством оперативного электротехнического
персонала с контролем ее работы с главного щита управления
ГЩУ (операторной) АСУЭ или без обслуживающего персонала в
автоматическом режиме с контролем ее работы с диспетчерского
пункта автоматизированной системы диспетчерского управления
(АСДУ) организации, обслуживающей электрические сети рай-
она.
Режимы работы системы электроснабжения. Исходя из требова-
ний надежности обычно рассматривают нормальные, аварийные
и послеаварийные режимы работы, в каждом из этих режимов
действуют свои устройства автоматики.
Нормальные режимы. В нормальном режиме работы главной
задачей является поддержание напряжения на шинах в соответст-
вии с ГОСТ 13109 — 97 и заданного значения активной и реактив-
ной мощности (коэффициента мощности) на вводах от энерго-
системы.
В нормальном режиме работа системы электроснабжения
обеспечивается оптимальной загрузкой оборудования в соответ-
12
ствии с утвержденным графиком электропотребления, а также ав-
томатикой нормального режима, состоящей из ряда следующих
устройств:
• автоматических регуляторов возбуждения (АРВ) синхрон-
ных электродвигателей (входят в состав возбудителей);
• автоматических регуляторов напряжения трансформаторов
(поставляются комплектно с трансформаторами);
• устройств автоматической компенсации реактивной мощ-
ности с помощью конденсаторных батарей.
Аварийные режимы. К аварийным режимам относятся корот-
кие замыкания, глубокие понижения частоты и напряжения, дли-
тельные перерывы электроснабжения. Аварийные режимы лока-
лизуются и ликвидируются с помощью устройств автоматики ава-
рийного режима, к которым относятся;
• релейная защита элементов электрической части (РЗА);
• автоматическая частотная разгрузка (АЧ Р);
• делительная автоматика (защита от потери питания на под-
станциях с синхронными электродвигателями);
• устройства предотвращения нарушений устойчивости и ли-
квидации асинхронных режимов (на подстанциях с мощными
с инхрон н ы м и электродвигателя ми).
Главными задачами устройств автоматики аварийного режима
являются:
• быстрое отключение поврежденного оборудования;
• быстрое выявление режима потери питания и отключение
синхронных двигателей (на подстанциях с синхронными электро-
двигателями) для предотвращения их несинхронных включений и
асинхронного хода;
• предотвращение аварийного снижения (повышения) часто-
ты;
• предотвращение аварийного снижения (повышения) напря-
жения.
Послеаварийныережимы, К послеаварийным относятся режи-
мы, возникающие после ликвидации аварийных режимов. По-
слеаварийные режимы ликвидируются устройствами автоматики
послеаварийных режимов, главной задачей которых является вос-
становление нормальной схемы и питания отключенных при лик-
видации аварии потребителей. К ним относятся:
13
• устройства автоматического включения резервного питания
в распредустройствах (АВР);
• устройства автоматического включения резервных механиз-
мов (технологические АВР);
• устройства частотного автоматического повторного включе-
ния (ЧАПВ);
• устройства автоматического повторною включения линий
электропередачи и синхронных электродвигателей (ЛПВ);
• устройства, обеспечивающие самозапуск электродвигателей
собственных нужд после перерывов электроснабжения.
АСУЭ объединяет перечисленные выше устройства за питы,
автоматики и регулирования в единую информационно-унрав-
ляющую систему, что создает возможность оперативному персо-
налу вести режим работы системы электроснабжения объекта и
питающей энергосистемы. При этом следует учитывать, что эти
устройства относительно самостоятельны, территориально они
могул находиться в разных частях системы электроснабжения, но
их действия подчиняются одной задаче и согласованы между со-
бой по принципам действия, алгоритмам регулирования и пара-
метрам срабатывания. В самостоятельности этих устройств и за-
ключается основной принцип надежности их действия в нормаль-
ных, аварийных и послеаварийных режимах.
14
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
Принципы построения АСУЭ
3.1. Функции и структура АСУЭ
Функции АСУЭ. АСУЭ функционирует в реальном масштабе
времени во всех эксплуатационных режимах работы объекта
(нормальном, ремонтном, аварийном, послсаварийном) и выпол-
няет следующие основные функции:
• формирование на рабочей станции оператора мнемосхемы
электроснабжения с отображением наиболее важных текущих па-
раметров;
• дистанционное управление выключателями главной элек-
трической схемы;
• контроль действий оператора при выполнении оперативных
переключений;
• дистанционное управление пуском и остановом аварийных
дизель-генераторов;
• обработка, регистрация и вывод на экран дисплея информа-
ции о событиях в текстовой (табличной) форме; предупредитель-
ная и аварийная сигнализация возникновения ненормальных и
аварийных режимов;
• предупредительная сигнализация о неисправностях уст-
ройств защиты и автоматики нижнего уровня;
• регистрация событий, аварийных и предупредительных сиг-
налов, срабатывания защит и автоматики с присвоением метки
времени, привязанных к астрономическому времени (к государ-
ственной шкале единого времени);
• вывод на дисплей необходимых документов по ликвидации
аварии;
15
• дистанционное изменение уставок и конфигурации цифро-
вых терминалов релейной зашиты и автоматики;
• контроль режима аккумуляторной батареи, параметров сети
оперативного постоянного тока и состояния подзарядных агрега-
тов;
• отображение и расшифровка осциллограмм аварийных и пе-
реходных процессов с привязкой к системе единого времени, с
выделением симметричных составляющих и моментов срабаты-
вания защит и автоматики. Верхний уровень АСУЭ должен иметь
технические и программные средства для считывания осцилло-
грамм из терминалов, их архивирования и просмотра на рабочей
станции ииженера-релейщика;
• диагностика и контроль состояния аппаратуры и программ-
ного обеспечения АСУЭ;
• формирование базы данных, ведение суточной и сменной
ведомости, графиков изменения текущих параметров, архива (в
том числе аварийной информации);
• работа с архивными файлами;
• распределение и вывод перечисленной выше информации
на мониторы рабочих мест в соответствии с принятой структурой
АСУЭ, получение твердой копии на принтерах рабочих мест;
• связь с АСУ ТП объекта, передача на верхний уровень необ-
ходимой информации о состоянии системы электроснабжения и
расходе электроэнергии (энергоресурсов);
• технический учет электроэнергии, формирование информа-
ции о потреблении электроэнергии. Технический учет электро-
энергии может быть организован через цифровые терминалы
РЗА. В настоящее время на предприятиях внедряют автоматизи-
рованные системы технического учета энергоресурсов АСТУЭР, в
которые, кроме учета электроэнергии включают учет и других
энергоресурсов (тепла, воды, газа и т. д.). В этом случае представ-
ление отчетов о техническом учете энсргоресурсовтакже является
одной из функций АСУЭ;
Структура АСУЭ. АСУЭ строится на базе локальной вычисли-
тельной сети (ЛВС) и представляет собой распределенную систе-
му, в которую включены территориально удаленные объекты.
Обобщенная структурная схема АСУЭ показана на рис. 3.1.
Основным источником информации в АСУЭ являются много-
функциональные цифровые устройства релейной защиты и авто-
16
Рис. 3.1. Структурная схема АСУЭ
матики системы электроснабжения ЦРЗА (терминалы), которые
одновременно являются устройствами нижнего уровня АСУЭ.
Они обеспечивают сбор и передачу на уровень операторной при-
мерно 90 % информации, необходимой для оперативного управ-
ления системой электроснабжения.
Естественно, что АСУЭ формируется, как правило, на базе се-
рийных специализированных систем управления фирмы-изгото-
вителя цифровых терминалов. Например, при применении тер-
миналов SPAC, REF, REL производства АВВ устанавливают соот-
ветствующую им систему MicroSCADA производства гой же
фирмы, при применении терминалов SIPROTEC фирмы Siemens
устанавливают систему SICAM PAS той же фирмы, при примене-
нии терминалов SEPAM производства Schneider Electric устанав-
ливают соответствующую им систему EMCS.
Попытки применить в качестве верхнего уровня «чужую» сис-
тему в ряде случаев приводят к ущербным решениям, а отладка
таких систем может длиться годами вместо одной-двух недель.
Часто существенно замедляется подъем сигналов, что лишает
17
персонал оперативности управления. Часть сигналов не удается
поднять на верхний уровень. Иногда эффект от таких решений
становится неожиданным.
Например, расшифровка осциллограмм с помощью техниче-
ских средств верхнего уровня одной фирмы, записанных терми-
налами производства другой фирмы, может дать неверные резуль-
таты. Так, осциллограммы, записанные терминалом SEPAM-80
«на выбеге» энергоблока с постепенным снижением частоты, рас-
шифрованные с помощью ПО Siemens, показывают, что частота
не изменяется, а расшифрованные с помощью «родной» системы
EMCS показывают изменение частоты от 50 до 40 Гц.
К сожалению, приходится сталкиваться со случаями, когда раз-
работкой АСУЭ занимаются фирмы, не имеющие никакого отно-
шения к электроэнергетике. В результате потребитель получает
АСУЭ, в которой метки времени событий присваиваются на верх-
нем уровне (разница с СЕВ 2 с и более); осциллограммы не под-
нимаются или читаются неверно; время доставки команд управ-
ления и отображения информации недопустимо большое; нет
чтения и редактирования уставок; нет необходимого перечня и
правильного наименования сигналов; в результате система пре-
вращается в ненужную игрушку.
Однако даже при применении систем АСУЭ того же изготови-
теля, что и ЦРЗА, требуется критический анализ систем и разра-
ботка технических решений по предотвращению некорректной
работы и улучшению технических характеристик (этот процесс
можно назвать адаптацией АСУЭ к условиям применения). При-
меры таких решений приведены в § 3.3 и 3.5.
Информация, получаемая от терминалов РЗА, используется на
рабочих станциях PC для формирования мнемосхемы распреду-
стройств, индикации текущих параметров, управления и других
целей. Однако при выводе присоединения в ремонт, когда с него
снимается оперативный ток, терминал перестает передавать ин-
формацию. Поэтому, чтобы получить на экране PC отображение
выведенного в ремонт выключателя, положения разъединителей
и заземляющих ножей, информацию от блок-контактов этих ап-
паратов передают через устройства сопряжения с объектом
(УСО), имеющие независимый от присоединений оперативный
ток. Питание УСО и заводимых на них цепей организуется от от-
18
дельного автоматического выключателя, поскольку оно не долж-
но зависеть от оперативного тока присоединения.
Информация от ЦРЗА, УСО и САУ передается по цифровым
волоконно-оптическим каналам на сервер, который занимает
центральное место в АСУЭ. Термин «сервер» происходит от анг-
лийского глагола serve (служить, обслуживать). Сервер обслужи-
вает потребности клиентов (рабочих станций, принтеров и др.).
Сервер системы — это мощный компьютер, который выполняет в
реальном времени две основные функции: во-первых, обеспечи-
вает ввод в базу данных информации о состоянии и режимах рабо-
ты объектов электроснабжения, во-вторых, по запросам рабочих
станций обеспечивает передачу из базы данных на эти станции за-
прашиваемую информацию.
К серверу подключены каналы связи с нижним уровнем управ-
ления, рабочие станции операторов (компьютеры), система еди-
ного времени, АСТУЭР и маршрутизатор.
Обычно в АСУЭ предусматривают следующие рабочие стан-
ции:
• PC дежурного оператора — предназначена для оперативного
управления системой электроснабжения;
• PC инженера-релейщика — предназначена для текущего об-
служивания цифровых терминалов РЗА, анализа и разбора аварий,
вызова осциллограмм, программирования терминалов;
• PC инженера-программиста — предназначена для общего
сопровождения и технического обслуживания системы.
В АСУЭ предусматривают также одну или несколько рабочих
станций энергетика, предназначенных для работы специалистов
службы энергоснабжения, например PC ТВС и PC ВО.
На всех рабочих станциях соответственно их назначению пре-
дусматривается допуск по индивидуальному паролю и блокиров-
ка от несанкционированных действий.
Рабочую станцию инженера-релейщика, как правило, устанав-
ливают в кабинете релейщика. Здесь же находится рабочий стол и
книжный шкаф с документацией, содержащей принципиальные
и монтажные схемы вторичной коммутации присоединений, про-
токолы проверок защит, трансформаторов тока и напряжения,
материалы по расчетам защит и автоматики, логические схемы
терминалов РЗА, инструкции по проверке и наладке защит раз-
ных типов, специальную литературу по РЗА.
19
АСУ ТП основной технологии и АСДУ подключены к АСУЭ
через маршрутизатор, с помощью которого осуществляется со-
единение этих разных сетей и пересылка пакетов данных между
ними.
Для решения вышеуказанных задач в АСУЭ предусматривают
следующие подсистемы (здесь деление на подсистемы несколько
условно, оно приведено лишь в целях концентрации внимания
читателя на наиболее важных аспектах построения АСУЭ):
• подсистема терминалов цифровой релейной зашиты и про-
тивоаварийной автоматики (ЦРЗА):
• подсистема ввода-вывода информации, не передаваемой че-
рез терминалы ЦРЗА;
• подсистема управления протяженными секционированны-
ми ЛЭП 6 (10) кВ, используемыми для питания удаленных потре-
бителей;
• подсистема ввода точного астрономического времени;
• подсистема центральной (общей .тля распредустройства) и
местной (в ячейках распредустройства) сигнализации.
Каждая из подсистем подробно рассмотрена в последующих
параграфах.
3.2- Подсистема ЦРЗА
Подсистема состоит из многофункциональных терминалов
ЦРЗА, выполняющих следующие функции:
• релейная защита трансформаторов, шин распредустройств и
отходящих присоединений, а также местная электроавтоматика
(АВР, АПВ, АЧР, ЧАПВ, делительная автоматика и др.);
• прием и исполнение команд с верхнего уровня на управле-
ние выключателями, установка единого времени. Установка еди-
ного времени может выполняться по информационным каналам
или через специально предназначенный дискретный вход (см.
§ 3.5);
• регистрация событий с привязкой к единому времени;
• прием и исполнение запросов на передачу текущих парамет-
ров присоединения, на ввод и передачу уставок ЦРЗА. текущего
ресурса выключателя (например, числа отключений КЗ и значе-
ния коммутируемого выключателем тока), аварийных событий,
20
неисправностей и других сообщений, подготовленных термина-
лом;
• формирование и отображение на дисплее терминала аварий-
ной и предупредительной сигнализации, а также режимной ин-
формации;
• осциллографирование аварийных процессов с автоматиче-
ским пуском осциллографа по факту выявления аварийного ре-
жима или ручным пуском по команде оператора, с запоминанием
лредаварийного и аварийного режимов в течение времени, доста-
точного для анализа причин возникновения аварии, хода аварий-
ного процесса и работы зашит и противоаварийной автоматики;
• ведение внутреннего архива событий и осциллограмм;
• другие функции в соответствии с логическими схемами тер-
миналов.
Конкретное описание алгоритмов работы защит и автоматики
каждого отдельного устройства ЦРЗА осуществляется на уровне
логических функциональных схем, которые должны разрабаты-
ваться в соответствии с требованиями «Правил устройства элек-
троустановок», руководящих указаний по релейной защите и ди-
рективных материалов по эксплуатации энергосистем. Логиче-
ские схемы являются заданием на общее программирование
терминалов на заводе-изготовителе ЦРЗА или в специализиро-
ванной организации. Эти схемы являются основой для разработ-
ки схем вторичной коммутации, которые являются продолжени-
ем логики и в совокупности обеспечивают правильную и надеж-
ную работу защиты, автоматики, управления и сигнализации.
Терминалы ЦРЗА и их логические функциональные схемы
должны быть полностью адаптированы к российским и отрасле-
вым условиям применения. Адаптация ЦРЗА — важнейшая об-
ласть работы, обеспечивающая надежность электроснабжения.
Необходимость адаптации вызвана тем, что производители тер-
миналов — это специалисты узкого профиля. Они хороню знают
свой аппарат, но зачастую плохо представляют себе условия его
эксплуатации, режимы работы и принципы автоматизации элек-
трических сетей, в которых он будет установлен, поскольку это
уже другая специальность. При применении импортных термина-
лов это особенно актуально, поскольку техническая идеология за-
рубежных ЦРЗА отличается от российской, что требует внесения
изменений в их конфигурацию.
21
Адаптация должна проводиться квалифицированным коллек-
тивом релейщиков, хорошо знающих российские и отраслевые
условия, совместно с фирмой — изготовителем терминалов.
В процессе адаптации выполняют анализ соответствия терми-
налов РЗА российским требованиям и конкретным объектам от-
расли; проверяют функциональные возможности терминалов, их
технические характеристики, в частности напряжение срабатыва-
ния дискретных входов, которое должно составлять нс менее 65 %
номинального напряжения оперативных цепей (о причинах ука-
зано в § 3.3). Разрабатывают унифицированные функциональные
схемы логики работы терминалов для всех видов присоединений.
Определяется необходимое число дискретных входов и контакт-
ных выходов для реализации поперечных связей между устрой-
ствами РЗА и ЦС. При необходимости вносят изменения в конст-
рукцию терминалов.
Особое внимание уделяют системе допуска к внутренней логи-
ке свободно программируемых терминалов. Доступ к вводу базо-
вой логики терминала должен быть отделен от доступа к вводу па-
раметров настройки терминала, т.е. изменение уставок запро-
граммированных элементов логики должно выполняться без
доступа к изменению логики.
Право доступа к вводу в терминал базовой логической схемы
или ее изменению должно быть только у разработчика логической
схемы и у фирмы-производителя терминала или специализиро-
ванного технического центра поставки терминала. Это позволит
предотвратить неквалифицированные или случайные изменения
базовой логической схемы терминала наладочным и эксплуата-
ционным персоналом.
Персонал местных релейных служб, как правило, не должен
иметь доступа к изменению логических схем. На месте эксплуата-
ции должна быть обеспечена лишь возможность ввода уставок за-
щит, таймеров логики, основных характеристик защищаемого
присоединения и ввода/вывода отдельных функций.
Поэтому может потребоваться внесение изменений (совместно
с разработчиками) не только в конструкцию терминалов, но и в
системы доступа к их программированию.
На основании разработанных логических схем выполняется
разработка сетки схем вторичной коммутации присоединений
(заданий КРУ строительным заводам).
22
Например, при адаптации терминалов SEPAM для электроус-
тановок ОАО «I азпром» были изменены климатические характе-
ристики на более жесткие, напряжения срабатывания дискретных
входов и система паролей доступа к программированию, увеличе-
но число входов и выходов. Разработаны логические схемы не-
полной дифференциальной защиты шин. ЗПП, специальных АВР
для ПС с СД, делительных защит для электростанций, дуговой за-
щиты и др.; разработана быстродействующая абсолютно селек-
тивная защита линий электропередачи с использованием приемо-
передатчиков дискретных команд ППДК. В конечном итоге соз-
дан банк типовых логических схем терминалов и схем вторичной
коммутации всех видов присоединений.
Разработчиком устройств ЦРЗА должна быть представлена тех-
ническая документация (техническое описание, руководство по
эксплуатации и др.) на русском языке. Также на русском языке
должны быть выполнены программное обеспечение устройств
ЦРЗА, надписи на устройстве и отображение информации на дис-
плее устройства.
Унифицированные сетки логических схем терминалов и вто-
ричных схем присоединений используют при проектировании
электроустановок. Из них проектные институты выбирают необ-
ходимые для конкретной электроустановки. В состав рабочего
проекта РЗА должны входить:
• логические схемы используемых терминалов (задание заво-
ду — изготовителю терминалов РЗА);
• схемы вторичной коммутации (задание заводу — изготови-
телю КРУ);
• полные схемы защиты, управления и сигнализации присое-
динений;
• схемы подключения;
• расчеты токов КЗ, зашит и автоматики;
• задания на рабочее программирование (наладку) термина-
лов.
Подробно об адаптации терминалов ЦРЗА можно прочитать в
[9].
На случай отказа управления через АСУЭ, а также для опробо-
вания и наладки должно быть предусмотрено местное управление
высоковольтными выключателями, аварийными дизель-генера-
торами, выключателями рабочего и резервного питания секций
23
собственных нужд, отдельными электродвигателями и другим
оборудованием* Переключатели выбора способа управления (ме-
стное/дистанционное) должны располагаться в месте нахожде-
ния местных ключей (кнопок) управления.
Перечни сигналов, передаваемых в АСУЭ, определяются при
проектировании, исходя из логических схем терминалов ЦРЗА и
схем вторичной коммутации электроустановок.
3.3. Подсистема ввода-вывода информации,
не передаваемой через терминалы ЦРЗА
Подсистема предназначена для:
• сбора и передачи на верхний уровень информации о положе-
нии заземляющих ножей и разъединителей на подстанциях
6 — 220 кВ; положении выкатных элементов и заземляющих но-
жей в КРУ 6 (10) кВ;
• сбора информации о положении выключателей, текущих
значениях токов и напряжений в электроустановках, не имеющих
терминалов ЦРЗА, а также управления этими выключателями;
• контроля режима аккумуляторной батареи и цепей щита по-
стоянного тока;
• сбора обобщенной аварийной и предупредительной сигна-
лизации на подстанциях*
Эта подсистема состоит из распределенных по территории уст-
ройств сопряжения с объектами автоматизации (УСО). С ее помо-
щью на экранах рабочих мест можно сформировать соответствую-
щие мнемосхемы в условиях, когда с цепей управления выключа-
телями присоединений и терминалов ЦРЗА снят оперативный
ток.
Каждое УСО представляет собой отдельный шкаф, в котором
размещены устройства для приема входных дискретных и анало-
говых сигналов от объектов, с которых снимается информация;
устройства гальванической развязки и преобразования сигналов
для ввода в контроллер; собственно контроллер с блоком пита-
ния, модулями ввода-вывода и цифровым каналом связи с верх-
ним уровнем; выходные реле для управления объектами, не
имеющими цифровых терминалов, например подстанциями
0,4 кВ.
24
Контроллер собирает информацию, привязывает ее к меткам
времени, упаковывает для передачи на верхний уровень, запоми-
нает на случай обрыва или сбоев канала связи, принимает коман-
ды верхнего уровня и управляет работой выходных реле. Предпоч-
тительно применять терминалы РЗА, УСО и верхний уровень од-
ного производителя, это обеспечит однотипность элементной
базы и протоколов обмена с верхним уровнем АСУ.
Питание УСО. Устройства УСО получают питание от того же
источника питания, что и релейная защита, например от источни-
ка постоянного тока напряжением 220 В или выпрямленного от
БПТ и БПНС. Следует признать неудовлетворительными реше-
ния, когда РЗА запитывают от аккумуляторной батареи, а УСО —
от переменного тока. Такое решение требует организации отдель-
ной сети оперативного переменного тока с бесперебойным пита-
нием, соответствующей сигнализации, выделения отдельных
клеммных рядов во вторичной коммутации ячеек и шкафов РЗА
для исключения случайного попадания переменного оперативно-
го тока в постоянный. Это усложняет эксплуатацию и снижает на-
дежность функционирования вторичных цепей.
УСО после появления питания оперативного тока должно быть
готовым к действию не позднее чем через 20 с. УСО нс должны
повреждаться при подаче напряжения оперативного постоянного
тока обратной полярности.
Дискретные входы. Эти входы предусматривают для сбора ин-
формации о положении разъединителей, заземляющих ножей,
выкатных элементов и других приборов и аппаратов.
Информация снимается с сухих сигнальных контактов этих ап-
паратов (под «сухим» понимается контакт, не связанный электри-
чески с цепями контролируемого аппарата или прибора), которые
подключают к дискретным входам УСО. Эти цепи получают пита-
ние со стороны УСО на напряжении 220 В оперативного тока.
Если модули дискретных входов в контроллеры УСО имеют рабо-
чее напряжение 24 В, то на входах модулей устанавливают преоб-
разователи входных сигналов 220/24 В. Для отстройки от дребезга
контактов и наведенных кратковременных импульсных помех в
контроллерах УСО устанавливают задержку приема входного сиг-
нала (обычно 5 — 20 мс), при меньшей длительности сигнал не
должен восприниматься. Предусматривают возможность пере-
программирования длительности задержки входного сигнала.
25
В редких случаях применяют сигналы типа «потенциальный
вход», потенциальные входы получают питание от контролируе-
мого аппарата.
Важнейшей характеристикой дискретного входа является его
напряжение срабатывания. Напряжение надежного несрабатыва-
ния должно быть не менее 0,65£/НОМ, надежного срабатывания
(0,75 — 0,8)t/HOM, где 6’ном — номинальное напряжение вторичных
цепей.
Это требование вызвано необходимостью отстройки от пере-
ходных процессов, происходящих в цепях оперативного постоян-
ного тока при замыканиях на землю.
Полюса оперативного тока («плюс» и «минус») имеют емкости
относительно земли. Жилы подключенных к УСО контрольных
кабелей также имеют емкости между собой и относительно земли.
В нормальном режиме эти емкости заряжены и вся сеть оператив-
ною тока находится в стабильном состоянии. При замыканиях на
землю одна из емкостей шунтируется и происходит перезаряд ем-
костей по всей сети, что сопровождается появлением кратковре-
менного импульса на дискретном входе и к его излишнему сраба-
тыванию.
С подобными проблемами столкнулись при внедрении новых
промежуточных реле РП-16 и PI1-18 с повышенным сопротивле-
нием обмоток (2U кОм) вместо реле РП 23 с сопротивлением
9,3 кОм (см. противоаварийный циркуляр № Ц-05-89-Э «О повы-
шении надежности работы устройств релей ной зашиты, автома-
тики и технологических защит при замыканиях на землю в сети
постоянного тока» [10]). Это проиллюстрировано на рис 3.2.
Реле KL с большим сопротивлением обмотки срабатывает при
замыканиях на землю:
• в точке 5 между обмоткой реле и управляющим этим реле
контактом из-за перезарядки суммарной собственной емкости С/
и С2 полюсов сети постоянного тока;
• в точках 7 или 2 при достаточно протяженном кабеле между
обмоткой реле и управляющим этим реле контактом из-за тока
дозаряда или разряда емкостей жилы кабеля по отношению к зем-
ле.
Кроме регулировки напряжения срабатывания реле, в цирку-
ляре предложено при наличии протяженного кабеля между об-
26
Рис. 3.2. Иллюстрация ложного срабатывания реле при замыканиях на землю в
сети постоянного операт ивного тока
моткой реле и управляющим этим реле контактом зашунтировать
обмотку реле резистором,
Олнаки для систем АСУ с устройствами УСО эти требования
часто не выполняют, обычно применяемые в АСУ преобразовате-
ли дискретных сигналов обладают низким порогом срабатывания
и могут ложно функционировать при указанных помехах. Ложная
информация попадает на верхний уровень АСУ, в результате на
экране рабочей станции оператор может наблюдать нереальную
картину, например, как на мнемосхеме самопроизвольно пере-
ключаются разъединители на открытой подстанции. Прохожде-
ние этих сигналов через УСО показано на рис. 3,3,
В ряде случаев это может приводить к излишнему включению
или отключению присоединений. Для цифровых терминалов ука-
занное напряжение срабатывания дискретных входов устанавли-
вается при их адаптации, поэтому терминал эти сигналы нс вос-
принимает 19].
Для УСО указанное напряжение срабатывания обеспечивается
подбором модулей дискретных входов контроллеров.
При отсутствии дискретных входов с указанными выше харак-
теристиками можно применить помехоустойчивые преобразова-
тели дискретных входов ППДВ-8 (на восемь входов, см. рис. 3.4)
производства специализированного управления «Леноргэнерго-
газ» (г. Санкт-Петербург).
Они устанавливаются на рейку вместо зажимов (зажимы рас-
положены внутри преобразователя), обеспечивают необходимые
пороги срабатывания и преобразование напряжения 220 В до до-
пустимого для ввода дискретных сигналов в контроллер.
27
Рис. 3.3. Прохождение ложных сигналов от УСО на рабочую станцию при замы-
каниях на землю в сети постоянного оперативного тока
Рис. 3.4. Устройство ППДВ-8 (л) и характеристика срабатывания его дискрет-
ных входов (/5)
28
= 220 В
Рабочая
станция
Рис. 3.5. Подавление ложных сигналов от УСО на рабочую станцию при замы-
каниях на землю в сети постоянного оперативного тока
После установки ППДВ-8 на входы в УСО ложные сигналы на
рабочую станцию не проходят (рис, 3.5),
Устройство ППДВ-8 имеет две дополнительные функции:
• кратковременное повышение входного тока до 25 мА (вме-
сто обычного 4 — 5 мА) при появлении входного сигнала, это спо-
собствует уверенному пробиванию оксидной пленки на контак-
тах сигнального реле и четкому приему сигнала;
• при отсутствии входного сигнала обеспечивается такое со-
противление между входом и минусом оперативного тока, при ко-
тором штатное устройство контроля изоляции (УКИ) в сети по-
стоянного тока может зарегистрировать появление «земли» со
стороны этого входа.
Особенности передачи дискретных сигналов на напряжении 24 В.
В ряде случаев для передачи дискретных сигналов приходится
применять напряжение 24 В. При этом необходимо учитывать из-
ложенные ниже особенности.
Известно, что чувствительность цифровой техники к помехам
на несколько порядков выше, чем электромеханической, причем
чем ниже напряжение оперативного тока, тем больше влияние
помех. Наряду с этим, чем ниже напряжение оперативного тока,
29
тем больше вероятность отказов из-за несоответствия минималь-
ной коммутируемой мощности управляющих контактов входно-
му току дискретных модулей цифровых устройств. При этом ми-
нимальный коммутируемый контактами реле ток зависит от мате-
риала контактов и напряжения на контакте.
В качестве управляющих чаще всего применяются контакты из
AgCdO (серебро 90 % + оксид кадмия 10 %) или AgNi (серебро
90 — 95 % Еникель 5—10 %). На поверхности контактов образу-
ется пленка Ag?O (оксид серебра) или Ag2S (сульфид серебра) тол-
щиной 0,1 — 0,2 мкм, которая обладает свойствами диэлектрика.
Оксидно-сульфидные пленки механически нестойки и разруша-
ются при трении контактов реле друг о друга (механическая очи-
стка), при приложении к ним высокого напряжения (высоко-
вольтный пробой) или при протекании тока, разогревающего
пленку в месте контакта, вследствие чего она разрушается (термо-
электрическая очистка).
Опыт эксплуатации реле с контактами из AgCdO — AgNi пока-
зывает, что при напряжении более 100 В (постоянном или пере-
менном, безразлично) работают все три вида очистки контактов и
проблем с контактированием не бывает. При этом значение
минимальною тока контактирования может составлять от 0J
до 1 мА.
Основные проблемы с контактированием начинаются при низ-
ком напряжении оперативного тока, когда очистка контакта вы-
соковольтным пробоем отсутст вуст и работает в основном термо-
электрическая очистка протекающим током и механическая очи-
стка.
В качестве примера рассмотрим случай, когда информацион-
ные сигналы, передаваемые в контроллер, формируются контак-
тами реле Relpol R15. Для реле с двумя или тремя переключающи-
ми контактами из AgNi минимальное коммутируемое напряже-
ние составляет 5 В, минимальный коммутируемый ток 5 мА,
минимальная коммутируемая мощность 0,3 Вт.
Правило минимальной коммутируемой мощности использует-
ся всегда. Если напряжение на контакте достаточно высокое (110
или 220 В), то обеспечиваю гея все три вида очистки контактов
(механическая, высоковольтный пробой и термоэлектрическая),
и это правило является единственным критерием надежного кон-
30
тактирования. Правило минимального коммутируемого тока
здесь не действует.
Поэтому для указанного реле при напряжении 220 В надеж-
ность контактирования обеспечивается при токе
0,3 В г: 220 В = 0,00136 А или 1,36 мА и более. В этом случае га-
рантируется паспортное значение переходного сопротивления
контактов реле, равное 0,1 Ом максимум. Контактирование со-
стоится и при меньших токах, но при этом переходное сопротив-
ление контакта может увеличиться до I Ома. Однако это не долж-
но повлиять на работу дискретного входа, имеющего на порядок
большее сопротивление.
При напряжениях ниже 0,3 Вт : 0,005 А = 60 В, когда очистка
контактов высоковольтным пробоем отсутствует, дополнительно
к правилу минимальной коммутируемой мощности необходимо
рассмотреть правило минимального коммутируемого тока.
Для того же реле при напряжении 24 В надежность контактиро-
вания обеспечивается при токе 0,3 Зт : 24 В = 0,0125 А или
12,5 мА. Значение минимального коммутируемого тока, равное
5 мА, является допустимым, если для пользователя будет прием-
лемым увеличение значения переходного сопротивления замкну-
тых контактов реле до 0,5 Ом (вместо гарантируемого 0,1 Ом при
токе 12,5 мА). С точки зрения максимальной надежности при
многолетней эксплуатации лучше обеспечить ток 12,5 мА.
Если в УСО применить контроллеры, указанные в табл. 3.1, то
надежность контактирования не гарантируется, поскольку вход-
ной ток дискретных входов контроллера значительно меньше тре-
Таблица 3.1. Характеристики модулей дискретных входов контроллеров
Тип контроллера Изготовитель Тип модуля Номиналь- ное напря- жение, В Номинальный ток дискретного входа модуля, мА
М 340 Schneider Electric BMX DDI 1602 =24 3.5
Quantum 140 DDI 35300 “24 ! 3,5
Quantum 140 DAI 74000 -230 9,7
Quantum 140 DAI 75300 -230 2,6
S7-300 Siemens 321-7BH01-OABO 24 7
S7-300 321-lEElO-OAAO 230 17,3
S7-400 421-1FHOO-OAAO 230 5
S7-400 421-1FH20-OAAO 230 14
31
буемого, т. е. несмотря на замкнутый контакт реле сигнал может
отсутствовать.
Из этого положения могут быть два выхода:
• подключить параллельно входу контроллера резистор таким
образом, чтобы увеличить ток через контакты реле до 12,5 мА. Для
этой цели можно использовать клеммы со встроенными подгру-
зочными резисторами;
• применить реле с другим материалом контактов. Например,
для материала контактов AgNi/Au 5 мкм минимальное коммути-
руемое напряжение 5 В, минимальный коммутируемый ток 2 мА,
минимальная коммутируемая мощность 0,05 В г. Необходимые
требования будут выдержаны, но контакты будут позолочены, а
реле в 2 раза дороже, чем в предыдущем случае.
Предпочтительнее оказывается первый вариант, тем более, что
при необходимости замены этих реле в процессе эксплуатации не
будет проблем с входными токами.
Кроме того, при напряжении 24 В и большой длине кабеля ме-
жду управляющим контактом и контроллером возникает пробле-
ма с защитой сети, поскольку значения тока КЗ сопоставимы с то-
ком нагрузки. Например, при длине кабеля 300 м сопротивление
проводов (жил кабеля) составит
''пр = W = 600/(57 П ,5) = 7 Ом,
где / — длина проводов (два по 300 м), м; .v — сечение провода, мм2;
у — удельная проводимость, мДОм-мм2), для меди равна 57, для
алюминия — 34,5.
Соответствующий ток КЗ составит всего 24/7 = 3,4 А.
Необходимо также обеспечить сигнализацию замыканий на
землю в сети 24 В.
Исключить эти проблемы можно выполнив передачу сигналов
на постоянном оперативном напряжении 220 В (рис. 3.6).
Для преобразования сигналов на напряжение 24 В можно в со-
ставе УСО установить помехоустойчивые преобразователи дис-
кретных входов ППДВ-8. При этом ток, протекающий через кон-
такты реле, равен 4 мА, коммутируемая контактами мощность
даже при пониженном оперативном напряжении будет
Р= 0,8 - 220 -4 = 704 мВт,
32
В составе источника
информации
Рис. 3.6. Схема передачи сигналов от источника информации в УСО с примене-
нием ППДВ-8
что больше минимальной коммутируемой мощности контактов
этих реле, составляющей 300 мВт. С учетом форсировки тока в мо-
мент коммутации (до 25 мА) надежность контактирования
обеспечена.
Аналоговые входы. Эти входы предусматривают для передачи
информации на верхний уровень АСУ от установок, не имеющих
цифровых терминалов РЗА, например, от К ГП 6(10)/0,4 кВ. от
щита постоянного тока и т. д. Используются сигналы, получае-
мые от трансформаторов тока (переменный ток 5 А с частотой
50 ± 5 Гц, df/dt< i0 Гц/с), трансформаторов напряжения (пере-
менное междуфазное напряжение ИОВ с частотой 50 ± 5 Гц,
df/dt< 10 Гц/с), а также сигналы напряжения, получаемые непо-
средственно от шин 0,4 кВ или установок постоянного тока на-
пряжением 220 В, 24 В. Поскольку используемые в контроллерах
модули ввода аналоговых сигналов принимают только нормиро-
33
ванные сигналы, то устанавливают серпi ;ные нормирующие пре-
образователи тока, напряжения, частоты, мощности* Использу-
ются также сигналы, получаемые отдатчиков температуры, дав-
ления, уровня, расхода.
В болычинстве случаев в контроллер вводятся следующие ана-
логовые сигналы:
• сигнал постоянного напряжения в диапазоне 0 — 10(0 — 5) В
на нагрузке не менее 1 кОм;
• сигнал постоянною тока в диапазоне 0 — 5 мА, 0 — 20 мА,
4 — 20 мА.
Особо отметим, что ввиду большой постоянной времени эти
преобразователи нельзя использовать для защиты и автоматики,
требующих высокого быстродействия.
Вторичные цепи переменного тока, подключенные к транс-
форматорам тока, должны без повреждений выдерживать ток
80/ном (действующее значение периодической составляющей) в
течение 1 с. Все элементы, обтекаемые током в нормальном режи-
ме, должны длительно выдерживать 300 % номинального значе-
ния переменного тока, 110 % напряжения оперативного постоян-
ного тока и 120 % номинального значения переменного напряже-
ния.
Дискретные выходы. Эти выходы предусматривают для управ-
ления с верхнего уровня АСУЭ установками, не имеющими циф-
ровых терминалов РЗА. Для реализации управляющих команд в
составе УСО предусматривают выходные реле, способные комму-
тировать следующие цепи управления:
• магнитными пускателями при напряжении 380 В 50 Гц с
коммутируемым током 1 и 6 А;
• высоковольтными выключателями с параметрами цепи по-
стоянного тока 250 В, 2.5 А, постоянная времени L/R < 50 мс;
• устройствами автоматики и сигнализации с параметрами
цепи постоянного тока 250 В, 0,15 A, L/R < 50 мс;
• исполнительными механизмами при напряжении 27(24) В с
коммутируемым током 2 Л.
Время срабатывания дискретных выходов обычно не более
20 мс.
34
3.4- Подсистема управления
протяженными секционированными ЛЭП
напряжением 6 - 10 кВ
В системах электроснабжения часто встречаются потребители,
удаленные от центров питания и распределенные на большой тер-
ритории. Для их электроснабжения используются протяженные
линии электропередачи (ЛЭП) напряжением 10(6) кВ, которые
подключают к РУ 10(6) кВ центров питания. Для локализации
аварий и повышения надежности электроснабжения потребите-
лей ЛЭП секционируют на отдельные участки с помощью уста-
новки комплектных пунктов продольного (последовательного)
или поперечного (параллельного) секционирования со встроен-
ными высоковольтными выключателями и устройствами РЗА
[ 13]. ЛЭП могут иметь несколько источников питания, К секциям
ЛЭП подключаются К7П 10(6)70,4 кВ электроснабжения потре-
бителей. Такие схемы электроснабжения применяют для линей-
ных потребителей магистральных трубопроводов, кустов скважин
на объектах добычи газа, распределенных на больших территори-
ях мелких промышленных производств, сельских поселков и дру-
гих потребителей.
Для надежного электроснабжения подключенных потребите-
лей осуществляется комплексная автоматизация сетей с примене-
нием следующих основных устройств:
• релейной защиты, осуществляющей защиту линии, в том
числе выделение поврежденного участка сети;
• устройств автоматического повторного включения (АПВ);
• устройств сетевого автоматического включения резервного
питания (АВР);
• устройств автоматического деления сети (делительной авто-
матики ДА);
• устройств определения мест повреждений на ЛЭП (ОМП).
Все пункты секционирования оборудуются средствами теле-
управления и телесигнализации.
На пунктах секционирования с АВР выполняют так называе-
мое сетевое АВР, которое существенно отличается от местного. В
схемах местного АВР пусковой орган напряжения действует на
отключение выключателя рабочего питания, по факту отключе-
ния которого выполняется включение выключателя резервного
35
Б
Рис 3.7. Схема ВЛ 10(6) кВ с двухсторонним питанием, сетевым резервировани-
ем (АВР) и последовательно-параллельным секционированием
питания. В схемах сетевого АВР пусковой орган напряжения дей-
ствует на включение выключателя резервного питания. Однако
перед его включением выключатель рабочего питания на проти-
воположном конце линии отключается делительной автомати-
кой, в качестве которой используется, например, защита мини-
мального напряжения. Действия сетевого АВР и ДА согласуют по
времени. Сетевое АВР выполняют двухсторонним (оно срабаты-
вает при потере напряжения на любой из сторон секционирующе-
го выключателя).
В этих сетях особенно важно соблюсти правильную последова-
тельность действия защит, АП В, ДА, АВР, что обеспечит четкое
взаимодействие этих устройств между собой и даст наибольший
эффект от их использования. Это достигается соответствующим
выбором уставок срабатывания.
Пример размещения защит и автоматики приведен на рис. 3.7.
В терминалах ЦРЗА головных выключателей ЛЭП (выключа-
тель 7), расположенных в РУ 10(6) кВ центров питания Л, преду-
сматривают:
• ступенчатую ненаправленную токовую защиту ст межлуфаз-
ных КЗ;
• защиту минимального напряжения (ЗМН) секции, дейст-
вующую на отключение выключателя перед сетевым АВР (ЗМН
выполняет функции ДА);
36
• защиту от однофазных замыканий на землю (033) с действи-
ем на отключение или сигнал, а при наличии низкоомного рези-
стивного заземления нейтрали сети — с действием на отключе-
ние;
• АПВ (для воздушных линий) с запретом срабатывания при
наличии напряжения со стороны ЛЭП.
Выполняют также запрет включения выключателя при нали-
чии напряжения со стороны ЛЭП.
В терминале ЦРЗА пункта секционирования линий с односто-
ронним питанием (выключатели 6, 7) предусматривают:
• ступенчатую ненаправленную токовую защиту от междуфаз-
ных КЗ;
• токовую защиту от 033 с действием на сигнал или на отклю-
чение;
• АПВ;
• сигнализация 033 по напряжению.
В терминале ЦРЗА пункта секционирования линий с двухсто-
ронним питанием (выключатели 2, 4) предусматривают:
• два комплекта ступенчатой направленной токовой защиты
от междуфазных КЗ и ненаправленную МТЗ (комплекты направ-
лены в разные стороны);
• два комплекта направленной токовой защиты от 033 с дей-
ствием на сигнал или на отключение (комплекты направлены в
разные стороны);
• АПВ;
• сигнализацию 033 по напряжению.
В терминале ЦРЗА пункта секционирования линий с сетевым
АВР (выключатель 3) дополнительно к функциям, указанным
выше, предусматривают устройство двухстороннего сетевого АВР
с пуском по исчезновению напряжения на одной секции с кон-
тролем наличия напряжения на другой.
В терминале ЦРЗА пункта секционирования линий с делитель-
ной автоматикой (выключатель 5, он установлен вдалеке от цен-
тра питания Б) предусматривают:
• ступенчатую ненаправленную токовую защиту от междуфаз-
ных КЗ;
• токовую защиту от 033 с действием на сигнал или на отклю-
чение;
• АПВ;
37
• сигнализацию 033 по напряжению;
• делительную автоматику с пуском по снижению напряже-
ния.
Для всех вариантов пунктов секционирования можно приме-
нять универсальный терминал ЦРЗА, имеющий полный набор
указанных выше функций (например, ТОР-200), нужные из них
вводятся в работу программными ключами.
В связи с тем, что для связи терминала ЦРЗА с АСУЭ на пунк-
тах секционирования обычно используют каналы телемеханики,
предусматривают возможность передачи и приема через устрой-
ства телемеханики следующих сигналов:
• управление выключателем (включить/отключить);
• сигнализация положения выключателя;
• сигнализация действия защит и автоматики;
• передача информации о режимах работы ЛЭП;
• неисправность цепей управления;
• неисправность ЦРЗА,
а также устройства технического учета электроэнергии во всех точ-
ках подключения ЛЭП,
3.5. Подсистема ввода
точного астрономического времени
Ввиду высокой скорости ввода информации и необходимости
ее точной записи во времени в терминалах ЦРЗА и УСО, распре-
деленных по территории объекта, предусматривают внутренние
часы. Важным событиям, фиксируемым терминалом или УСО, в
этих устройствах сразу же присваивается метка времени, с кото-
рой это событие «поднимается» на сервер. Точная привязка собы-
тий во времени позволяет определить источник аварии, просле-
дить ее ход и особенности развития, совместить осциллограммы
аварийных процессов в разных электроустановках и разработать
противоаварийные мероприятия. Присвоением метки времени в
момент возникновения события АСУЭ отличается от АСУ мед-
ленных технологических процессов, для которых такая точность
не нужна, и в которых метка времени присваивается на верхнем
уровне, уже после «подъема» события на сервер, на что уходит по-
рядка 1 — 3 с*
38
Время внутренних часов необходимо периодически корректи-
ровать, Это необходимо не только для данного объекта, но и для
всей энергосистемы, поскольку часто аварии (особенно цепочеч-
ные) носят общий для всей энергосистемы характер. Поэтому в
АСУЭ предусматривают систему единого времени (СЕВ). СЕВ в
своем составе имеет приемник сигналов точного времени от сис-
тем ГЛОНАСС/GPS, сервер времени, аппаратуру и каналы пере-
дачи сигналов единого времени в ЦРЗА и УСО. СЕВ обеспечивает
привязку сервера времени к государственной шкале единого вре-
мени с точностью не хуже 1 — 2 мс.
Автоматическая корректировка внутренних часов в термина-
лах и УСО, а также серверов и рабочих мест АСУЭ, обеспечивает-
ся приемом этими устройствами сигналов синхронизации от СЕВ
(синхроимпульсов) с частотой 1 раз в минуту (в ряде случаев 1 раз
в секунду). Синхронизация часов производится по переднему
фронту синхроимпульса.
ЦРЗА и контроллеры УСО обеспечивают точность привязки
событий по времени относительно сигналов, принимаемых из
подсистемы точного времени АСУЭ, не хуже 2 — 3 мс. При этом
суммарная погрешность привязки событий по отношению к ас-
трономическому времени определяется способом передачи сиг-
налов единого времени.
На рис. 3.8 штриховыми линиями показаны способы передачи
сигналов единого времени в терминалы и УСО.
При их передаче по низкоскоростным информационным кана-
лам (рис. 3.8, £?) точность привязки событий к единому времени
невысока и составляет от 20 до 35 мс. Поэтому в современных
системах используют импульсную синхронизацию, для которой
предусматривают отдельные каналы, подключаемые на специаль-
но выделенные дискретные входы терминалов и контроллеров.
При этом точность привязки событий составляет не хуже 3 — 5 мс.
Физически эти каналы представляют собой провода, которые
протянуты от сервера до распредустройства и фактически являют-
ся антенной, через которую помехи попадают в терминалы. По-
следствия могут быть непредсказуемы. Поэтому в адаптирован-
ных АСУЭ эти каналы заменены на оптические с применением
передатчиков ПДСИи приемников /7Л/СЯсинхроимпульсов еди-
ного времени (рис. 3.8, б).
39
Рис. 3.8. Способы передачи сигналов единого времени в АСУЭ по информацион-
ным (а) и по специально выделенным каналам
РЗА
Рис. 3.9. Подключение терминалов к системе единого времени по специально
выделенным каналам
Дискретные входы импульсной синхронизации группы терми-
налов подключают к приемнику через шинки СЕВ небольшой
длины, а для исключения наводок вход терминала в приемнике
закорочен (рис. 3.9).
40
В момент подачи сигнала закоротка автоматически отключает-
ся, а после передачи сигнала вновь восстанавливается. Этим ис-
ключается возможность влияния наводок от внешних полей на
работу терминала.
Метки времени команд управления, получаемых с рабочих
станций, присваиваются на сервере системы.
СЕВ АСУЭ при необходимости может выдавать сигналы точ-
ного времени в смежные системы, а также в вышестоящие систе-
мы управления по стандартным протоколам синхронизации вре-
мени.
При отсутствии сигнала ГЛОНАСС/GPS погрешность хода
внутренних часов сервера времени обычно не превышает
100 мс/сут.
3.6. Подсистема центральной и местной сигнализации
Подсистема предназначена для организации центральной сиг-
нализации на главных щитах управления, в комплектных распре-
делительных устройствах или на закрытых подстанциях, а также
местной сигнализации в ячейках и на панелях защиты независимо
от цифровой АСУЭ.
Эта подсистема необходима для информационной поддержки
и быстрой ориентировки оперативного персонала, особенно ко-
гда он находится на территории подстанции вдали от рабочей
станции оператора, а также на случай отказов АСУЭ или при затя-
гивании ее ввода в эксплуатацию.
Центральная сигнализация выполняется с применением циф-
ровых устройств центральной сигнализации типа БМЦС или ана-
логичных, разработанных специально для этой цели. Примене-
ние этих устройств существенно облегчает эксплуатацию, поиск
неисправностей и наладку распредустройств. Аналогичные реше-
ния широко используются и в зарубежной практике, например в
Финляндии, где при входе на подстанцию, оборудованную циф-
ровыми защитами и дистанционно управляемую через АСУ, все-
гда можно увидеть несколько блоков центральной сигнализации
SACO.
Устройство центральной сигнализации (ЦС) осуществляет
прием и индикацию сигналов от общесекционных и нецифровых
РЗА, обобщенных сигналов присоединений («земля» на шинах;
срабатывание защиты шин, защиты минимального напряжения,
41
АЧР, газовой защиты; неисправность терминалов; авария при-
соединений; неисправность присоединений и др.).
Блок БМЦС принимает сигналы с обеспечением повторное™
действия. Отображение сигнала до и после квитирования разли-
чается. Обеспечена возможность приема сигналов с центральной
выдержкой времени, а также возможность звуковой сигнализа-
ции с автоматическим съемом звука. Блок имеет последователь-
ный канал связи с АСУЭ и контактные выходы для передачи обоб-
щенных сигналов на дистанцию.
Обычно сигналы аварийного отключения и предупредитель-
ные сигналы от присоединений передаются на устройство ЦС в
обобщенном виде через общие для распредустройства шинки
ЕНА и £7/Рсоответс1 венно. Сигнализация внутренних неисправ-
ностей цифровых терминалов также передается обобщенной че-
рез шинку ЕА, на которую включаются размыкающие контакты
реле неисправности цифровых терминалов. Источник сигнала
оператор находит по загоревшейся лампе «Вызов», расположен-
ной на дверце релейного шкафа КРУ или на панели защиты.
Местная сигнализация в ячейках КРУ выполняется с помощью
сигнальных ламп положения выключателя «Выключатель вклю-
чен», «Выключатель отключен», а также упомянутой выше сиг-
нальной лампы «Вызов». Сигнальные лампы подключают к шин-
кам «темного плюса» ФЕН. напряжение на которую подается опе-
ративным персоналом при нахождении в помещении КРУ с по-
мощью специального переключателя, установленного рядом с
блоком ЦС. Лампа «Выключатель отключен» при оперативном от-
ключении выключателя горит ровным светом, а при аварийном
отключении выключателя — мигающим светом (для этого ис-
пользуется шинка мигающего света (+)ЕР). На лампу «Вызов» по-
дается обобщенный сигнал (аварийный и предупредительный)
данной ячейки или панели защиты. Подробнее о выполнении
этих цепей можно прочитать в работе [9}.
42
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
Общие принципы
организации обмена данными в АСУЭ
Передача информации от электроустановок на рабочие стан-
ции и в смежные и вышестоящие системы, а также команд управ-
ления в обратном направлении осуществляется по локальным вы-
числительным сетям (ЛВС) нижнего и верхнего уровня (рис. 4.1).
ЛВС нижнего уровня передает информацию от электроустано-
вок на сервер и команды управления в обратном направлении.
Подключение электроустановок к Л ВС нижнего уровня произво-
дится через порты передачи данных, имеющиеся в устройствах
Рис, 4,1, Сеть АСУЭ с выделенным сервером
43
ЦРЗА, системах локальной автоматики электроустановок и в
УСО.
ЛВС верхнего уровня передает информацию от сервера на ра-
бочие станции АСУЭ, в смежные и вышестоящие системы, а так-
же команды управления в обратном направлении. Запрос у серве-
ра необходимой информации и отправка команд управления про-
изводится рабочими станциями, которые называются клиентами,
а структура построения сети — клиент-серверный или с выделен-
ным сервером.
Для обмена данными в сетях нижнего и верхнего уровней ЛВС
используют физические каналы связи, по которым информация
передается в виде электрических, световых или радиосигналов
(электрические или оптические кабели, радио или спутниковые
каналы связи).
Передача данных осуществляется по определенным правилам,
установленным в протоколах передачи данных. Протоколы пере-
дачи данных реализуются в сетевом программном обеспечении.
Сетевое программное обеспечение предназначено для организа-
ции совместной работы рабочих станций, контроллеров, серве-
ров, устройств нижнего уровня АСУЭ и служит для управления
ресурсами всей вычислительной сети. Сетевое программное обес-
печение включено в операционные системы сервера, рабочих
станций, устройств нижнего уровня, устанавливается в коммута-
торы и маршрутизаторы сети.
Операционная система — это базовый комплекс компьютерных
программ, обеспечивающий управление аппаратными средства-
ми сервера, рабочих станций, устройств нижнего уровня, работу с
файлами, ввод и вывод данных, выполнение прикладных про-
грамм, сетевое взаимодействие и др.
При включении компьютера (контроллера, устройства ЦРЗА)
операционная система загружается в память раньше остальных
программ и затем служит платформой и средой для их работы.
Организация взаимодействия между устройствами в сети явля-
ется сложной задачей. Для ее решения применен метод декомпо-
зиции, т. е. разбиение сложной задачи на ряд простых последова-
тельно решаемых задач. Этот метод использован при построении
сетевого программного обеспечения. Оно разбито на уровни, на
каждом из которых действуют соответствующие протоколы. Пра-
вила и соглашения, выполняемые на данном уровне, называются
44
протоколом этого уровня* Каждый протокол выполняет предпи-
санные ему действия* В результате согласованной работы прото-
колов обеспечивается работа сети.
Список действующих протоколов на всех уровнях называется
стеком протоколов. Число уровней для каждого типа сетей может
быть разным. Протоколы разрабатываются как отдельными фир-
мами для использования в своих устройствах, так и международ-
ными организациями, разрабатывающими мировые стандарты, в
основе которых часто используются ранее разработанные фир-
менные протоколы*
Разделение сетевого программного обеспечения на уровни, а
также функции и задачи, решаемые на каждом уровне, концепту-
ально определены международным стандартом, называемым мо-
делью взаимодействия открытых систем — OS1. При реализации
сетей отдельные смежные уровни модели OSI могут объединяться
в один уровень, на котором должны выполняться все функции и
задачи объединенных уровней.
Способы и параметры, по которым устройства подключаются к
физической среде передачи данных, определяются используемым
в устройстве интерфейсом.
Интерфейс — это система правил, регламентирующая парамет-
ры стыка (связи) между устройствами вычислительной системы и
физической средой передачи данных. В программном обеспече-
нии под интерфейсом понимаются правила информационного
взаимодействия двух программных модулей. В широком понима-
нии под интерфейсом понимается граница раздела рассматривае-
мых систем или отдельных частей системы, через которую переда-
ется информация или электрическая энергия (ГОСТ Р 51841—
2001).
В узком понимании, применительно к физическим линиям
связи, интерфейс определяет электрические или оптические па-
раметры сигналов и их цепей, подключенных к внешним разъе-
мам, клеммникам, оптическим соединителям рассматриваемых
устройств, к которым подключаются физические каналы переда-
чи данных. Эти внешние разъемы и соединители называют также
портами связи.
Именно в этом понимании успешные разработки интерфейсов
RS-485, RS-422, RS-232C, волоконной оптики получили статус
стандартов*
45
Интерфейс определяет также способы включения устройств в
сеть, например двухточечное или многоточечное соединение,
шинная организация сети или звезда. Как правило, все используе-
мые в АСУЭ интерфейсы стандартизованы международными ор-
ганизациями.
Наиболее распространенные в АСУЭ интерфейсы и протоколы
передачи данных рассмотрены в последующих главах.
46
ГЛАВА ПЯТАЯ
Интерфейсы передачи данных
5.1. Организация передачи данных в линиях связи
с интерфейсами RS-485, RS-422, RS-232C
Организация передачи данных в линиях связи, построенных на
этих интерфейсах, выполняется одинаково. Разными в зависимо-
сти от используемого интерфейса будут только электрические па-
раметры передатчиков, приемников, а также построение линий
связи.
В таких линиях данные передаются пакетами длиной от десят-
ков до нескольких сотен байтов. При этом используют асинхрон-
ную последовательную старт/стоповую передачу данных, при ко-
торой байты каждого пакета передаются последовательно друг за
другом, бит за битом.
При асинхронной передаче данных специальная линия для
синхронизации работы передатчика и приемника отсутствует.
Синхронная передача, при которой выделяется отдельная линия
для синхронизации работы передатчика и приемника, в настоя-
щее время не используется и в данной работе не рассматривается.
Информация, которую необходимо передать, это — команды
управления; сигналы, характеризующие состояние оборудования
и режим его работы; аварийная и предупредительная сигнализа-
ция; измеренные значения токов, напряжения, частоты; другие
технологические параметры и дискретные сигналы. Эта инфор-
мация является результатом выполнения алгоритмов обработки
входных дискретных и аналоговых сигналов, расчетных задач.
Программное обеспечение в ЦРЗА, УСО, контроллерах и дру-
гих устройствах работает в цикле, который может нарушаться
только экстраординарными событиями, такими как появление на
47
входах устройств событий, требующих немедленной обработки и
вызывающих прерывание программного цикла. Программный
цикл может составлять от единиц до сотен миллисекунд. В каж-
дом цикле или по запросу формируется пакет данных, предназна-
ченный для передачи, который записывается в буферную область
памяти. Кроме самих данных, пакет содержит служебную инфор-
мацию в виде заголовка и конца пакета. Заголовок и конец пакета
состоят из нескольких байтов. Содержание заголовка и конца па-
кета определяется в протоколах передачи данных.
Передача пакета осуществляется последовательной передачей
каждого байта. На передающей стороне в каждый байт вставляют-
ся старт- и стоп-биты. Со старт-бита начинается передача каждо-
го байта, стоп-битом передача байта заканчивается. Дополни-
тельно в каждый байт может вставляться еще один служебный
бит — бит паритета, дополняющий количество передаваемых в
байте битов, имеющих значение «лог. 1» до четного или нечетного
числа (определяется при конфигурировании линии связи).
Основным элементом передатчика является сдвиговый ре-
гистр. К выходу сдвигового регистра через интерфейсную схему
подключается линия связи. Напряжение на свободной линии, ко-
гда нет передачи, соответствует уровню «лог. 1». Передача начи-
нается после записи первого байта в сдвиговый регистр.
Сдвиговый регистр, начиная со старт-бита, «выталкивает» в
линию бит за битом с тактовой частотой синхронизации, опреде-
ляющей скорость передачи. Старт-бит всегда имеет значение
«лог. О», поэтому начало передачи байта определяется по переходу
линии из состояния «лог. 1» в состояние «лог. О». Передача байта
заканчивается стоп-битом, имеющим всегда значение «лог. 1»
(свободное состояние линии). После передачи стоп-бита в сдви-
говый регистр загружается следующий байт из буферной памяти.
Итак, байт за байтом будет передаваться весь пакет.
Формат одного передаваемого байта в рассматриваемых сетях
приведен на рис. 5.1.
На приемной стороне отслеживается переход линии из свобод-
ного состояния («лог. 1») в состояние «лог. О», соответствующее
посылке в линию старт-бита, как начало передаваемого байта. По
этому переходу в приемнике запускается внутренний генератор
стробов опроса, период следования которых совпадает с длитель-
ностью передаваемых битов.
48
Рис. 5. Л Формат передачи данных в сетях с интерфейсами RS-485, RS-422, RS-232C:
а — формирование кадров в передатчике; d — вид сигналов на выходе передатчика и входе приемника; в — стробирование
сигналов в приемнике; г — формирование кадров принятой информации в приемнике
Стробы формируются с задержкой на половину длительности
битов так, чтобы они попадали по времени на середину передавае-
мых битов. Каждый строб состоит из трех стробирующих импуль-
сов. Приемник определяет значение принимаемого бита по сов-
падению хотя бы двух из трех стробирующих импульсов со значе-
нием передаваемого бита. Приемник подсчитывает количество
принятых битов в байте, определяет, когда должен в линии ока-
заться стоп-бит, и если стоп-бит соответствует «лог. 1», прием
байта считается правильным. По биту паритета приемник контро-
лирует количество принятых в байте битов, имеющих значение
«лог. 1». Байт заносится в буферную память приемника, ожидая
там приема всего передаваемого пакета.
Приемник и передатчик данных должны работать на одной
тактовой частоте.
Формат асинхронной передачи позволяет выявлять следующие
ошибки при приеме, при которых принятая информация игнори-
руется, а приемник переходит в режим ожидания следующей по-
сылки:
• если приемник зафиксировал переход линии из «лог. 1» в
«лог. О», сигнализирующий о начале посылки, а вместо старт-бита
зафиксирован уровень «лог. 1», старт-бит считается ложным;
• если при приеме стоп-бита зафиксирован уровень «лог. О»;
• если обнаружено неверное количество принятых единиц
при контроле на четность/нечетность.
Для асинхронной передачи принят ряд стандартных скоростей
обмена: 300, 600, 4800, 9600, 19200, 38400, 57600, 115200, 320400
бит/с. Следует учитывать, что чем выше скорость, тем хуже каче-
ство передачи из-за искажений принимаемого сигнала и рассо-
гласования частот передатчика и приемника.
5.2. Интерфейс RS-485
Интерфейс RS-485 (Recommended Standard 485), EIA-485
(Electronic Industries Alliance 485) — стандарт физического уровня
для асинхронной последовательной передачи данных.
Стандарт RS-485 регламентирует электрические параметры
полудуплексной многоточечной дифференциальной линии связи
типа «общая шина». При полудуплексном режиме прием и пере-
дача информации осуществляется поочередно (как рация), при
50
дуплексном режиме осуществляются одновременные передача и
прием данных (как телефон).
Стандарт RS-485 стал одним из наиболее применяемых интер-
фейсов в промышленных сетях. Такие протоколы, как Modbus,
Profibus, работают, используя на физическом уровне стандарт
RS-485.
Широкое распространение RS-485 обусловлено наличием та-
ких положительных качеств, как хорошая помехоустойчивость,
большая дальность связи, возможность широковещательной пе-
редачи, многоточечность соединений.
В интерфейсе RS-485 для передачи и приема данных использу-
ется одна экранированная витая пара проводов. Выход передат-
чика и вход приемника выполнены как дифференциальные, т. е.
передаваемые по проводам витой пары сигналы относительно
схемного нуля находятся в противофазе. Полезный сигнал на вхо-
де приемника воспринимается как разность потенциалов между
его прямым и инверсным входами.
Дифференциальный вход приемника обладает повышенной
помехозащищенностью, так как обеспечивает защиту от синфаз-
ной помехи, которая может наводиться паразитным внешним
электромагнитным полем в линии связи. Наведенная помеха в
скрученных проводах витой пары будет практически одинакова
по амплитуде и фазе, следовательно, через дифференциальный
вход приемника такая помеха не пройдет.
В линию могут быть включены 32 передатчика и 32 приемника.
Максимальная длина линии при скорости не более 62,5 кбит/с
можетбытьдо 1200 м, при скорости 375 кбит/с — 300 м. Схема по-
строения сети RS-485 приведена на рис. 5.2.
Уровни сигналов RS-485 при приеме и передаче приведены на
рис. 5.3.
Сеть RS-485 должна иметь шинную топологию. Для предотвра-
щения резонансных явлений, искажающих форму сигналов, на
концах линии необходимо устанавливать согласующие резисторы
/С (терминаторы), сопротивление которых должно быть равно
волновому сопротивлению кабеля Zo. Для сети RS-485 использу-
ется кабель «экранированная витая пара» с волновым сопротив-
лением Zo = 120 Ом. Ответвления от линии должны быть как
можно короче и не превышать, как правило, 1,5 м.
51
Рис. 5.3. Электрические параметры сигналов сети RS-485 (линии Ли- соответ-
ствуют минимальным значениям «лог. 1» и «лог. О» на входе приемника)
Нельзя подключать устройства к линии за согласующим рези-
стором, такое подключение также нарушает согласование линии
и может приводить к ошибкам при приеме.
Каждому устройству, подключенному к линии, назначаются
индивидуальные адреса, обычно состоящие из двух или более
52
байт. Формат адреса и всего сообщения определяется применяе-
мым протоколом.
В заголовок передаваемого сообщения устройством-отправи-
телем вставляется адрес устройства-получателя. Устройства, под-
ключенные к линии, определив по принятому заголовку сообще-
ния начало передачи, сравнивают свой адрес с принятым. Устрой-
ство, для которого принятый адрес совпал с собственным,
выполняет прием сообщения, при этом остальные устройства это
сообщение игнорируют. Кроме индивидуальных адресов сущест-
вуют общие для всех устройств широковещательные адреса. Со-
общения с такими адресами должны принимать все устройства,
подключенные к линии.
Правила, по которым передаются данные, определяются про-
токолами передачи, примеры которых приведены ниже. Прото-
колы определяют форматы передаваемых данных, адресацию, ло-
гику взаимодействия отправителя и получателя данных, способы
обнаружения ошибок при передаче и средства восстановления
искаженных и потерянных данных.
К недостаткам интерфейса RS-485 можно отнести возмож-
ность появления в сети коллизий при одновременной работе не-
скольких передатчиков. Такую работу должен исключать исполь-
зуемый в сети протокол. Для отключения от линии неработающий
передатчик переводится в третье состояние, при котором его вы-
ходное сопротивление становится большим и он не влияет на ра-
боту линии.
5.3. Интерфейс RS-422
Интерфейс RS-422 электрически совместим с RS-485, но в ли-
нию может быть включен только один передатчик (рис. 5.4).
RS-422 работает по двум экранированным витым парам и обеспе-
чивает работу в дуплексном режиме двух устройств (двухточечное
соединение). При необходимости один передатчик может быть
нагружен на десять приемников. Параметры интерфейса по ско-
рости и дальности передачи аналогичны RS-485.
Приемопередатчик № 1
Рис. 5.4. Схема сети RS-422
Приемопередатчик № 2
Вх.
RS-232C
Вых.
Вых.
-12 В
Лог. I '
Высокий
уровень
Зона
неопреде-
ленности
Низкий
уровень
Приемо-
передатчик № 1
Приемо-
передатчик № 2
Vmax = 20 Кбит/с
Вх.
Лог. 1
Принятый
сигнал
Рис. 5.5. Интерфейс RS-232-C:
а — схема: б — уровни сигналов на приемном конце
5-4- Интерфейс RS-232C
Интерфейс RS-232 С обеспечивает передачу данных между дву-
мя устройствами на расстояние до 15 м. Схема интерфейса и уров-
ни логических сигналов приведены на рис. 5.5.
Стандарт использует несимметричные передатчики и прием-
ники, т. е. сигнал передается относительно общего провода —
54
схемной земли. Интерфейс не обеспечивает гальванической раз-
вязки устройств.
Стандарт регламентирует типы применяемых разъемов, что
обеспечивает высокий уровень совместимости аппаратуры раз-
ных производителей. Прием и передача осуществляются по от-
дельным линиям в дуплексном режиме.
5.5. Волоконно-оптические линии связи
Принцип действия волоконно-оптической линии связи (ВОЛС).
Эта линия состоит из трех основных компонентов: передатчика,
выполняющего преобразование электрического сигнала в опти-
ческий; световода, по которому передается оптический сигнал;
приемника, преобразующего принятый оптический сигнал в
электрический. Для обеспечения большой дальности передачи
необходимо, чтобы свет по дороге не рассеивался, т. е. чтобы све-
товод имел как можно меньшее затухание. Для этого необходимо,
чтобы световой луч, попадая на границу стекла и оболочки, пол-
ностью отражался от границы обратно в стекло световода. Полное
отражение луча от границы двух сред происходит, когда угол паде-
ния превышает некоторое критическое значение. Поэтому в пере-
датчике луч формируется достаточно узкий. В результате полного
отражения луч как бы оказывается запертым внутри световода и
может быть передан на большие расстояния.
Конструктивно световод состоит из сердцевины, одной или не-
скольких оболочек и одного или нескольких защитных покрытий.
По сердцевине передается практически вся мощность оптическо-
го сигнала. Материалом для сердцевины и оболочек служит плав-
леный кварц (кварцевое стекло).
Сердцевина и оболочка обладают разными коэффициентами
преломления и /?2. По сердцевине передается сигнал, а оболоч-
ка обеспечивает полное отражение на границе сердцевины и обо-
лочки.
Многомодовые и одномодовые световоды. Световоды и, соот-
ветственно, оптические кабели делятся на два класса: многомодо-
вые и одномодовые, различающиеся диаметром сердцевины све-
товода.
В многомодовых световодах диаметр сердцевины много боль-
ше длины волны (50 - 65 мкм). Передача сигнала по такому све-
55
Рис. 5.6. Передача оптического сигнала по многомодовому (л) и одномодовому
(о)световоду
товоду происходит за счет многократного отражения от оболочки
падающих под разными углами лучей, как показано на рис. 5.6, а.
Каждый луч с определенным углом падения называется модой,
а световод, соответственно, многомодовым. Возникающая в мно-
гомодовом световоде интерференция ухудшает качество переда-
ваемого сигнала и уменьшает дальность передачи. Многомодовые
кабели обычно используются на скоростях до 1 Гбит/с и дально-
сти передачи до 1 — 2,5 км.
Если уменьшить диаметр сердцевины до нескольких длин волн
(5 — 10 мкм), то луч будет идти только по прямой без отражений.
Такой световод называется одномодовым (рис. 5.6, б). Изготовле-
ние сверхтонких световодов для одномодовых кабелей стоит до-
роже, но одномодовые кабели Moiyr применяться на сверхвысо-
ких скоростях до 100 Гбит/с и дальности от десятков до сотен ки-
лометров.
В качестве источников света в ВОЛ С могут использоваться све-
тодиоды или полупроводниковые лазеры.
Для одномодовых кабелей применяются только полупровод-
никовые лазеры, поскольку нужно точно сфокусировать световой
поток в сердцевину сверхтонкого световода.
Основные характеристики волоконно-оптических кабелей. В оп-
тической связи используется диапазон волн от 800 до 1620 нм в
инфракрасном диапазоне, приграничном к видимому диапазону
света. Наиболее применимыми длинами волн являются 850, 1310,
1330, 1550 нм.
По конструкции волоконно-оптические кабели делятся на ка-
бели для внутренней прокладки, внешней прокладки в земле,
коллекторах, трубах и воздушной прокладки. Также выпускаются
56
специальные кабели, такие как для подводной морской проклад-
ки и т. д.
Кабели для внутренней прокладки отличаются простотой изго-
товления, делают их более гибкими, с низким допустимым растя-
гивающим усилием, ограниченным рабочим температурным диа-
пазоном.
К кабелям для внешней прокладки предъявляют жесткие тре-
бования по растягивающим и раздавливающим усилиям, они
имеют широкий температурный диапазон от —60 до +55 °C. В та-
ких кабелях оптические волокна собираются в пучки, которые по-
мещаются в полимерные или алюминиевые трубки, образуя опти-
ческие модули. При этом в кабелях с большим числом жил полу-
чаются многомодульные конструкции, в которых оптические
модули скручиваются вокруг центрального силового элемента.
Кабели заполняют гидрофобным наполнителем, защищают гоф-
рированной или ленточной стальной броней. Снаружи кабель по-
крывают слоем из полиэтилена для уменьшения трения при про-
кладке, Общий диаметр кабеля для внешней прокладки составля-
ет 12 — 25 мм.
Кабели для воздушной прокладки бывают самонесущие ди-
электрические, с несущим тросом, навивные и встроенные в гро-
зозащитный трос или провод высоковольтных линий электропе-
редачи.
Волоконно-оптические кабели больше подвержены поврежде-
нию от растягивающих и изгибающих нагрузок в отличие от элек-
трических кабелей. При строительстве необходимо обращать осо-
бое внимание на установленные в технических условиях предель-
но допустимые нагрузки при прокладке кабелей. Повреждение,
вызванное недопустимой нагрузкой при прокладке, может про-
явиться не сразу, а уже в процессе эксплуатации. Минимальный
радиус изгиба кабеля зависит от приложенной к кабелю нагрузки
во время прокладки. Для внутриобъектового кабеля, проложен-
ного без натяжения, минимальный радиус может быть 50 мм, а
при прокладке при предельно допустимом натяжении — 130 мм.
Подключение многожильных кабелей (от четырех жил и более)
к оконечному оборудованию осуществляется через оптические
кроссы (оптические распределительные коробки). Оптический
кросс представляет собой, как правило, закрытую металлическую
коробку, на которой установлены оптические коннекторы — ро-
57
зетки. Число розеток зависит от числа жил в подключаемом кабе-
ле. Внутри кросса в розетки вмонтированы оптические световоды
того же типа, что и в присоединяемом кабеле. Эти световоды на-
зывают пигтейлами. Разделанная часть кабеля заводится внутрь
кросса, где жилы кабеля путем сварки соединяются с пигтейлами.
В результате тонкие жилы разделанной части кабеля защищены
корпусом кросса от повреждений, зафиксированы и подключены
к розеткам через приваренные пигтейлы. С наружной стороны
кросса к розеткам подключаются одножильные или двужильные
легкие и гибкие оптические шнуры (патчкорды), которые соеди-
няют оконечное оборудование через кросс с внешним кабелем.
Для соединения волоконно-оптических кабелей используют
неразъемные и разъемные соединения. Для получения неразъем-
ных соединений используются сварка и механические соедините-
ли. Для получения разъемного соединения на кабели устанавли-
ваются коннекторы.
В соединениях из-за осевых и угловых смещений возникают
потери светового потока. Особенно точно необходимо выполнять
соединения одномодовых кабелей из-за малого диаметра сердце-
вины волокна и узкой направленности светового потока.
Важной характеристикой волоконно-оптических кабелей и их
соединений является затухание, т. е. потеря мощности оптиче-
ского сигнала.
Затухание Z, дБ, определяется следующим образом:
Z= 101gPBX/PBblx,
(5.1)
где Рвх — уровень оптической мощности сигнала, подаваемой в ка-
бель, мВт; Рвых — уровень оптической мощности сигнала, снимае-
мой с кабеля, мВт.
Уровень мощности оптического передатчика и чувствительно-
сти приемника также обычно задается в децибеллах относительно
мощности 1 мВт и обозначаются как дБм:
Р(дБм) = lOlgP(vBT).
(5.2)
Затухание на 1 км длины многомодовых кабелей составляет:
при длине волнь: 850 нм — (2,5 — 4) дБ/км
при длине волны 1330 нм — (0,7 — 2,0) дБ/км.
Затухание на 1 км длины одномодовых кабелей составляет:
58
при длине волны 1310 нм — (0,35 — 0,45) дБ/км
при длине волны 1550 нм — (0,20 — 0,30) дБ/км.
Затухания на волоконно-оптических соединениях обычно на-
ходятся в следующих пределах:
0,2 — 0,4 дБ — для сварных соединений;
0,4— 1,0 дБ — для механических неразъемных соединений и
разъемных соединений при применении высокоточных коннек-
торов;
1 — 3 дБ — для разъемных соединений при применении деше-
вых коннекторов, когда такие потери по условиям эксплуатации
допустимы.
Следует также иметь в виду, что затухание соединителя зависит
от места его расположения на ВОЛС. Например, при расположе-
нии соединителя на коротком отрезке от передатчика затухание
на соединителе будет больше, чем при его расположении в конце
линии. Это связано с насыщением световода световым потоком в
районе передатчика и неспособностью соединителя передать весь
световой поток. Разница в затухании соединителя в зависимости
от места установки на линии может достигать 1 — 2 дБ.
Эти характеристики позволяют простым расчетом определить
возможную длину линии связи.
Например, медиа-конвертер Моха IMC-21, преобразующий
Ethernet lOOBase FX в оптический многомодовый сигнал, имеет
уровни мощности передатчика в диапазоне минус (14 — 20) дБм и
чувствительности приемника в диапазоне минус (34 — 30) дБм.
При минимальных паспортных значениях мощности передатчика
минус 20 дБм и чувствительности приемника минус 30 дБм зату-
хание линии может быть не более 10 дБ. Для уверенного приема
мощность сигнала на входе приемника должна превышать мощ-
ность, соответствующую чувствительности минус 30 дБм нс ме-
нее чем в 2 раза (на 3 дБ).
Действительно, из уравнения (5.2) при мощности —30 дБм по-
лучим значение 0,001 мВт. Из того же уравнения при
Р= 0,002 мВт получаем значение —27 дБм, т. е. на 3 дБм больше.
Итого, допустимое затухание на линии 7 дБ. На концах кабеля ус-
тановлены оптические кроссы, к которым подключено оконечное
оборудование с помощью оптических шнуров длиной 2 м. При-
мем затухание на каждой стороне в кроссе и шнурах по 2 дБ.
Предположим, что прокладываемый кабель имеет затухание
59
3 дБ/км. В результате получаем, что максимальная длина линии
не может быть больше 1 км.
Следует иметь в виду, что отдельные торговые фирмы в техни-
ческих характеристиках на конвертеры ошибочно указывают мак-
симальную дайну линии без привязки к затуханию используемого
кабеля.
60
ГЛАВА ШЕСТАЯ
Протоколы передачи данных
6»1. Протокол Modbus
Протокол Modbus был разработан компанией Modicon (в на-
стоящее время принадлежит Schneider Electric) для использова-
ния на нижнем уровне в контроллерах и устройствах ЦРЗА. Это
открытый стандарт, описывающий формат сообщений и способы
их передачи в сети, оказался настолько удачным, что его поддер-
жали многие производители и де-факто этот протокол является
международным стандартом.
Устройства по протоколу Modbus взаимодействуют через за-
просы ведущеюустройства и ответы ведомых устройств. Обычно
в сети есть только одно ведущее устройство, так называемое «глав-
ное» (master), и несколько ведомых — «подчиненных» (slaves) уст-
ройств. Ведущее устройство (мастер) может послать запрос любо-
му ведомому или инициировать передачу широковещательного
сообщения одновременно для всех ведомых. Ведомое устройство,
опознав свой адрес, отвечает на запрос, адресованный именно
ему. При получении широковещательного запроса ведомые уст-
ройства ответ не формируют.
Существуют три типа протокола Modbus: два — для передачи
данных по сети RS-232C, RS-485 (RS-422) с использованием
асинхронной старт-стоповой последовательной передачи и
один — для TCP/IP сетей.
Первый тип\ Modbus ASCII — для обмена используются только
ASCH-символы (American Standard Code for Information Inter-
change, американский стандартный код обмена информацией).
ASCII-символы являются 8-битными кодами букв, цифр от 0 до 9,
знаков препинания и специальных знаков. При этом сам код со-
61
стоит из 7 бит, 8-й бит является контрольным, дополняющим в
символе количество единиц до четного или нечетного числа в за-
висимости от принятого метода контроля. ASCII-символы ис-
пользуются также для ввода в компьютер нажатых клавиш клавиа-
туры. Аналогичные коды используются в буквопечатающих теле-
графных аппаратах, телетайпах.
Второй тип: Modbus RTU — компактный двоичный вариант,
по которому любое число от 0 до 9 кодируется 4 битами. В резуль-
тате пакет Modbus RTU будет в 2 раза меньше аналогичного паке-
та Modbus ASCII, где одна цифра кодируется одним символом, со-
стоящим из 8 бит.
Третий тип: Modbus TCP — для передачи данных через сеть
TCP/IP. ETHERNET. Формат обмена «запрос данных ведущим у
ведомого» и «ответ ведомого с запрошенными данными» остается
таким же, как и в протоколе Modbus RTU.
6.2. Протокол Profibus
Протокол Profibus разработан фирмой Siemens и используется
главным образом в оборудовании этой фирмы, в том числе в тер-
миналах релейной защиты Siprotec. Физической средой передачи
являются экранированная витая пара или волоконно-оптическая
линия связи. Внешние порты связи терминалов выполняются с
интерфейсом RS-485 или оптическим интерфейсом. Передача
данных от терминалов ЦРЗА выполняется по запросу ведущего
устройства, функции которого обычно выполняет сервер или
коммуникационный контроллер. Обмен с терминалами может
выполняться циклически, т. е. последовательно с каждым терми-
налом или выборочно по запросу прикладного уровня.
6.3. Протокол ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005
Стандарт имеет название «Обобщающий стандарт по инфор-
мационному интерфейсу для аппаратуры релейной защиты».
Стандарт распространяется на аппаратуру релейной защиты с по-
следовательной передачей данных двоичными кодами для обмена
информацией с системами управления. Протокол основывается
на трехуровневой модели и регламентирует работу физического,
канального и прикладного уровней.
62
Физический уровень использует для передачи волоконно-опти-
ческие или электрические линии связи. Электрические линии вы-
полняются в виде экранированной витой пары с интерфейсом
RS-485.
Канальный уровень регламентируется стандартом ГОСТ Р МЭК
870-5-2—95 «Устройства и системы телемеханики», ч. 5, разд. 2
«Протоколы передачи. Процедуры в каналах передачи». Стандарт
определяет форматы передаваемых кадров, адресацию кадров.
При этом возможна передача в режиме «Запрос от ведущего уст-
ройства — ответ ведомого устройства». В терминологии стандарта
такой режим передачи называется «небалансная передача». Также
разрешен режим балансной передачи, когда любое устройство
может стать инициатором обмена. Но этот режим может быть
только тогда, когда на линии всего два устройства (точка — точка).
Прикладной уровень определяет классы и типы данных, иденти-
фикаторы данных, причины передачи и типы функций передавае-
мых кадров.
6.4. Протоколы TCP/IP
В настоящее время в большинстве случаев в качестве Л ВС верх-
него и нижнего уровней АСУЭ применяются сети TCP/IP.
Устройства ЦРЗА, УСО, САУ с другими протоколами могут
подключаться к сети TCP/IP через специальные «шлюзы», вы-
полняющие функцию преобразователя собственных протоколов
в протоколы TCP/IP.
При реализации ЛВС приходится решать большое количество
задач, связанных с транспортировкой данных, в том числе:
• установление соединения межу передающей и приемной
сторонами;
• контроль целостности принимаемых сообщений;
• определение ошибок при приеме;
• посылка запроса на повторную передачу кадра, если выявле-
ны ошибки при его приеме;
• разбиение сообщения большого формата на отдельные паке-
ты, а затем их «склеивание» на приемной стороне;
• адресация;
♦ прием переданных данных тем программным приложением,
которое эти данные запросило.
63
Рис. 6. L Взаимодействие двух устройств в сети с протоколами TCP/IP
Для упрощения программного обеспечения все действия, свя-
занные с выполнением этих задач, разнесены по уровням про-
граммного обеспечения.
В архитектуре TCP/IP определены пять уровней. Состав уров-
ней и протоколов TCP/IP представлены на рис. 6.1. Рассмотрим,
как обмениваются данными два конечных абонента сети TCP/IР.
Рассмотрение ограничим только основными выполняемыми дей-
ствиями на каждом из уровней.
Для обозначения конечных абонентов сети (компьютеров,
контроллеров, серверов ЦРЗА, УСО) мы будем использовать об-
щепринятое название «хост».
Предположим, что процессу на хосте № 1 необходимо полу-
чить данные из процесса, запущенного на хосте № 2. На передаю-
щей стороне в хосте № 2 данные перемещаются вниз с уровня на
уровень. На приемной стороне сообщение перемещается вверх с
уровня на уровень.
Прикладной (верхний 5-й уровень), На прикладном уровне в хос-
те № 2 формируются данные для передачи в виде сообщения в
хост № 1. Данные в виде определенного числа байтов формируют-
ся в памяти хоста № 2. После формирования сообщения на при-
64
кладном уровне оно передается на обработку на транспортный
уровень этого же хоста.
При приеме сообщения в хосте № 1 данные направляются
именно в тот процесс, работающий на прикладном уровне, для
которого они были переданы.
Протоколы прикладного уровня обеспечивают необходимую
обработку информации и предоставление ее пользователю, они
обеспечивают пользователям сети доступ к разделяемым службам
и ресурсам, например рабочей станции — к базе данных сервера,
серверу — к обеспечению обмена с ЦРЗА и другими устройства-
ми, подключенными к сети. Протоколы прикладного уровня ус-
танавливают на всех конечных устройствах сети, которые форми-
руют данные для передачи или приема. Все уровни, находящиеся
ниже прикладного, служаттолько для доставки данных, но ника-
ких других полезных действий для пользователя нс производят.
Транспортный уровень (4-й уровень). На транспортном уровне
сообщение обрабатывается под управлением протокола TCP
(Transmission Control Protocol). TCP-протокол выполняет разбив-
ку сообщения на сегменты стандартной длины для передачи их на
нижестоящий сетевой уровень, контролирует правильную пере-
дачу сегментов по принятым квитанциям от хоста № 1, обеспечи-
вает повторную передачу пропущенных и принятых с ошибками
сегментов. Другими словами, транспортный уровень доводит ра-
боту реальной, допускающей ошибки, сети до идеального состоя-
ния. Транспортный уровень передает сегменты сообщения сете-
вому уровню, на котором включается в работу’ IP-протокол.
При приеме транспортный уровень обеспечивает гарантиро-
ванную доставку данных на прикладной уровень. Для этого
TCP-протокол устанавливает логическое соединение между пере-
дающей и приемной сторонами, очень похожее на соединение
при телефонном разговоре. Это позволяет нумеровать передавае-
мые сегменты, подтверждать их прием отправляемыми квитан-
циями, в случае потери сегмента — отправлять запрос на повтор-
ную передачу, доставлять прикладному уровню пакеты в том по-
рядке, в каком они были отправлены. Этот протокол работает в
дуплексном режиме, когда одновременно ведутся по отдельным
физическим линиям передача и прием информации.
После того как все сегменты сообщения по сети будут доставле-
ны в пункт назначения, TCP-протокол на приемной стороне сно-
65
ва соберет принятые сегменты в непрерывный поток байтов и пе-
редаст собранный пакет на прикладной уровень.
TCP-протокол в большинстве случаев реализуется средствами
операционной системы.
Сетевой уровень (3-й уровень). На сетевом уровне IP-протокол
принимает каждый сегмент, полученный от транспортного уров-
ня, добавляет служебную информацию и формирует пакет для пе-
редачи на находящийся ниже канальный уровень. Для каждого
пакета IP-протокол, используя IP-адрес хоста (см. далее), опреде-
ляет оптимальный маршрут доставки до хоста № 1. Если хост
№ 1 находится в другой подсети, IP-протокол определяет, через
какие маршрутизаторы лучше доставить данные в сеть назначе-
ния. При этом оценивается загрузка различных маршрутов и вы-
бирается наименее загруженный маршрут.
На приемной стороне IP-протокол определяет соответствие
IP-адреса принятого пакета IP-адресу хоста № 1, а также целост-
ность принятого пакета на соответствие указанной в заголовке па-
кета длине. Если при передаче из-за большой длины пакета он
был разбит и передан отдельными фрагментами, то на приемной
стороне IP-протокол соберет пакет из принятых фрагментов и пе-
редаст его на следующий транспортный уровень, освободив пакет
от своей служебной информации.
Сетевой уровень занимает ведущее место в архитектуре
TCP/IP. Если отправитель и получатель данных находятся в раз-
ных сетях, в том числе с разной архитектурой, то 1Р-нротокол
«склеивает» их в общую сеть. Поэтому IP-протокол называют ин-
тернет-протоколом (Internet Protocol).
Канальный уровень (2-й уровень). На канальном уровне работает
протокол Ethernet. Канальный уровень, получив пакет от сетевого
уровня, преобразует его в канальные кадры (фреймы, англ,
frames) для передачи в линию связи в соответствии с используе-
мой на физическом уровне технологией Ethernet (Fast Ethernet,
Gigabit Ethernet и др.)
Канальный уровень для передачи данных по сети АСУЭ ис-
пользует непосредственно физические линии связи, такие как эк-
ранированная витая пара, волоконно-оптические и радиолинии.
Канальный уровень выполняет следующие главные функции:
• передача и прием данных через межуровневый интерфейс с
сетевым уровнем;
66
• передача и прием данных через интерфейс с физическим
уровнем;
• управление потоком данных, предотвращающее «затопле-
ние» медленных приемников быстрыми передатчиками.
На канальном уровне проверяется также целостность кадра,
принятого по физической линии передачи. По Ethernet-адресу
(МАС-адресу, см. далее) определяется, что кадр доставлен пра-
вильно. По совпадению вычисленной контрольной суммы при-
нятого кадра и вложенной в кадр на передающей стороне эталон-
ной контрольной суммы проверяется, что принятый кадр не был
искажен. При положительном результате выполненных проверок
из кадра извлекается пакет данных и передается на сетевой уро-
вень. При отрицательном результате кадр отбрасывается. Каналь-
ный уровень ничего не делает для восстановления искаженного
или потерянного при передаче кадра. Эту функцию решает прото-
кол TCP на транспортном уровне, как было сказано выше.
Фактически современные ЛВС на канальном уровне работают
на технологии Ethernet. Ethernet передает данные без посылки
подтверждения о приеме, т. е. передающий компьютер посылает в
сеть кадры, а приемная машина не посылает подтверждений об их
приеме. Ethernet передает данные без предварительного установ-
ления соединения, как это делается, например, протоколом TCP
или при телефонной связи.
Физический уровень (1-й уровень). Сформированный кадр
Ethernet поступает на физический уровень передачи, где по физи-
ческой линии связи передается на хост № I. Тип линии связи оп-
ределяется в зависимости от скорости и дальности передачи.
Ниже для разных технологий Ethernet приведены необходимые
типы и характеристики линий связи.
Стандарты Ethernet 10Base-Tu 10 Base-Е В стандарте 10 Base-T
могут использоваться как две неэкранированные витые пары ка-
тегорий 3 или 5, так и экранированные витые пары категории
FTP.
Неэкранированная витая пара категории 3 имеет массовое
применение в телефонных линиях, поэтому стандарт был разра-
ботан под применение уже имеющихся кабелей. Витая пара кате-
гории 5 создана специально для применения в компьютерных се-
тях. Однако в АСУЭ применяется только экранированная витая
пара FTP, поскольку прокладывать сети приходится по зданиям
67
электростанции и подстанции с высоким уровнем электромаг-
нитных полей. При этом кабели с экранированной витой парой
применяют только внутри зданий длиной, ограниченной не-
сколькими десятками метров, а в остальных случаях используют
оптические кабели.
Стандарт 10 Base-F использует в качестве среды передачи мно-
гомодовые или одномодовые оптические кабели. Оптическая сеть
функционально строится на тех же элементах, что и в стандарте 10
Basc-T: сетевых адаптерах, коммутаторах, маршрутизаторах, оп-
тических кабелях, — только порты этих устройств должны быть
оптическими или подключаться к оптическим конверторам, пре-
образующим оптический сигнал в электрический с параметрами
интерфейса Ethernet 10 Base-T. Параметры физического уровня
этих стандартов приведены в табл. 6.1.
Длина сегмента при применении одномодового оптоволокна в
табл. 6.1 указана ориентировочно, для коммутируемых сетей она
зависит от используемых оптических приемопередатчиков (тран-
сиверов).
Стандарты Fast Ethernet 100 Base-TX (для витон пары) и 100
Base-FX (для волокно-оптической линии). В настоящее время имен-
но эти стандарты главным образом используется в сетях АСУЭ.
Переход со скорости 10 на 100 Мбит/с позволил увеличить пропу-
скную способность и сделать в целом работу АСУЭ более устойчи-
вой. Fast Ethernet полностью сохранил структуру сети 10 Base, но
10-крагное увеличение скорости передачи потребовало приме-
нить качест венную витую пару с расширенной полосой пропуска-
Таблица 6.1. Параметры физическою уровня Ethernet 10Base-T, 10Base-F в
дуплексном режиме
Параметр ] 0 Ва$е-Т 10 Base-Г
Скорость передачи, Мбит/с 10 10
К абель Экранированная витая пара ЕГР М но гомод о вы й и одно МО до - вый оптический кабель
Максимальное число станций в сети 1024 1024
Максимальная длина сегмента между узлами, м 100 2000 — многомод. 5000 — одномод.
Максимальная длина сегмента между узлами при использова- нии повторителей, м 500 2500 — многомод.
68
Таблица 6.2. Параметры физического уровня Fast Ethernet в дуплексном ре-
жиме
Параметр 100 Base-TX 100 Base-FX
Скорость передачи, Мбит/с 100 100
Кабель Экранированная витая пара FTP категории 5 М [ЮГОМОДОВЫЙ и одномо- довый оптический кабель
Максимальное количество станций в сети 1024 1024
Максимальная длина сегмента между узлами, м 100 2000 — многомод. 5000 — одномод.
Таблица 6.3. Парамегры физического уровня Gigabit Ethernet в дуплексном
режиме
Параметр 1000 Base-CX 1000 Base-SX 1000 Base-LX
Скорость передачи, Мбит/с 1000 1000 1000
Кабель Экранированная витал пара 100С> Мбит Z] = 150 Ом Многомодовый оптический кабель Олномодовый оптический кабель
Длина волны оптического излучения, нм — 850 ! 1300
Максимальное число станций в сети 1024 1024 1024
Максимальная длина сегмента между узлами, м 25 550 i 5000
ния и использовать помехоустойчивую систему кодирования ин-
формации в кадре. Параметры физического уровня этих стандар-
тов приведены в табл, 6,2,
Стандарты Gigabit Ethernet 1000 Base-CX, 1000 Base-SX, 1000
Base-LX. Главные предпосылки для создания Gigabit Ethernet
были те же самые, что дчя создания Fast Ethernet: увеличить ско-
рость передачи в 10 раз, сохранив при этом обратную совмести-
мость со старыми версиями Ethernet.
При скорости 1000 Мбит/с за 1 мс передается порядка 2000 кад-
ров, в результате менее скоростной приемник может быть очень
быстро «затоплен» непринятыми кадрами, 11оэтому на канальном
уровне были приняты специальные меры приторможения переда-
ваемых данных, когда приемник не успевает за передатчиком. 11а-
раметры физического уровня этих стандартов приведены в
табл, 6.3.
69
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
Сетевая маршрутизация
и коммутация данных
7.1. Маршрутизация доставки данных
Сетевой протокол определяет маршрут доставки пакетов меж-
ду отправителем и получателем. Для этого он собирает информа-
цию о топологии сети и выбирает оптимальный маршрут. Комму-
никационные устройства сети, работающие под управлением
IP-протокола. называются маршрутизаторами. Маршрутизаторы
выполняют необходимую коммутацию при передаче пакетов из
одной сети в другую и обеспечивают доставку пакета в сеть, где на-
ходится получатель. Маршрутизаторы имеют несколько портов,
каждый из которых включен в одну из соединяемых сетей. Схема
объединения двух сетей через маршрутизатор показана на рис. 7.1.
Для определения маршрута доставки пакета хостам и маршру-
тизаторам присваивают IP-адреса, которые назначаются систем-
ным администратором. IP-адрес является адресом сетевого ин-
терфейса, т. е. сетевого порта хоста, поэтому если хост имеет два
порт а, подключенных в разные сети, то, соответст венно, он будет
иметь и два IP-адреса. IP-адрес состоит из двух полей: адреса сети
и адреса порта устройства, включенного в сеть.
Дчя обеспечения доставки информационных пакетов маршру-
тизатор создает таблицу маршрутизации. При включении мар-
шрутизатор посылает по всем подключенным линиям специаль-
ное ознакомительное сообщение «Hello». При этом маршрутиза-
тор, находящийся на противоположном конце линии, посыл ает в
огвегсвой IP-адрес. После того, как вся информация о соседях со-
брана, маршрутизатор создаст пакет состояния линий со списком
IP-адресов соседних маршрутизаторов. Пакет состояния линий
70
ЛВС № 1
Хост 1
IPI
Хост 2
Адрес
IP2
К другим
устройствам
ССТИ 1
______ Порты
Адрес! коммутатора
Ethernet
Е2
ЕЗ
Маршрутизатор
IP3
IP4
ЛВС №2
Е4
Порты
ком мутатора12
Ethernet
Адрес
IP6
►Кдругим I
устройства xd
сети 2
Адрес
1Р5
„ Хост 4
Е6
Рис. 7.1. Две сети Ethernet, соединенные маршрутизатором
посылается от маршрутизатора к маршрутизатору, таким образом
распространяясь по сети. По принятым ответам соседних и других
маршрутизаторов заполняется таблица маршрутизации, которая в
результате учитывает всю топологию сети. Заполненная таблица
позволяет маршрутизатору выбрать оптимальный маршрут по-
сылки пакета от отправителя к получателю.
IP-протокол обычно включен в операционные системы хостов,
он также является основным элементом программного обеспече-
ния маршрутизаторов.
7.2. Коммутация данных
Сегодня классический Ethernet в виде общей шины практиче-
ски не применяется, вместо него используется коммутируемый
Ethernet, в котором компьютеры и другие устройства подключа-
ются друг к другу через устройства, называемые коммутаторами
(switch). Коммутируемый Ethernet — это, кроме самого Ethernet,
Fast Ethernet, Gigabit Ethernet, 10 Gigabit Ethernet, работающие со-
ответственно на скоростях 10,100, 1000 и 10000 Мбит/с. Ниже все
четыре технологии для сокращения объединим общим названием
Ethernet.
Несмотря на наличие у каждого хоста и маршрутизатора IP-ад-
реса, его недостаточно для отправки сообщений, поскольку ка-
нальный уровень не работает с I P-адресами. Для передачи данных
по сети Ethernet сетевые адаптеры хостов и маршрутизаторов име-
ют уникальные, неповторяющиеся Ethernet-адреса, называемые
71
МАС-адресами (Media Access Control). Они назначаются произ-
водителем оборудования и включают в первой половине адреса
код производителя. Для терминалов ЦРЗА вместо производителя
в МАС-адресе может указываться код стандарта протокола, уста-
новленного в ЦРЗА. По второй половине адреса определяется по-
рядковый номер устройства в сети.
В каждом устройстве имеется соответствие IP и Ethcrnct-адре-
са. IP-адресация используется на сетевом уровне, Ethernet-адре-
сация — на канальном уровне. На рис. 7.1 показаны устройства,
включенные в сети № 1 и 2, имеющие адреса сетевого уровня I Ря и
соответствующие им адреса канального уровня Ел.
МАС-адреса работают на канальном уровне. В сети, выполнен-
ной по одной технологии канального уровня, когда используются
коммутаторы, передача данных производится по МАС-адресам.
Взаимодействие МАС- и IP-адресов можно сравнить с отправ-
кой письма в другую страну. Почтовый индекс можно сопоста-
вить с IP-адресом, а почтовый адрес — с М АС-адресом. По почто-
вому индексу определяется кратчайший маршрут доставки в го-
род назначения через транзитные города или страны. Внутри
страны назначения доставку выполнят по почтовому адресу, ко-
торый написан на языке и в формате, принятом в данной стране.
Доставку по почтовому адресу можно сравнить с доставкой по
МАС-адресу хосту-получателю в подсети назначения.
МАС-адреса отправителя и получателя вставляются в переда-
ваемые кадры. Когда на порт коммутатора поступает кадр от под-
ключенного к этому порту устройства, коммутатор по адресу по-
лучателя направляет кадр в другой свой порт, к которому подклю-
чен получатель. Для выполнения правильных коммутаций
коммутатор создает таблицу адресов, подключенных к нему уст-
ройств, а также устройств других коммутаторов, если эти комму-
таторы соединены между собой. Сами коммутаторы адресов не
имеют. Таблицы адресов могут заполняться автоматически или
вручную. Коммутатор пересылает кадр с порта отправителя на
порт получателя. Передача между устройством и портом коммута-
тора осуществляется в дуплексном режиме. Это означает, что и
устройство и порт могут одновременно посылать кадры по двум
связывающим их линиям, как показано на рис. 7.2, не мешая пе-
редаче по другим портам коммутатора, т. е. столкновения между
разными портами невозможны.
72
Коммутатор
Рис. 7.2. Схема дуплексной передачи данных
Если на один порт одновременно направлены два кадра, го
один из кадров отправляется на временное хранение в буфер внут-
ри коммутатора, если его порт в этот момент занимается обработ-
кой другого кадра. Переполнение буфера коммутатора и, как
следствие, недопоставка кадров в пункт назначения могут проис-
ходить при неравномерном трафике, когда одновременно переда-
ются много кадров.
Поэтому при расчетах пропускной способности сети вводят ко-
эффициент использования р, который характеризует быстродей-
ствие коммутаторов, сетевых адаптеров и других приборов, участ-
вующих в передаче данных:
р=ь/т,
где b — среднее время обработки в коммутаторе одного кадра; Т —
средний период поступления кадров.
При неравномерном трафике, когда интенсивность потока
кадров примерно соответствует пуассоновскому распределению
во времени, т. е. большинство кадров передаются с малыми вре-
менными интервалами. Если р > 0,5, скорость передачи начинает
падать, а при р = 1 передача вообще прекращается. Графики зави-
симости скорости передачи информации и задержки передачи в
коммутаторе показаны на рис. 7.3 и 7.4.
Природа этого явления аналогична созданию на дорогах авто-
мобильных пробок.
73
Рис. 7.3. Зависимость скорости пере-
дачи информации в сети Гот коз Ьфи-
циенга использования р при идеаль-
ном (/) и фактическом (2) поведении
сети
Рис. 7.4. Зависимость задержки дос-
тупа к среде передали данных 7 в ком-
му гаторе от коэффициента испотьзо-
ванияр
Применение коммутаторов делает сеть также более безопас-
ной, поскольку' каждый компьютер подключен к одному порту
коммутатора и на этом участке нет липших слушателей, и как го-
ворят, трафик не сбегает в чужие руки.
74
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
Способы включения
терминалов ЦРЗА в АСУЭ
8-1. Включение терминалов ЦРЗА через
низкоскоростные интерфейсы
Низкоскоростными обычно считаются интерфейсы, обеспечи-
вающие передачу данных со скоростью, не превышающей не-
сколько сотен килобит в секунду. Это электрические интерфейсы
RS-485, RS-422, RS-232, TTL. При работе через эти интерфейсы
обычно используются такие протоколы обмена, как SPA-bus,
Modbus, Profibus, DNP3, ГОСТ Р МЭК 60870-5-ЮЗ.
В большинстве случаев порты связи терминалов защит выпол-
нены с электрическим интерфейсом, поэтому при применении
волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) необходимо уста-
навливать преобразователи электрического интерфейса в оптиче-
ский сигнал (преобразователи ГО).
Преобразователи FO, устанавливаемые у каждого терминала
ЦРЗА, в большинстве случаев соединяются в оптическое кольцо,
куда включается и ведущее устройство, выполняющее опрос и
прием информации от терминалов (рис. 8.4). Так, например,
включаются в АСУЭ терминалы серии SPAC фирмы АВИ или
БМРЗ 0.4 кВ НТЦ «Механотроника», устанавливаемые в КТП.
Оптические преобразователи могут устанавливаться на корпу-
се терминала и получать питание от внутреннего источника тер-
минала через его порт. Однако при снятии в ячейке оперативного
тока преобразователь будет обесточен, и при кольцевой тополо-
гии связь со всеми терминалами ЦРЗА, включенными в кольцо,
будет нарушена. Поэтому при кольцевой топологии необходимо
применять оптические преобразователи с независимым от терм и-
75
Рабочие станции
Л/с. & /. Схема включения терминалов ЦРЗА н оптическое кольцо
нала ЦРЗА питанием. Преобразователи, получающие питание от
терминала ЦРЗА, можно применять только при топологии «звез-
да».
Поскольку скорость обмена низкая, то, чтобы обеспечить
необходимое быстродействие системы, число терминалов, вклю-
чаемых в одно кольцо, ограничивается пятью-шестью. Т акое ог-
раничение обусловлено тем, что ведущее устройство ведет после-
довательный опрос терминалов, соответственно, чем больше тер-
миналов в одном кольце, тем больше цикл опроса.
Функции ведущего устройства часто выполняет сервер АСУЭ.
В РУ с большим числом терминалов ЦРЗА таких кольцевых ли-
ний связи с сервером может быть достаточно много. Каждое коль-
цо подключается к серверу через отдельный порт. Быстродейст-
вующий процессор сервера выполняет обмен данными с термина-
лами по каждому из колец и обеспечивает ввод полученной от
терминалов информации в свою базу данных. Из базы данных ин-
формация попадает на рабочие станции операторов в виде мнемо-
схем, текущих электрических параметров, аварийной и предупре-
дительной сигнализации.
] лавным недостатком низкоскоростных схем с кольцевой то-
пологией является небольшое число терминалов в кольие и, соот-
ветственно, формирование большого числа линий связи, прокла-
дываемых от РУ до сервера, который может быть установлен в
другом здании.
Для терминалов ЦРЗА с интерфейсом RS-485 целесообразно
применить способ, когда порты соседних терминалов соединяют-
ся витой парой, а в голове образовавшейся группы устанавливает-
ся один общий преобразователь (рис. 8.2).
Из-за низкой скорости передачи через интерфейс RS-485
(обычно не более 38,4 кбит/с) число терминалов в группе не
должно превышать пяти-шести. Кроме того, необходимо ограни-
чить длину кабеля RS-485, соединяющего терминалы 1руппы, до
30 — 35 м для выполнения требований электромагнитной совмес-
тимости (ЭМС) в соответствии с Г ОС I Р 51317.6.5—2006. Преоб-
разователи FO устанавливаются в ячейках в непосредственной
близости от терминалов защит. Там же должна устанавливаться
оптическая коробка (кросс) для подключения внешнего оптиче-
ского кабеля, соединяющего каждую группу терминалов ЦРЗА с
оборудованием АСУ. Поскольку таких кабе i ей может бьпь много,
77
Рабочие станции
Рис. 8.2. Включение терминалов ЦРЗА с портом RS-485
то целесообразно вместо прокладки их до сервера установить в РУ
шлюз, обеспечивающий формирование из этих низкоскоростных
каналов одного высокоскоростного канала Ethernet, по которому
данные будут передаваться на сервер. Вместе с информацией от
терминалов по высокоскоростному каналу на сервер может по-
ступать информация, собираемая через УСО. а также от счетчи-
ков электрической энергии и других устройств, установленных
в РУ.
Достоинствами такой схемы включения терминалов UP3A яв-
ляются:
• прокладка только одного кабеля связи между РУ и сервером;
78
• возможность вывода из работы любого терминала ЦРЗА без
нарушения связи с другими терминалами;
• значительно меньшее число преобразователей FO (в 5 - 6
раз) по сравнению с кольцевой схемой включения терминалов.
К недостаткам схемы можно отнести применение в помещении
РУ экранированной витой пары, хоть и ограниченной длины. Для
исключения влияния электромагнитных полей необходимо стро-
го соблюдать требования по прокладке в РУ информационных ка-
белей.
В данной схеме шлюз выполняет функцию преобразования
протокола, используемого в терминалах, например Modbus в
Modbus TCP с Ethernet в канале связи. Сервер для терминалов за-
щит является ведущим обмен устройством. Он посылает запрос
данных поочередно каждому терминалу и получает в ответ дан-
ные, которые вносятся в базу данных сервера. Если при разработ-
ке АСУЭ будет определено, что сервер существенно загружен и
требуется его разгрузка, функции ведения обмена с ЦРЗА могут
быть переданы шлюзу. В этом случае сервер не будет устанавли-
вать логическое соединение с каждым из терминалов, формиро-
вать запросы и ожидать ответы, а будет только принимать уже под-
готовленную шлюзом информацию.
8.2. Включение терминалов ЦРЗА через
выскоскоростные интерфейсы
В настоящее время в связи с включением в современные терми-
налы защит высокоскоростных протоколов на основе Fast
Ethernet скорости обмена данными в АСУ возросли более чем в
1000 раз, если сравнивать с большинством выпускаемых термина-
лов ЦРЗА в конце 90-х годов XX века. Высокие скорости передачи
и обработки данных позволили применить на нижнем и верхнем
уровнях АСУ одни и те же интерфейсы и протоколы передачи дан-
ных, что упростило структуру АСУ. С другой стороны, современ-
ное развитие телекоммуникационных технологий позволяет
строить высоконадежные сети за счет применения дублирован-
ных каналов связи и специализированных для релейной зашиты
протоколов Modbus, TCP/IP, ГОСТ Р МЭК61850 и др.
Резервированная сеть Ethernet топологии «звезда». Рассмотрим
вариант структуры АСУЭ, когда на нижнем уровне устанавлива-
ются терминалы REX 600-й серии фирмы ABB (RET 615, REF 620,
79
Рис. 8.3. Включение ЦРЗА в резервированную сеть Eternet топологии «звезда»
REM 620 и т. д.). Эти терминалы могут быть снабжены дополни-
тельным коммуникационным модулем, имеющим два независи-
мых оптических порта Fast Ethernet (интерфейс 100 Base-FX), Для
работы в сетях Fast Ethernet в терминалах реализованы протоколы
ГОСТ Р МЭК 61850, DNP3, TCP/IP. Используя эти коммуника-
ционные модули, можно построить полностью резервированную
сеть по топологии «звезда» или «кольцо».
На рис. 8.3 показана резервированная сеть с топологией «звезда».
В этой структуре используются два коммутатора Ethernet. К ка-
ждому коммутатору подключены по одному оптическому порту
коммуникационных модулей всех терминалов ЦРЗА. На сервере
АСУЭ устанавливаются два сетевых адаптера, к каждому из кото-
рых подключается соответствующий коммутатор. Фактически та-
кая сеть состоит из двух независимых сетей. При возникновении
неисправности в одной из сетей передачу данных продолжит вто-
рая сеть с нулевым временем переключения.
Главным достоинством такой схемы является ее высокая на-
дежность за счет 100% резервирования, независимость работы
сети от состояния отдельных терминалов, отключение или неис-
правность которых никак не скажется на работу остальной сети.
Недостатком схемы можно считать необходимость прокладки
большого числа кабелей — по два от каждого терминала до комму-
таторов. 1 акже следует отметить, что, поскольку нет прямых свя-
зей между терминалами, то GOOSE сообщения (см. гл. 11) будут
передаваться через дополнительный элемент — коммутатор.
80
Рабочие станции
Рис, 8,4. Включение ЦРЗА в резервированную есть Eternet топологии «кольцо*
Резервированная сеть топологии «кольцо». На примере приме-
нения оборудования Shneider-Electric рассмотрим включение
терминалов ЦРЗА Sepam 80 в АСУЭ но сети Ethernet и протоколу
ГОСТ Р МЭК 61850 (рис. 8.4). Применяемые терминалы Se-
pam 80 должны быть адаптированы под применение протокола
МЭК 61850. Для включения терминалов Sepam 80 в сеть Ethernet
необходимо использовать коммуникационный модуль FO типа
АСЕ 850.
Этот модуль обеспечивает передачу данных по протоколу
TCP/IP, используя волоконно-оптические линии связи. К терми-
налу Sepam модуль подключается электрическим кабелем. На мо-
дуле имеются два оптических порта с интерфейсом 100 Ba$e-FX.
Наличие двух портов позволяет организовать включение тер-
миналов в сеть Ethernet по топологии «резервированное оптиче-
ское кольцо». Для связи с сервером в схему включены два комму-
татора Ethernet, к каждому из которых подключается оптический
порт крайних в линии модулей. Коммутаторы соединены между
собой, что обеспечивает полное резервирование сети. К свобод-
ным портам коммутаторов могут подключаться линии других
электроустановок. Коммутаторы подключаются к серверу АСУЭ
через его сетевые адаптеры. Все модули имеют отдельное, незави-
симое от Sepam питание, что позволяет не нарушать работу сети
при выводе, например, одного из присоединений в ремонт. Мо-
дуль также выполняет функцию коммутатора сети, благодаря
чему данные будут направлят ься только получателю, не загружая
81
другие сегменты сети. Это важно при одновременной передаче по
сети GOOSE-сообшенчй (при обмене между ЦРЗА) и MMS-сооб-
щений, передаваемых на сервер АСУЭ (см. гл. 11). При обрыве од-
ного из участков сети работа сети не нарушается, а обеспечивается
коммуникационным оборудованием с нулевым временем пере-
ключения хак работа в линии.
82
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
Общие требования
к комплексу технических средств АСУЭ
Как указано в предыдущих главах, технические средства всех
подсистем объединяют в распределенный информацион-
но-управляющий комплекс АСУЭ, включающий серверы, рабо-
чие станции операторов, сетевое оборудование, программируе-
мые логические контроллеры подсистем и другое оборудование.
Далее приводятся наиболее важные требования к этому ком-
плексу, без выполнения которых невозможно обеспечить необхо-
димые потребительские свойства системы и ее надежную работу.
Каналы связи, локальные вычислительные сети и их организа-
ция. Информационные связи между устройствами верхнего уров-
ня АСУЭ обычно организуют в виде локальной вычислительной
сети Ethernet по протоколу TCP-IP со скоростью передачи не ме-
нее 10 Мбит/с. Локальная сеть верхнего уровня строится как мно-
госегментная за счет применения маршрутизаторов и шлюзов
(конвертор протоколов).
Каналы связи между верхним уровнем АСУЭ и контроллерами
нижнего уровня должны быть, как правило, волоконно-оптиче-
скими, что обеспечивает абсолютную помехозащищенность. При
необходимости организации связи между удаленными контрол-
лерами нижнего уровня могут использоваться волоконно-опти-
ческие линии связи или интерфейсы RS-422, RS-485, CAN, USB и
другие со стандартными общепринятыми протоколами связи.
Для распределенных объектов могут также применяться радиока-
налы и другие каналы связи.
Программное обеспечение. В качестве операционной системы
контроллеров нижнего и верхнего уровней должна использовать-
83
ся система реального времени. Программное обеспечение должно
обеспечивать:
• выполнение всех функций управления на всех уровнях;
• регламентированный доступ к информационным ресурсам
подсистем на основе установленных полномочий пользователей с
защитой от несанкционированного доступа;
• живучесть системы при отказах технических средств, а также
при пропадании электропитания. При восстановлении электро-
питания должно автоматически восстанавливаться функциони-
рование системы;
• автоматический переход подсистем верхнего и нижнего
уровней в автономные режимы работы при отказе канала связи
между верхним и нижним уровнями;
• проверку достоверности входной информации;
• сохранение всех видов информации (текущей, оперативной,
архивной) при тяжелых авариях, сопровождающихся потерей пи-
тания системы.
Загрузка ПО в устройства АСУЭ должна проводиться автома-
тически после подачи питания.
Быстродействие и метрологическое обеспечение* АСУЭ должна
обеспечивать возможность быстрого оперативного управления
системой электроснабжения. Время представления режимной и
сигнальной информации на экранах рабочих мест, а также время
от подачи команды управления до получения отзыва о ее исполне-
нии в условиях наибольшей загрузки контроллеров нижнего
уровня и сети обычно не должно превышать 1 — 1,5 с (без учета
собственного времени срабатывания исполнительного механиз-
ма). Допускается увеличение времени прохождения команд
управления для процессов и установок, не влияющих на надеж-
ность электроснабжения.
При проектировании АСУЭ должны быть выполнены расчеты,
определяющие скорость прохождения и обработки команд и сиг-
налов, на основании которых выбирают элементную базу и кор-
ректируют структуру АСУЭ. При этом в качестве исходных дан-
ных можно принимать:
• периодичность опроса аналоговых и дискретных сигналов в
системе электроснабжения (как правило, не должна превышать
ОД с);
84
• период обновления информации на средствах индикации
(не должен превышать 0,5 с).
Для установок, не влияющих на оперативность управления ос-
новными технологическими процессами АСУЭ, можно допустить
увеличение периодичности опроса и времени прохождения ко-
манд управления.
Момент срабатывания дискретных сигналов должен фиксиро-
ваться по первому замыканию контактов с контролем длительно-
сти дребезга (временной селекцией в течение примерно 10 мс).
Длительность выходных сигналов на включение выключателей
распредустройств 0,8 — 1 с, на отключение — до исполнения ко-
манды плюс время запаса 0,3 — 0,5 с.
Метрологическое обеспечение системы должно соответство-
вать ГОСТ 8.417, ГОСТ Р 8.596. Точность измерений электро-
энергии должна соответствовать требованиями ПУЭ [14].
Изоляция, гальваническая развязка цепей и электромагнитная
совместимость. Дискретные и аналоговые входы, а также релей-
ные выходы должны быть гальванически развязаны с внутренни-
ми цепями устройств. Сопротивление изоляции всех гальваниче-
ски развязанных цепей относительно корпуса и между собой в
обесточенном состоянии должно соответствовать табл. 7 в ГОСТ
Р 52931 (в нормальных условиях эксплуатации 20 МОм).
Изоляция всех электрических цепей (кроме порта последова-
тельной передачи данных) относительно корпуса и между собой в
зависимости от номинального напряжения цепи и условий испы-
таний должна выдерживать в течение 1 мин действие испытатель-
ного напряжения синусоидальной формы частотой (50 ± 2) Гц по
табл. 6 в ГОСТ Р 52931 (для цепей напряжением 220 В постоянно-
го или переменного тока 1,5 кВ).
Микропроцессорная техника обладает высокой чувствитель-
ностью к электромагнитным воздействиям и помехам, которые
могут приводить к отказам, неправильным действиям или повре-
ждению отдельных устройств АСУЭ или всей системы в целом.
Источниками таких помех могут быть разряды молнии, КЗ в элек-
трических сетях, коммутация электрических нагрузок, преднаме-
ренные атаки с помощью электромагнитного оружия (применя-
лись американской армией во время войны с Югославией) и даже
неблагоприятная электромагнитная обстановка в нормальном ре-
жиме работы.
85
Для предотвращения отказов выполняют расчеты электромаг-
нитной обстановки на объекте и ее совместимости с применяемой
техникой (ЭМС). Результатом расчетов являются мероприятия по
приведению электромагнитной обстановки в соответствие с пара-
метрами применяемых технических средств АСУЭ, например пу-
тем улучшения контура заземления, изменения расположения
молниеприемников, применения устройств защиты от импульс-
ных перенапряжений (УЗИП), другой трассировки контрольных
и информационных кабелей и др. После строительства проводит-
ся оценка реальной электромагнитной обстановки с помощью
специальных приборов [15, 16].
Соответственно для применяемых цифровых устройств уста-
новлены определенные требования к устойчивости при воздейст-
вии электромагнитных помех. Этим требованиям должны соот-
ветствовать все выпускаемые производителями устройства, на-
пример:
• оборудование АСУЭ, размещаемое на подстанциях, элек-
тростанциях в распределительных устройствах всех классов на-
пряжений (должно соответствовать требованиям ГОСТ Р
51317.6.5);
• оборудование АСУЭ, размещаемое в промышленных зонах с
коммутацией значительных индуктивных и емкостных нагрузок в
электрических сетях (должно соответствовать требованиям Г ОСТ
Р 51317.6.2);
• оборудование АСУЭ, размещаемое в производственных зо-
нах с малым энергопотреблением: операторные, аппаратные
(должно соответствовать требованиям ГОС! Р 51317.6.1).
Для оборудования АСУЭ должен быть установлен критерий ка-
чества функционирования — А, который означает, что оборудова-
ние АСУЭ функционирует нормально в условиях воздействия
электромагнитных помех.
Для обеспечения ЭМС микропроцессорных устройств необхо-
димо руководствоваться требованиями отраслевых стандартов и
стандартов ФСК ЕЭС СТО 56947007-29.240.044-2010 и СТО
56947007-29.240.043-2010.
В оборудовании АСУЭ должно быть обеспечено подавление
создаваемых радиопомех. Создаваемые индустриальные ратио-
помехи нс должны превышать норм для оборудования по ГОСТ Р
51318.22.
86
Изделия, входящие в состав системы, должны функциониро-
вать при заземлении на общий контур заземления. Технические
средства должны иметь защитное заземление в соответствии с
ГОСТ 12.1.030. Должна быть предусмотрена зашита от статиче-
ского электричества согласно ГОСТ 12.1.018. Заземление систе-
мы выполняется путем подключения к общему защитному зазем-
ляющему контуру с сопротивлением не более 4 Ом. По требова-
нию поставщика АСУЭ или отдельных подсистем может быть
допущено устройство отдельного инструментального контура за-
земления.
Заземление экранов и брони кабелей следует выполнять с двух
сторон при условии общего контура заземления на обоих концах
кабеля, в противном случае следует проводить заземление с одной
стороны кабеля.
Металлические элементы оптических кабелей должны зазем-
ляться при вводах в станционные сооружения, в технические по-
мещения, где устанавливается оборудование ВОЛС по РД
45.155-2000.
Во избежание электромагнитных наводок прокладку кон-
трольных кабелей выполняют по кратчайшему расстоянию; сило-
вые кабели прокладывают на максимально возможном удалении
от контрольных, но не ближе 0,5 м. Исключение составляют воло-
конно-оптические кабели, которые не подвержены электромаг-
нитным наводкам.
Диагностика аппаратуры и программного обеспечения. Диагно-
стика аппаратуры АСУЭ, т. е. проверка состояния всех техниче-
ских средств, включая контроль неисправности каналов и аппара-
туры связи, должна выполняться автоматически в процессе рабо-
ты. Может быть предусмотрен режим контроля системы, который
запускается оператором с рабочих станций. Данные о неисправ-
ности аппаратуры должны вводиться в базу данных, передаваться
на рабочие места, отображаться на экране с указанием отказавше-
го узла системы с точностью до блока и регистрироваться в прото-
коле событий.
Диагностика системы должна включать проверку прог раммно-
го обеспечения, сохранности резидентных программ, блокировку
запуска искаженных программ с отображением допущенных
ошибок и принятых решений на экранах рабочих мест.
87
Самодиагностика контроллеров должна обеспечиваться встро-
енными аппаратно-программными средствами.
Источники питания. Обычно предусматривают электропитание
системы от сети собственных нужд напряжением 220 В, 50 Ги пе-
ременного тока и от сети 220 В оперативного постоянного тока
или от двух секций щита постоянного тока (ШПТ) 220 В.
Технические средства АСУЭ должны правильно функциони-
ровать при изменении напряжения оперативного постоянного
тока на ±20 % номинального, в том числе при наличии перемен-
ной составляющей, имеющей частоту 100 Гидо 12 % номиналь-
ного значения. Эта переменная составляющая может появиться
при неисправностях в цепях ЩПТ из-за наличия статических
подзарядных агрегатов. При этом изменение параметров не долж-
но превышать ±3 % измеренных значений при напряжении опе-
ративного постоянного тока 220 В и отсутствии пульсаций.
Технические средства АСУЭ не должны давать ложных команд
и ложной информации при перерывах питания любой длительно-
сти с последующим восстановлением, при снижении напряжения
оперативного тока ниже 20 % номинального, а также при замыка-
ниях на землю в цепях оперативного тока. Замыкания на землю в
цепях оперативного постоянного тока не должны приводить к от-
казам в работе контроллеров АСУ.
Функционирование системы в условиях полного исчезновения
питания от основных источников должно осуществляться от ис-
точников бесперебойного питания (ИБП). Источники должны
обеспечивать питание системы в течение не менее 0,5 ч.
Переход с основного источника питания на резервный и обрат-
но должен осуществляться автоматически без потери работоспо-
собности системы.
Информационная безопасность (ИБ). Реализация системы И Б
АСУЭ представляет собой сложную комплексную задачу, реше-
ние которой должно выполняться на административном, проце-
дурном и программно-техническом уровнях [17].
Уровень программно-технических мер образует основной ру-
беж обеспечения ИБ АСУЭ. Подключение АСУЭ к сети Интернет
должно быть исключено. Однако использование различных тех-
нологий и протоколов вАСУТП создает благоприятную среду для
сетевых вирусов, которые способны с большой скоростью рас-
пространяться в любых сетях передачи данных с помощью почто-
88
вых сообщений, файлов документов, исполняемых файлов, ис-
пользуя уязвимости в системном и прикладном программном
обеспечении. На важность этой проблемы указывает то обстоя-
тельство, что ФБР США расследует попытки разрушения энерго-
систем через компьютерные сети.
Поэтому на программно-техническом уровне реализуются сле-
дующие сервисы ИБ:
• управление доступом;
• обеспечение целостности;
• обеспечение безопасного межсетевого взаимодействия;
• антивирусная защита;
• анализ защищенности;
• обнаружение вторжений;
• управление системой ИБ (непрерывный мониторинг со-
стояния, выявление инцидентов, реагирование).
Конструкция и климатическое исполнение. Устройства системы
должны функционировать без принудительной вентиляции.
Для подключения цепей от трансформаторов тока устройства
АСУЭ должны быть снабжены контактными наборными зажима-
ми, позволяющими подключение под винт М4 двух проводов се-
чением каждого до 2,5 мм2 или одного провода сечением 4 мм2.
Система должна безотказно работать при воздействии сину-
соидальных вибраций в диапазоне частот от 0,5 до 100 Гц, с мак-
симальной амплитудой ускорения 10 м/с2 (1#) и сохранять рабо-
тоспособность после воздействия синусоидальных вибраций в
диапазоне частот от 10 до 500 Гц с максимальной амплитудой ус-
корения 20 м/с2 (2#).
Устройства подсистем АСУЭ, разметаемые в помещениях с
нерегулируемыми климатическими условиями или под навесами,
должны быть рассчитаны на работу в диапазоне рабочих темпера-
тур объекта применения: обычно от —40 до +55 °C при относи-
тельной влажности до 98 % без конденсации влаги при температу-
ре 30 (С.
Устройства подсистем АСУЭ, размещаемые в специально тер-
мостатированном помещении или на диспетчерском пункте,
должны быть рассчитаны на работу в диапазоне рабочих темпера-
тур от +5 до +50 °C и относительной влажности до 80 % при тем-
пературе 35 °C.
89
В техническом задании на АСУЭ устанавливаются и другие
требования по механическим и климатическим воздействиям
(расширенный диапазон температур, ударопрочность, требова-
ния к транспортировке и хранению).
Надежность. АСУЭ должна функционировать в непрерывном
режиме круглосуточно. Показатели надежности функционирова-
ния АСУЭ должны устанавливаться в техническом задании на се
создание и быть не хуже предусмотренных в ГОСТ 26.205-88Е.
Организация эксплуатации. Внедрение АСУЭ позволяет изме-
нить структуру и организацию эксплуатации энергетического
оборудования. Вместе с тем, сама система АСУЭ требует органи-
зационных решений по поддержанию ее работоспособности.
Эксплуатация АСУЭ осуществляется пол наблюдением дежур-
ного сменного персонала, прошедшего специальное обучение.
Система должна быть выполнена так, ч гобы не 1 ребовалось пе-
риодического технического обслуживания, кроме замены отдель-
ных устройств при их неисправностях или отказах, которые обна-
руживаются самодиагностикой. Замена отказавших устройств
должна проводиться из ЗИП, входящего в комплект поставки сис-
темы.
Профилактическое обслуживание оборудования АСУЭ долж-
но осуществляться в соответствии с руководством по эксплуата-
ции, поставляемым в составе документации на АСУЭ.
Оборудование систем управления электроснабжением обычно
обслуживается специализированной группой инженеров-релей-
щиков. Специалисты службы АСУ привлекаются только для об-
служивания ЛВС АСУЭ. Обслуживание средств автоматизации
остальных объектов энергетики (например тепловодоснабжения
и водоотведения) должно выполняться специалистами службы
КИПиА.
Восстановительный ремонт отказавшего оборудования должен
проводиться на заводе-изготовителе или заводской ремонтной
бригадой на месте.
90
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
Пути повышения оперативности
и безопасности управления
Ликвидация избыточной информации. Бытует мнение, что если
уж создается АСУЭ, то в нее следует включить максимум инфор-
мации, порой совершенно не нужной. Перечни сигналов, обраба-
тываемых АСУ, создаются зачастую без необходимого анализа их
достаточности и необходимости, число сигналов достигает не-
скольких десятков тысяч. Естественно, что избыточная информа-
ция загромождает систему, уменьшает скорость передачи важной
информации, усложняет и удорожает обслуживание, снижает эф-
фективность работы операторов. Вал ненужных сигналов спосо-
бен создать такую психологическую нагрузку на оператора,
при которой он оказывается неспособным принять правильное
решение. Поэтому при создании АСУЭ чрезвычайно полезно
использовать методы инженерной психологии, позволяющие ис-
следовать поведение оператора в обстановке большой информа-
ционной нагрузки и оптимизировать количество выводимой ин-
формации. Ликвидация избыточной информации — это важней-
шая задача, которую необходимо решать на стадиях технического
задания и разработки системы.
Логическая обработка сигналов. Все сигналы, генерируемые
устройствами нижнего уровня, транслируются на верхний уро-
вень и зачастую представляются в списке событий на мониторе
оператора в полном объеме. При этом совершенно не учитывается
то обстоятельство, что одно аварийное событие (например КЗ на
шинах секции) может вызвать целую пачку сообщений (о сраба-
тывании дифференциальной защиты, дуговой защиты; об ава-
рийном отключении вводного и секционного выключателей, вы-
ключателей подключенных к секции генераторов или синхрон-
91
ных электродвигателей; о срабатывании защиты минимального
напряжениясекцип; об аварийном отключении отходящих линий
от защиты минимального напряжения; о неисправности транс-
форматора напряжения; о срабатывании автоматики быстрой
разгрузки генераторов другой секции, АЧР, АВР на отключенных
подстанциях и др.). В такой ситуации оператор оказывается в
сложном положении, поскольку за короткое время должен ос-
мыслить массу информации и принять верное решение. Известны
случаи, когда при сложной аварии верхний уровень давал такой
объем информации, что оператор оказывался не в состоянии се
обработать.
Очевидно, что вся информация, которая попадает на верхний
уровень АСУЭ. должна подвергаться автоматической логической
обработке и представляться оператору в сжатой, удобной для вос-
приятия форме. Иллюстрация такой обработки приведена на
рис. 10.1.
В настоящее время такая обработка сигналов практически от-
сутствует, делаются только первые шаги в ее осуществлении.
Советчик диспетчера. Дальнейшим развитием логической обра-
ботки сигналов является создание «советчика диспетчера», кото-
рый должен не только указать причину аварии, но и дать рекомен-
дации по се устранению. Советчик диспетчера должен также да-
вать рекомендации оператору по ведению нормального режима с
точки зрения уменьшения потерь в сети. Особенно велика роль
такого советчика по изменению режимов на подстанциях и элек-
тростанциях при приближении к границе устойчивости или опас-
ным для генераторов балансам активной и реактивной мощности
в узле энергосистемы с учетом возможных аварийных отключе-
ний части нагрузки.
Элементы диагностики основного оборудования. Диагностика
основного оборудования — это отдельная наука со своими диаг-
ностическими средствами. Однако часть задач диа! ностики мож-
но приближенно решить в рамках АСУЭ, пользуясь информаци-
ей, предоставляемой терминалами ЦРЗА.
В первую очередь, это диагностика ресурса выключателей. Тер-
минал ЦРЗА при отключениях КЗ записывает ток отключения и
накапливает информацию о его интегральном значении. Это зна-
чение характеризует ресурс выключателя. Обработка интеграль-
ного тока отключения и сравнение его с паспортным значением
92
Рис. 10. L Доставка информации на верхний уровень АСУЭ без (л) и после (б) ло-
гической обработки сигналов
для данного типа выключателя и является диагностикой ресурса
выключателя.
Аналогично можно обрабатывать ресурс двигателей, транс-
форматоров и другого электрооборудования. Например, зная ре-
сурс электродвигателя по времени при работе с полной нагрузкой
и сравнивая его с фактическими показателями, записанными тер-
миналом, можно определить, какое время осталось до исчерпания
паспортного ресурса электродвигателя. Это, наряду с другими
факторами, позволяет планировать ремонты или замену электро-
оборудования.
Определение мест повреждений (ОМП). В настоящее время
функции ОМП выполняют специальные устройства (МИР,
ФПМ, ИМФ и др.), подключаемые к трансформаторам тока ли-
ний электропередачи и трансформаторам напряжения секции
(системы) шин. Для определения расстояния до места поврежде-
ния требуется срез параметров аварийного режима, т. е. регистра-
93
ция всех фазных напряжений и трех токов из набора /в, /3/0.
Однако эти же параметры содержатся и в цифровом терминале,
они могут быть переданы на верхний уровень ЛСУЭ, где после со-
ответствующей математической обработки можно получить рас-
стояние до места повреждения. При этом можно отказаться от ус-
тановки приборов ОМП.
94
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
Новые направления в развитии АСУЭ
До недавнего времени каждый производитель строил систему
АСУЭ на основе тех протоколов передачи данных, которые он
считал наиболее подходящими. Использовались протоколы МЭК
60870-101/103/104, DNP3, фирменные протоколы MODBUS
Plus, SPAbus, LONbus, PROFIbus и т. д. Такое разнообразие реше-
ний приводило к отсутствию совместимости и взаимозаменяемо-
сти оборудования и к усложнению системной интеграции.
В настоящее время разработан универсальный стандарт пере-
дачи данных «Коммуникационные сети и системы для систем ав-
томатизации в электроэнергетике» I ЕС(МЭК) 61850, который по-
зволяет упорядочить разрозненные решения различных произво-
дителей.
Стандарт МЭК 61850 разрабатывался длительное время (более
10 лет). Он состоит из 25 различных документов, причем послед-
ние из них еще находятся в стадии доработки. Естественно, что
вследствие сложности и новизны рассматриваемых вопросов в
него будут вноситься необходимые изменения и дополнения.
Основные преимущества стандарта по сравнению со всеми су-
ществующими 118, 19]:
1) существенно облегчается интеграция устройств различных
производителей в единую систему. Создается возможность совме-
стной работы устройств разных производителей в единой комму-
никационной сети без применения шлюзов и преобразователей
протоколов. В настоящее время терминалы РЗА, выпускаемые
всеми основными производителями (ABB, Siemens, Schneider
Electric, ALSTOM, GE, ЭКРА, ИЦ «Бреслер» и др.), способны
поддерживать стандарт МЭК 61850;
95
2) возможность обмена информацией между терминалами по
общей цифровой шине, т. е. можно отказаться от прокладки кон-
трольных кабелей поперечных связей между устройствами РЗА,
разметенными в распределительных устройствах или на отдель-
ных панелях;
3) возможность ввода информации в терминал оттрансформа-
торов тока и напряжения в цифровом виде, т. е. можно отказаться
от контрольных кабелей между трансформаторами тока и напря-
жения и терминалами РЗА;
4) высокая скорость передачи данных и гарантированная дос-
тавка сообщений. Скорость передачи данных повышается на не-
сколько порядков, благодаря переходу от последовательных ин-
терфейсов со скоростью не более 0,0192 Мбит/с к Ethernet со ско-
ростью 100 Мбит/с. Значительно сокращается время считывания
аварийных осциллограмм, что существенно ускоряет разбор ава-
рийных ситуаций.
Стандарт МЭК 61850 предлагает использование трех протоко-
лов передачи данных:
• MMS (Manufacturing Message Specification — стандарт
ISO/IEC 9506) — протокол передачи данных реального времени и
команд диспетчерского управления между сетевыми устройства-
ми и/или программными приложениями. Он используется для
передачи данных от терминалов РЗА в SCADA-систему по сети со
стеком протоколов TCP/IP;
• GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event — стандарт
МЭК 61850-8-1) — протокол передачи данных о событиях на под-
станции. Он используется для обмена данными между терминала-
ми. Основывается на трехуровневой модели и регламентирует ра-
боту физического, канального и прикладного уровней;
• SV (Sampled Values — стандарт МЭК 61850-9-2) — протокол
передачи оцифрованных мгновенных значений от измеритель-
ных трансформаторов тока и напряжения. Используется при за-
мене цепей переменного тока, соединяющих устройства РЗА с из-
мерительными трансформаторами тока и напряжения, на цифро-
вые каналы. Это особенно важно для открытых подстанций на-
пряжением 110 кВ и выше.
В соответствии с изложенным можно представить себе три ва-
рианта построения АСУЭ с использованием стандарта МЭК
61850.
96
Рис. IL 1. Структурная схема АСУЭ при использовании только протокола MMS
по стандарту МЭК 61850
Первый вариант (рис. 77./). Цепи от трансформаторов тока и
напряжения до терминалов выполнены физическими проводами
(кабелями), например в КРУ 10(6) кВ. Обмен информацией меж-
ду терминалами осуществляется с использованием дискретных
входов/выходов терминалов и физических проводов (контроль-
ных кабелей). Протоколы GOOSE и SV нс используются. С'вязь с
верхним уровнем осуществляется по протоколу MMS через шину
станции (подстанции).
Второй вариант (рис. 1L2). Цепи от трансформаторов тока и
напряжения до терминалов выполнены физическими проводами
(кабелями), например в КРУ 10(6) кВ. Для обмена информацией
между терминалами используется протокол GOOSE.
Контрольные кабели между терминалами отсутствуют. Соот-
ветственно в терминалах существенно уменьшено число дискрет-
ных входов и выходов по сравнению с решениями, в которых для
97
Рабочая станция
MMS
Рис. 11.2. Структурная схема АСУЭ при переходе на цифровые связи между тер-
миналами по стандарту МЭК 618511
связи между терминалами использовались контрольные кабели.
Связь с верхним уровнем осуществляется через шину станции
(подстанции) по протоколу MMS.
Третий вариант. На рис. 11.3 показана структура АСУЭ так на-
зываемой цифровой подстанции.
Контрольные кабели между терминалами отсутствуют. Для об-
мена информацией между терминалами используется протокол
GOOSE. Контрольные кабели между терминалами (панелями за-
щиты) и выключателями, разъединителями, трансформаторами
тока и напряжения также отсутствуют. Информация от вспомога-
тельных контактов заземляющих разъединителей ЗР, выключате-
лей В и разъединителей Р через преобразователи П поступает на
технологическую шину, с помощью которой осуществляется об-
мен сигналами по протоколу GOOSE. Через нее же осу ществляет-
98
ЗР
ЗР
ВиР
Рис. 11.3. Структурная схема АСУЭ полностью цифровой подстанции по стан-
дарту МЭК 61850
ся доставка к терминалам информации от трансформаторов тока
ТТи напряжения TH. для чего используется протокол SV.
Для повышения надежности шина станции отделена от техно-
логической. Связь с верхним уровнем осуществляется через шину
станции по протоколу MMS.
Переход на стандарт МЭК 61850 существенно изменяет проце-
дуру проектирования и наладки АСУЗ.
Традиционно в составе проектной рабочей документации
АСУЭ выполняется разработка следующих материалов:
• структурной схемы АСУЭ;
• электрических схем шкафов АСУЭ;
99
• электрических схем включения объектов в АСУЭ;
• перечня сигналов (состава сигналов, их электрических и
временных характеристик);
• видоформ представления информации на рабочих станциях;
• кабельного журнала;
• спецификации оборудования;
• объемов монтажных работ и смет.
При этом имеется в виду, что проектировщик АСУЭ использу-
ет проектную документацию по РЗА, в составе которой разработа-
ны логические схемы терминалов РЗЛ и файлы их конфигурации,
приведены перечни передаваемых на верхний уровень сигналов,
разработаны схемы вторичной коммутации присоединений и
подстанции в целом. Рабочая документация поступает на объект,
где проводится наладка АСУЭ и ввод в работу.
При переходе на стандарт МЭК 61850 вместо прокладки кон-
трольных кабелей появляется необходимость конфигурирования
информационного обмена. Должны быть разработаны 120]:
• файл спецификации подстанции SSD, который включает в
себя описание однолинейной схемы, требования к выполняемым
функциям (в том числе функциям релейной защиты, учета и
управления) и их распределение по устройствам. Создается на ос-
нове ПО для спецификации системы;
• ICD-файлы, которые представляют собой файлы описания
возможностей устройства и содержат все возможные в устройстве
логические узлы и доступные точки данных, между которыми мо-
жет быть организован информационный обмен. Эти файлы дают-
ся производителем терминала;
• файл SCD, который описывает всю конфигурацию подстан-
ции и каждого отдельного устройства, логические связи между
всеми устройствами и параметры коммуникаций. Создается на
основе файлов SSD и ICO.
На этом процедура проектирования заканчивается.
На этапе наладки производите*! импорт сформированного
файла SCD в каждое из устройств РЗА с помощью конфигураци-
онного программного обеспечения (ПО), поставляемого с каж-
дым из используемых в проекте устройств. Из общего файла SCD
данное ПО выделяет необходимую часть, относящуюся к рассмат-
риваемому устройству — файл СЮ, который и загружается в уст-
ройство РЗА. Загрузка файлов SCD в каждое устройство по от-
100
дельности задает окончательную конфигурацию каждому из уст-
ройств.
Если в ходе наладки были выявлены какие-либо ошибки в кон-
фигурации, требуется вносить изменения в файл SCD. Далее про-
цедура обновления конфигурации должна быть проделана в отно-
шении всех устройств заново.
Такая сложная и трудоемкая процедура предполагает вовлече-
ние в процесс проектирования и разработки системы наладчиков
и специалистов по РЗА, причем профессии разработчиков АСУ и
РЗА во многом совмещаются. Для исключения ошибок еще на
этапе проектирования целесообразно выполнить моделирование
работы системы и всех ее функций. Это позволит предотвратить
случаи, когда из-за некорректной работы системы происходили
погашения крупных узловых объектов, а расследование этих си-
туаций крайне затруднено, поскольку даже для небольшой под-
станции, имеющей 20 присоединений, файл SCD представляет
собой практически нечитаемый текстовый документ объемом бо-
лее 1500 листов.
Таким образом, при переходе на стандарт МЭК 61850 дополни-
тельно к традиционной проектной документации добавляется
создание и проверка на модели файла SCD [20]. Для успешной
реализации в проекте необходимо представить полное докумен-
тирование всех коммуникаций по стандарту МЭК 61850 в графи-
ческом виде с указанием на чертеже идентификаторов логических
узлов, наборов данных, GOOSE-сообщений и т.п.
Особенностью этого стандарта является повышенные требова-
ния к вычислительным ресурсам и производительности сети. Для
обмена информацией используются, по сути, текстовые сообще-
ния (содержательные имена тэгов), что существенно упрощает
проектирование, наладку и эксплуатацию системы. Однако из-за
этого при передаче одного и того же объема данных протокол
МЭК 61850 генерирует в 20 — 30 раз больший сетевой трафик, чем
протокол МЭК 60870-5-104. Поэтому для построения систем на
базе стандарта МЭК 61850 требуется большее количество обору-
дования с более высокой производительностью, что необходимо
учитывать при проектировании.
Из изложенного очевидно, что для перехода на широкое ис-
пользование цифровых каналов передачи данных требуется серь-
езное повышение квалификации персонала различных уровней.
101
Недостатки стандарта МЭК 61850 [18 — 20]:
1) увеличение стоимости проектов и микропроцессорного
оборудования АСУЭ по сравнению с традиционными решениями.
Уменьшить затраты можно путем применения смешанных
конфигураций на базе комбинации протоколов МЭК 61850, МЭК
60870-5-103 и МЭК 60870-5-104. Такое решение применяется в
программно-техническом комплексе (НГК) Sinart-SPRECON
(совместная разработка ЗАО «РТСофт» и австрийской компании
Sprecher Automation), который атгестован для применения на
объектах ОАО «ФСК ЕЭС», Этот комплекс установлен и успешно
эксплуатируется на ПС 220 кВ «Широкая», ПС 220 кВ «Спасск»,
ПС 220 кВ «Береговая» (МЭС Востока), ПС «Татаурово» (МЭС
Сибири);
2) недостаточный уровень стандартизации информационного
обмена и инженерного ПО, позволяющего охватить все этапы
конфигурирования систем, построенных на базе оборудования
различных производителей. Стандарт дает разработчикам макси-
мум свободы выбора способов решения задач. Разработчики счи-
тают это одним из достоинств стандарта. Однако на практике это
пока приводит к несовместимости аппаратного и программного
обеспечения терминалов разных производителей, заявляющих о
поддержке стандарта МЭК 61850. Применение GOOSE-сообще-
ний между устройствами различных производителей крайне за-
труднено или невозможно;
3) время передачи GOOSE-сообщений не регламентировано и
может существенно увеличиваться при большой загрузке сети в
аварийных режимах. Поэтому использовать GOOSE для передачи
особо важных сигналов РЗА (без резервирования физическими
проводами) в условиях отсутствия необходимого опыта представ-
ляется опасным. В настоящее время в ряде проектов GOOSE-co-
общения применяются только для организации распределенной
оперативной блокировки разъединителей и заземляющих ножей.
Очевидно, что переход на стандарт МЭК 61850 должен прово-
диться последовательно, по мере накопления опыта, совершенст-
вования самого стандарта, программного обеспечения, а также
повышения квалификации проектного, наладочного и обслужи-
вающего персонала.
Переход может быть значительно облегчен в рамках типовых
проектов, когда для всех видов присоединений можно разрабо-
102
тать типовые логические схемы терминалов и 'гиповые файлы
конфигурации с поддержкой этого стандарта, а также типовые
схемы вторичной коммутации. Разумеется, что все это проще ре-
шить в рамках отраслевых условий, где число типовых решений
ограничено, и можно типизировать файлы SSD.
103
Список литературы
1. Правила технической эксплуатации электроустановок потреби-
телей. - СПб.: ДЕАН, 2003.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и се-
тей Российской Федерации. — М.: Энергосервис, 2003.
3. Олифер В. Г., Олифер JHL А. Компьютерные сети.. Принципы, тех-
нологии, протоколы: Учебник для вузов. — 4-е изд. — СПб.: Пи-
тер, 2012.
4. Гук М. Аппаратные средства локальных сетей: Энциклопедия. —
СПб.: Питер, 2004.
5. Таненбаум Э., Уэзеролл Д. Компьютерные сети. — 5-е изд. — СПб.:
Питер, 2012.
6. Беляев А* В., Юрганов А. А. Защита, автоматика и управление на
электростанциях малой энергетики. В 3 ч. — М.: НТФ «Энерго-
прогресс», 2010 [Библиотечка электроэнергетика. Приложение к
журналу «Энергетик». Вып. 6 (138), 7(139) 8(140)].
7. Беляев А. В., Шмурьев В. Я. Автоматизированные системы
управления энергетическими ресурсами: Материалы семинара;
СПб., 19 - 23 апр. 2004 г. - СПб.:/ПЭИпк, 2005.
8. 1 ОСТ 34.602- 89. Техническое задание на создание автоматизи-
рованной системы.
9. Беляев А. В. Вторичная коммутация в распределительных устрой-
ствах, оснащенных цифровыми РЗА: В 2 ч. — М.: НТФ «Энерго-
прогресс», 2009 [Библиотечка электроэнергетика. Приложение к
журналу «Энергетик». Вып. 9 (129), 10 (130)].
10. Сборник руководящих материалов Главтехуправления Минэнерго
СССР / Электротехническая часть. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.:
СПООРГРЭС, 1992. (Ч. 1.
11. Савицкий В. А., Рояк М. Ш. предотвращение неправильных сраба-
тываний цифровых технологических систем на КС при воздействии
электромагнитных помех // Газовая промышленность. 2011. № 1.
104
12. Экспериментальное определение характеристик дискретных входов
микропроцессорных терминалов релейной зашиты / Я. Л. Арцишев-
ский и др. // Энергоэксперт. 2011. № 2.
13. Шабад М. А. Автоматизация электрических сетей 6 — 35 кВ в сель-
ской местности. — Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1979.
14. Правила устройства электроустановок. — 7-е изд. — М.: Альвис, 2012.
15. СО 34,35.311—2004. Методические указания по определению элект-
ромагнитной обстановки и совместимости на электрических станци-
ях и подстанциях / Разраб. МЭИ ТУ, НПФ ЭЛНАП. — М.: Изд-во
МЭИ, 2004.
16. Требования по выполнению условий электромагнитной совместимо-
сти на объектах электроэнергетики: методические указания. — М.:
НТФ «Энергопрогрссс», 2005.
17. Воронцов А. Автоматизированные системы управления технологиче-
скими процессами [Электронный ресурс] // Вопросы безопасности.
Jet Info № 5, июль 2011 г. Режим доступа: http://www.jetinfo.ru/stati.
18. Аношин А. О., Головин А. В. Цифровые подстанции. Проблемы вне-
дрения устройств РЗА // Новости электротехники. 2012. № 2 (74).
19. Аношин А. О., Головин А. В. Цикл статей «Релейная защита. МЭК
61850»//Новостиэлектротехники. 2012. № 3(75); № 4(76); № 5 (77);
№ 6 (78); 2013. № 1 (79); www.news.elteh.ru.
20. Аношин А. О. Инжиниринг систем автоматизации цифровых под-
станций [Электронный ресурс] / А. О. Аношин, В. О. Тазин. // Режим
доступа: йПр://мэк61850.рф/2011/09/26.
105
Оглавление
Предисловие.................................................3
ГЛАВА ПЕРВАЯ. Место АСУЭ в структуре
АСУ ТП предприятия.......................................5
ГЛАВА ВТОРАЯ. Особенности систем электроснабжения
как объектов автоматизации..............................10
ГЛАВА ТРЕТЬЯ. Принципы построения АСУЭ.....................15
3.1. Функции и структура АСУЭ...........................15
3.2. Подсистема ЦРЗА....................................20
3.3. Подсистема ввода-вывода информации,
не передаваемой через терминалы ЦРЗА....................24
3.4. Подсистема управления протяженными
секционированными ЛЭП напряжением 6 — 10 кВ.............35
3.5. Подсистема ввода точного астрономического времени..38
3.6. Подсистема центральной и местной сигнализации......41
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. Общие принципы организации
обмена данными в АСУЭ...................................43
ГЛАВА ПЯТАЯ. Интерфейсы передачи данных....................47
5.1. Организация передачи данных в линиях связи
с интерфейсами RS-485, RS-422, RS-232C 32...............47
5.2. Интерфейс RS-485 ................................. 50
5.3. Интерфейс RS-422 ................................. 53
5.4. Интерфейс RS-232C..................................54
5.5. Волоконно-оптические линии связи...................55
ГЛАВА ШЕСТ АЯ. Протоколы передачи данных...................61
6.1 Протокол Modbus.....................................61
6.2. Протокол Proflbus..................................62
6.3. Протокол ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005 ............. 62
6.4. Протоколы ГСР/1Р...................................63
106
ГЛАВА СЕДЬМАЯ. Сетевая маршрутизация и коммутация
данных................................................70
7.1. Маршрутизация доставки данных....................70
7.2. Коммутация данных................................71
ГЛАВА ВОСЬМАЯ. Способы включения терминалов ЦРЗА
в АСУЭ................................................75
8.1. Включение терминалов ЦРЗА через низкоскоростные
интерфейсы............................................75
8.2. Включение терминалов ЦРЗА через выскоскоростные
интерфейсы............................................79
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ. Общие требования к комплексу
технических средств АСУЭ..............................#3
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ. Пути повышения оперативности
и безопасности управления.............................91
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ. Новые направления
в развитии АСУЭ.......................................95
Список литературы........................................104
107
Библиотечка электротехника
Приложение к производственно-массоеому журналу «Энергетик»
БЕЛЯЕВ АНАТОЛИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ
РОЯК МИХАИЛ ШОЛОМИЧ
Автоматизированные системы управления электроснабжением
на базе цифровых терминалов РЗА
АДРЕС РЕДАКЦИИ:
115280, Москва, ул. Автозаводская, 14
Тел. (495) 675-19-06, тел./факс 234-74-21
Редакторы: Л. Л, Жданова, И. В. Ольшанская
Сдано в набор 30.10.15. Подписано в печать 23.11.15.
Формат 60x84 !/|6- Печать офсетная.
Печ. л. 6,75. Заказ БЭТ/11 (203)-2015.
Макет выполнен издательством «Фолиум»: 127238, Москва, Дмитровское ш., 157.
Отпечатано типографией издательства «Фолиум»: 127238, Москва, Дмитровское ш., 157.
Журнал «Энергетика за рубежом»
Приложение к журналу «Энергетик»
Подписывайтесь на специальное приложение к жур-
налу «Энергетик» — «Энергетика за рубежом». Это
приложение выходит один раз в два месяца.
Журнал «Энергетика за рубежом» знакомит читателей
с важнейшими проблемами современной зарубежной
электроэнергетики:
— развитие и надежность энергосистем и энерго-
объединений;
— особенности и новшества экономических и рыночных
отношении в электроэнергетике;
— опыт внедрения прогрессивных технологий в энерге-
тическое производство;
— модернизация и реконструкция (перемаркировка)
оборудования электростанций, электрических и теп-
ловых сетей;
— распространение нетрадиционных и возобновляе-
мых источников энергии;
— энергосбережение, рациональное расходование
топлива и экологические аспекты энергетики.
Подписку можно оформить в любом почтовом от-
делении связи по объединенному каталогу «ПРЕССА
РОССИИ». Том 1. Российские и зарубежные газеты
и журналы.
Подписной индекс журнала «Энергетика за рубежом» —
приложения к журналу «Энергетик»
87261
OS авторах
Беляев
Анатолий Владимирович —
кандидат технических наук, доцент кафедры «Релей-
ная защита и автоматика электрических станций,
сетей и энергосистем» Петербургского энергетиче-
ского института повышения квалификации руково-
дящих работников и специалистов Минэнерго РФ
(ПЭИПК). Работает в ОАО «Оргэнергогаз» (Санкт-
Петербург) в должности начальника Инженерно-тех-
нического управления РЗА и АСУЭ. Автор более
80 печатных изданий по вопросам РЗА и АСУЭ, в том
числе книг «Вторичная коммутация в распредели-
тельных устройствах, оснащенных цифровыми
РЗА», «Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях
0,4 кВ», «Защита, автоматика и управление на элек-
тростанциях малой энергетики», «Автоматика и за-
щита на подстанциях с синхронными и частотно-
регулируемыми электродвигателями большой мощ-
ности».
Роя к
Михаил Шоломич —
преподаватель кафедры «Релейная защита и авто-
матика электрических станций, сетей и энергосис-
тем» Петербургского энергетического института по-
вышения квалификации руководящих работников и
специалистов Минэнерго РФ (ПЭИПК). Работает в
ОАО «Оргэнергогаз» (Санкт-Петербург) в должности
начальника отдела АСУЭ. Автор первого в отрасли
проекта АСУЭ на базе цифровых устройств РЗА.
Имеет ряд публикаций по вопросам выполнения
АСУЭ.
Цифровые защиты — основа АСУ электроэнергетики