РЗА-2010

Подождите немного. Документ загружается.

Релейная защита и автоматика энергосистем

340

МЕТОДИКИ И ПРОГРАММЫ РАСЧЕТОВ УСТАВОК

УСТРОЙСТВ РЗА И ОМП ВЛ ЕНЭС В ОАО «ФСК ЕЭС»

КОЗЛОВ В.М.

ОАО «ФСК ЕЭС»

1. СОЗДАНИЕ ОТДЕЛОВ РАСЧЕТОВ

Создание в филиалах ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Центров управления сетями (ЦУС). Приказ № 402

от 21.12.2006 г. и Приказ № 381 от 16.11.2007 г.

1.1. Типовая организационная структура Службы РЗА ЦУС

* В соответствии с нормативной численностью.

1.2. Функции МЭС:

• Общее руководство и координация деятельности подразделений расчетов Служб РЗА ПМЭС.

• Расчет параметров ЛЭП и оборудования ПС для формирования расчетной схемы сети 330 кВ и

выше.

• Разработка схемы замещения сети 330 кВ и выше в электронном и в графическом виде. Актуа-

лизация единой схемы замещения ЕНЭС.

• Расчет токов КЗ на шинах ПС 330 кВ и выше.

• Расчет электрических величин при сложных повреждениях в электрической сети.

• Расчет параметров срабатывания устройств РЗА тупиковых ЛЭП и оборудования ПС 330 кВ и

выше:

 Расчет параметров срабатывания устройств РЗА при новом включении, реконструкции или

вводе после ремонта.

 Анализ и своевременное приведение в соответствие параметров срабатывания устройств РЗА

схемам первичных соединений, режимам работы ЛЭП и электрооборудования.

 Расчет параметров настройки устройств ОМП ЛЭП 330 кВ и выше.

Начальник

Службы РЗА

Отдел оперативной эксплуатации РЗА

Заместитель начальника Службы РЗА –

начальник отдела оперативной эксплуатации РЗА

Специалист *

Отдел (группа) расчетов

Начальник отдела (специалист – руководитель

группы) расчетов

Специалист *

Москва, 1–4 июня 2010 г.

341

• Согласование выбранных параметров срабатывания устройств РЗА со службами РЗА смежных

филиалов ОАО «СО ЕЭС».

• Ведение базы параметров настройки устройств ОМП, устройств РЗА оборудования ПС и ЛЭП

сети 330 кВ и выше.

• Подготовка технической документации (заданий на изменение параметров настройки устройств

РЗА, устройств ОМП и т. п.).

• Выполнение необходимых расчетов для анализа работы или отказов устройств РЗА.

• Контроль хода и учет выполнения заданных параметров настройки устройств ОМП и устройств

РЗА.

• Организация и контроль расчетов определения места повреждения ЛЭП 220 кВ в подразделениях

расчетов Служб РЗА ПМЭС.

• Учет работы устройств ОМП ЛЭП ЕНЭС 330 кВ и выше.

• Выполнение контрольных расчетов для ОМП ЛЭП 330 кВ и выше МЭС.

1.3. Функции ПМЭС

• Расчет параметров ЛЭП и оборудования ПС для формирования расчетной схемы сети 220 кВ и

ниже объектов ЕНЭС.

• Разработка и поддержание схемы замещения сети ПМЭС в электронном и в графическом виде.

• Расчет токов КЗ на шинах ПС 220 кВ и ниже объектов ЕНЭС.

• Расчет электрических величин при сложных повреждениях в электрической сети.

• Расчет параметров срабатывания устройств РЗА тупиковых ЛЭП и оборудования ПС 220 кВ и

ниже:

• Расчет параметров срабатывания устройств РЗА тупиковых ЛЭП и объектов ЕНЭС 220 кВ и

ниже при новом включении, реконструкции или вводе после ремонта.

• Анализ и своевременное приведение в соответствие параметров срабатывания устройств РЗА

схемам первичных соединений, режимам работы ЛЭП и электрооборудования.

• Расчет защит ЩПТ и ЩСН объектов ЕНЭС.

• Расчет параметров настройки устройств ОМП ЛЭП ЕНЭС 220 кВ и ниже.

• Согласование выбранных параметров срабатывания устройств РЗА со службами РЗА смежных

филиалов ОАО «СО ЕЭС».

• Ведение базы параметров настройки устройств ОМП, устройств РЗА оборудования ПС и ЛЭП

ЕНЭС 220 кВ и ниже.

• Подготовка технической документации (заданий на изменение параметров настройки устройств

РЗА, устройств ОМП и т. п.).

• Выполнение необходимых расчетов для анализа работы или отказов устройств РЗА объектов

ЕНЭС 220 кВ и ниже.

• Контроль хода и учет выполнения заданных параметров настройки устройств ОМП и устройств

РЗА объектов ЕНЭС 220 кВ и ниже.

• Учет работы устройств ОМП ЛЭП ЕНЭС 220 кВ и ниже.

• Выполнение контрольных расчетов для ОМП ЛЭП ЕНЭС 220 кВ и ниже.

2. РЕГЛАМЕНТ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ОАО «СО ЕЭС»

И ОАО «ФСК ЕЭС» ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАСЧЕТОВ ПАРАМЕТРОВ

НАСТРОЙКИ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

Регламент взаимодействия ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» при выполнении расчетов парамет-

ров настройки устройств релейной защиты и автоматики введено в действие распоряжением ОАО

«ФСК ЕЭС» № 24р от 21.01.2010 г.

Релейная защита и автоматика энергосистем

342

2.1. Принципы распределения устройств релейной защиты

и автоматики между Системным оператором и ОАО «ФСК ЕЭС»

для выполнения расчета и выбора параметров настройки

Системный оператор осуществляет расчет и выбор параметров настройки следующих устройств

релейной защиты и автоматики ЛЭП и оборудования подстанций ЕНЭС, отнесенных к объектам

диспетчеризации Системного оператора и включенных в перечни в соответствии с разделом II дан-

ного регламента:

• Резервных защит автотрансформаторов (трансформаторов) с двухсторонним питанием, уста-

новленных на стороне высшего и среднего напряжения.

• Автоматического повторного включения (АПВ) автотрансформаторов стороны высшего и

среднего напряжения.

• АПВ шин 110 кВ и выше.

• Устройств резервирования отказа выключателей (УРОВ) 110 кВ и выше.

• Дифференциальных защит шин 110 кВ и выше.

• Дифференциальных защит ошиновок высшего и среднего напряжения автотрансформаторов и

трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.

• Автоматики компенсационного реактора (включенного в нейтраль шунтирующего реактора) на

ЛЭП 330 кВ и выше.

• Защит и АПВ на обходных выключателях, шиносоединительных (секционных) выключателях

110 кВ и выше.

• Приборов определения места повреждения (ОМП) и регистраторов аварийных событий (РАС)

ЛЭП 110 кВ и выше, отнесенных к ЕНЭС и находящихся в диспетчерском управлении или ведении

Системного оператора.

• Основных и резервных защит и АПВ ЛЭП 110 кВ и выше транзитной сети (двухстороннее пи-

тание), отнесенных к ЕНЭС и находящихся в диспетчерском управлении или ведении Системного

оператора.

• Задает режимы работы нейтралей автотрансформаторов, трансформаторов 110 кВ и выше.

2.2. Персонал ОАО «ФСК ЕЭС» осуществляет расчет

и выбор параметров настройки следующих устройств

релейной защиты и автоматики на подстанциях ЕНЭС:

• Основных защит ЛЭП 110 кВ и выше с односторонним питанием.

• Резервных защит ЛЭП 110 кВ и выше с односторонним питанием.

• АПВ ЛЭП 110 кВ и выше с односторонним питанием.

• Резервных защит трансформаторов с односторонним питанием.

• АПВ стороны среднего и низкого напряжения трансформаторов.

• Основных и резервных защит шунтирующих реакторов.

• Основных защит автотрансформаторов и трансформаторов.

• Резервных защит стороны низшего напряжения автотрансформаторов и трансформаторов.

• Дифференциальных защит ошиновок низшего напряжения автотрансформаторов и трансфор-

маторов.

• Основных и резервных защит синхронных компенсаторов, статических компенсаторов, кон-

денсаторных батарей, токоограничивающих реакторов, регулировочных трансформаторов.

• Защит шин 6-35 кВ.

• Защит на секционных выключателях 6-35 кВ.

• УРОВ 6-35 кВ.

• Автоматического включения резерва (АВР) 6-35 кВ.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

343

• Устройства контроля изоляции вводов (КИВ) автотрансформаторов и шунтирующих реакто-

ров.

• Технологических защит автотрансформаторов, реакторов и трансформаторов.

• Приборов определения места повреждения на ЛЭП (ОМП) и регистраторов аварийных событий

для ЛЭП и оборудования, находящегося в оперативном управлении персонала ФСК ЕЭС.

• Защиты компенсационного реактора (включенного в нейтраль шунтирующего реактора) на ЛЭП

330 кВ и выше.

• Сети постоянного оперативного тока.

• Сети переменного тока 0,4 кВ.

2.3. Порядок взаимного предоставления информации

Порядок взаимного предоставления информации для выполнения расчетов токов короткого замыкания

и выбора параметров настройки устройств релейной защиты и автоматики

• ФСК ЕЭС представляет Системному оператору параметры ЛЭП и оборудования подстанций

ЕНЭС, для внесения изменений в расчетные модели Системного оператора, при вводе новых или

реконструкции ЛЭП, подстанций не позднее, чем за 6 месяцев до их ввода в работу.

• ФСК ЕЭС ежегодно и по мере выявления представляет Системному оператору параметры дей-

ствующих ЛЭП и оборудования подстанций ЕНЭС, изменившиеся при их уточнении, для внесения

изменений в расчетные модели Системного оператора.

• Филиалы Системного оператора передают филиалам ФСК ЕЭС по запросу:

Суммарные токи, токи по всем ветвям первого пояса (фазные токи или симметричные состав-

ляющие токов при различных видах КЗ), расчетное предаварийное напряжение и суммарные со-

противления при КЗ на шинах подстанций ЕНЭС (стандартная форма выдачи результатов расчета

токов КЗ в формате АРМ СРЗА), необходимые для расчетов параметров срабатывания устройств РЗА

оборудования подстанций ЕНЭС.

Минимальные и максимальные режимы для выбора параметров настройки устройств РЗА обо-

рудования подстанций ЕНЭС определяет персонал ФСК ЕЭС.

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ И ПРОГРАММНОГО

ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПО РАСЧЕТУ УСТАВОК УСТРОЙСТВ РЗА

ОБОРУДОВАНИЯ ПС ЕНЭС НА ОСНОВАНИИ РАСПОРЯЖЕНИЯ

№ 458Р от 05.11.2009 г.

Программа разработки специализированного программного обеспечения для выполнения расчета и вы-

бора параметров срабатывания устройств РЗА объектов ЕНЭС

• Разработка методических указаний (стандартов) по расчету параметров срабатывания устройств

РЗА оборудования подстанций и ЛЭП ЕНЭС.

• Внедрение программного обеспечения по расчету токов короткого замыкания (ТКЗ) ЕНЭС.

• Разработка программного обеспечения по расчету параметров срабатывания устройств РЗА обо-

рудования подстанций и ЛЭП ЕНЭС.

В 2008-2009 гг. разработаны НТД – методические указания для выбора параметров настройки

микропроцессорных устройств РЗА основного подстанционного оборудования следующих фирм-

производителей: ООО НПП «ЭКРА», «GE Multilin», «AREVA», «АББ Автоматизация», ООО «ИЦ

«Бреслер».

На основе выше указанных НТД в составе комплекса программного обеспечения (КПО) «Про-

грамма автоматизированного расчета уставок РЗА» (ПАРУС РЗА) созданы программные модули для

микропроцессорных устройств РЗА основного подстанционного оборудования: трансформатор,

автотрансформатор, шунтирующий реактор, шины и ошиновки.

Релейная защита и автоматика энергосистем

344

3.1. Задачи на 2010 г.

Разработка методических указаний и программного обеспечения по выбору параметров срабаты-

вания устройств РЗА для следующего оборудования ПС ЕНЭС.

Производства фирмы «Siemens»: трансформаторы 110 кВ и выше, автотрансформаторы, шин и

ошиновки, шунтирующие реакторы.

Производства фирм ООО НПП «ЭКРА», «GE Multilin», «AREVA», «АББ Автоматизация», ООО

«ИЦ «Бреслер»: управляемый шунтирующий реактор, синхронный компенсатор, батарея статических

конденсаторов.

4. ПОРЯДОК ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ

АДМИНИСТРАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКОГО,

РЕМОНТНОГО И ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА

ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ВЛ ЕНЭС

В ОАО «ФСК ЕЭС». ПРИКАЗ № 192 от 29.03.2010 г.

Настоящий документ определяет:

• Порядок взаимодействия административно-технического, ремонтного и оперативного персонала

при определении места повреждения ВЛ;

• Регламентируемое время взаимодействия при определении места повреждения ВЛ.

4.1. Обязанности оперативного персонала

СОТУ ФСК и оперативного персонала ПС

при определении места повреждения ВЛ

Действия оперативного персонала ПС по определению места повреждения ВЛ:

• Сообщает показания устройств ОМП (фаза, ток, напряжение, при наличии показаний – рас-

стояние до места повреждения) оперативному персоналу СОТУ ФСК в течение 15 минут, если это не

задерживает процесс ликвидации аварии.

• Сообщает диспетчеру СО данные показаний устройств ОМП.

• Снимает осциллограммы РАС (микропроцессорных устройств РЗА) и передает эти данные со-

ответствующему оперативному персоналу СОТУ ФСК (контролирует факт автоматической передачи

файла).

• Рассчитывает расстояние до места повреждения ВЛ в следующем порядке:

а) в течение 30 минут с момента отключения ВЛ – производит первичный расчет, фиксирует

поврежденную фазу и место повреждения, используя данные устройств ОМП (расстояние до места

повреждения указанное приборами, токи и напряжения), формулы, таблицы токов КЗ и напря-

жений;

б) в течение 60 минут с момента отключения ВЛ – производит уточняющий расчет, используя

цифровые осциллограммы, полученные с РАС (микропроцессорных устройств РЗА), и специаль-

ные программы ОМП (WinBres, Disan/Lokator, ТКЗ-3000, АРМ-СРЗА с модулем ОМП). Анали-

зирует полученные результаты и выдает расчетную точку КЗ и зону обхода ВЛ.

• Получает от соответствующего диспетчера СО рассчитанные им расстояния до места поврежде-

ния ВЛ и поврежденную фазу. При неуспешном АПВ и РПВ ВЛ в случае несовпадения собственных

результатов расчета ОМП более чем на 10% от длины ВЛ с результатами, полученными от диспетчера

СО, производит уточняющие расчеты с привлечением соответствующего персонала служб РЗА МЭС

(ПМЭС), результаты которых являются окончательными.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

345

4.2. Обязанности персонала служб РЗА МЭС (ПМЭС)

при определении места повреждения ВЛ

• Персонал служб РЗА МЭС (ПМЭС) поддерживает в актуальном состоянии программное обе-

спечение и базы данных для расчета места повреждения ВЛ МЭС (ПМЭС), закрепленных за ними

утвержденными перечнями.

• Выполняет контрольный расчет места повреждения ВЛ при любых аварийных отключениях

ВЛ.

• Производит в течение рабочего времени контрольный расчет места повреждения ВЛ при ава-

рийных отключениях ВЛ с успешным АПВ. При аварийном отключении ВЛ в нерабочее время,

праздничные и выходные дни производит контрольный расчет места повреждения в течение первого

рабочего дня.

• Производит контрольный расчет места повреждения ВЛ при аварийных отключениях ВЛ с

неуспешным АПВ и РПВ в рабочее время в срок не более 60 минут с момента сообщения от опера-

тивного персонала СОТУ ФСК. При отключении ВЛ с неуспешным АПВ и РПВ в нерабочее (празд-

ничное) время, при необходимости, по решению технического руководства производит расчет места

повреждения в срок не более 120 минут, включая время прибытия на рабочее место.

• Производит контрольный расчет места повреждения ВЛ при неуспешном АПВ и РПВ в случае

расхождения между расчетными данными диспетчера СО и оперативного персонала СОТУ ФСК.

Регламентируемое время взаимодействия при определении места повреждения ВЛ ЕНЭС

№

п/п

Мероприятия

Порядок передачи информации с момента

аварийного отключения ВЛ не более:

При любых повреждениях ВЛ 220 кВ и выше

Передача оперативным персоналом ПС дан-

ных для проведения расчета места поврежде-

ния на ВЛ:

- показания устройств ОМП (расстояние до

места повреждения, токи и напряжения, по-

врежденную фазу);

- осциллограммы РАС (МП устройств РЗА)

Оперативному

персоналу СОТУ ФСК

Диспетчеру соответ-

ствующего филиала ОАО

«СО ЕЭС»

15* минут 20* минут

Расчет места повреждения ВЛ оперативным

персоналом СОТУ ФСК и выдача результатов

расчета места повреждения ВЛ с момента от-

ключения ВЛ

При проведении пер-

вичного расчета

При проведении уточ-

няющих расчетов

30 минут 60 минут

5. ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ СРЕДСТВ И СПОСОБОВ

ОМП ВЛ ЕНЭС В ОАО «ФСК ЕЭС».

(ПРИКАЗ № 192 от 29.03.2010 г.)

• Организация эксплуатации устройств определения места повреждения (ОМП), регистраторов

аварийных событий (РАС), организация ОМП ВЛ ЕНЭС.

• Выполнение целевых программ по укомплектованию объектов ЕНЭС устройствами ОМП и

регистраторами аварийных событий (РАС).

• Внедрение различных способов определения места повреждения (ОМП) всех ВЛ ЕНЭС напря-

жением 220 кВ и выше в Центрах управления сетями (ЦУС) и Службах РЗА МЭС (ПМЭС).

Релейная защита и автоматика энергосистем

346

5.1. В качестве способов ОМП ВЛ ЕНЭС в ОАО «ФСК ЕЭС»

применяются:

• ОМП по параметрам аварийного режима при помощи специальных формул и таблиц напряже-

ний и токов КЗ.

• Программный способ при помощи специальных программ (WinBres, Disan/Lokator, модуль ОМП

в АРМ-СРЗА или ТКЗ-3000).

• ОМП при помощи устройств ОМП (ИМФ-3Р, МИР-Р, РАС с функцией ОМП, МП РЗА с функ-

цией ОМП).

• Все указанные способы ОМП разделяют на односторонние и двухсторонние.

5.2. Приоритетность использования способов ОМП

для ВЛ ЕНЭС

• В качестве основного способа ОМП для всех ВЛ напряжением 220 кВ и выше использовать про-

граммное обеспечение для ОМП по данным аварийных осциллограмм (WinBres, Disan/Lokator и др.).

• В качестве вспомогательных способов использовать:

а) ОМП по параметрам аварийного режима (одностороннее и двухстороннее ОМП) при помощи

формул, таблиц напряжений и токов КЗ;

б) ОМП с помощью модуля ОМП программы АРМ-СРЗА (ТКЗ-3000);

в) по показаниям устройств ОМП (ИМФ-3Р, МИР-Р, РАС с функцией ОМП).

5.3. Порядок ОМП для ВЛ ЕНЭС

• Проведение оценочного расчета места повреждения ВЛ по показаниям устройств ОМП (ИМФ-3Р,

МИР-Р, РАС с функцией ОМП).

• Проведение первичного двухстороннего расчета места повреждения по параметрам аварийного

режима при помощи формул, таблиц напряжений и токов КЗ или, при наличии, с помощью модуля

ОМП программы АРМ-СРЗА (ТКЗ-3000).

• Проведение уточняющего расчета места повреждения программным способом по односторон-

нему и двухстороннему замеру, по получении файлов осциллограмм с обоих концов ВЛ.

• Проведение анализа полученных данных ОМП при использовании всех методов. При анализе

следует ориентироваться на двухсторонние методы расчета.

Москва, 1–4 июня 2010 г.

347

«ЭКРА-АВТОТЕСТ» –

СИСТЕМА АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ КОМПЛЕКСНОЙ

ПРОВЕРКИ ОБОРУДОВАНИЯ РЗА И ПА

СОЛОВЬЕВ М.Ю.

ООО НПП «Экра»

Жизненный цикл любого устройства микропроцессорной релейной защиты связан с проверками,

сопровождающими весь период эксплуатации, начиная с проверки при первом включении и далее,

во время планового и внепланового технического обслуживания, которые, как известно, имеют не-

сколько видов, таких как:

• проверка при новом включении (наладка);

• плановый профконтроль и профвосстановление;

• внеочередная проверка;

• послеаварийная проверка.

В связи с большим разнообразием современных микропроцессорных релейных защит службы РЗА

часто сталкиваются с неопределенностями в вопросах проведения проверок в части объема испытаний

и надежности предлагаемых методик. Научно-производственное предприятие «ЭКРА» не оставляет

без внимания вопросы, связанные с техническим обслуживанием своих микропроцессорных защит

и в ответ на возрастающие потребности в качественной и быстрой проверке предлагает программно-

технический комплекс собственной разработки. Основой комплекса является гибкая программная

платформа под названием «ЭКРА-АВТОТЕСТ», которая изначально предназначалась для автомати-

зации приемо-сдаточных испытаний шкафов и терминалов микропроцессорной релейной защиты

производства НПП «ЭКРА». Изначальная направленность программы «ЭКРА-АВТОТЕСТ» на

приемо-сдаточные испытания и использование ее в качестве основного инструмента при проверке

микропроцессорных релейных защит в производственном цикле НПП «ЭКРА» обладает рядом важ-

ных преимуществ, а именно:

• пополняемая база данных обо всех типо-исполнениях изделий позволяет осуществить 100% и

достоверный контроль встроенных функций микропроцессорной релейной защиты, недоступных

при обычных методах тестирования ввиду особенности построения внутренней логики;

• приемо-сдаточные испытания обладают наибольшим объемом тестирования, что позволяет обе-

спечить необходимые проверки технического обслуживания, при этом лишние этапы тестирования

просто убираются из программного обеспечения;

• расширение номенклатуры и модернизация устройств, производимых «НПП ЭКРА», сопрово-

ждается непрерывным обновлением программы «ЭКРА-АВТОТЕСТ»;

• активное использование комплекса в производстве, а также тесное сотрудничество разработчиков

комплекса с наладчиками шкафов микропроцессорных релейных защит способствует непрерывному

совершенствованию программного комплекса в части удобства практического использования.

Программный комплекс «ЭКРА-АВТОТЕСТ» позволяет проводить испытания в соответствии с

протоколом приемо-сдаточных испытаний, разработанных ООО «НПП ЭКРА», в том числе в соот-

ветствии с «Методическими указаниями по техническому обслуживанию», составленными с учетом

опыта проведения пуско-наладочных работ и эксплуатации подобных шкафов в энергосистемах.

Программа автоматической проверки микропроцессорной релейной защиты:

• обеспечивает автоматическое чтение и контроль уставок и параметров испытываемого устрой-

ства в процессе выполнения тестов с их последующим восстановлением по завершении всех этапов

проверки;

Релейная защита и автоматика энергосистем

348

• обеспечивает удобный пользовательский интерфейс, позволяющий минимизировать ошибки

пользователей при проведении испытаний;

• обеспечивает возможность настройки уставок и параметров устройства до начала испытаний;

• обеспечивает возможность выдавать сигналы сложной формы, программно сформированные

или загруженные из Comtrade-файла любое продолжительное время, подгружая данные сигналов в

режиме реального времени;

• обеспечивает возможность выполнения уже имеющихся тестов с регистрацией срабатываний

испытываемого устройства по GOOSE-сообщениям, вместо физического подключения к дискретным

входам испытательной установки;

• обеспечивает возможность выполнения испытаний в автоматическом режиме, когда тесты вы-

полняются последовательно один за другим, или в ручном режиме, когда пользователь может сам

выполнить произвольные тесты из списка по выбору;

• обеспечивает возможность поддержки новых типов устройств серий БЭ2704 и БЭ2502, а также

новых версий программного обеспечения этих устройств;

• гибкость программной платформы обеспечивает возможность создания новых пользовательских

видов испытаний;

• обеспечивает автоматический учет соединений и переключений между испытываемым устрой-

ством и испытательной установкой в процессе выполнения тестов. Под этим подразумевается набор

средств, который позволяет контролировать и оптимизировать переключения в процессе испытаний,

а также среда для удобного описания соединений и переключений в тестах;

• обеспечивает возможность автоматического создания протоколов по результатам испытаний с

занесением значений уставок и параметров устройства;

• обеспечивает возможность модификации существующих планов испытаний и шаблонов отчетов

Пользователем;

• обеспечивает возможность контроля времени проведения испытаний, а также сбор статисти-

ческой информации по результатам испытаний пользователей (например, количество испытанных

шкафов за месяц, год, возможности сортировки по типам, времени и т. д.).

Преимуществами программно-технического комплекса обладает не только программная, но и

аппаратная часть испытательного комплекса. ПО «ЭКРА-АВТОТЕСТ» интегрировано с испытатель-

ными установками CMC, фирмы Omicron, являющегося лидером мирового рынка тестирующего обо-

рудования для электроэнергетики. На сегодняшний день это единственная тестирующая установка,

аттестованная в ОАО «ФСК ЕЭС» и обладающая превосходящей конкурентов гибкостью благодаря

специализированному языку SM Engine, включающему порядка 150 специализированных функций,

в том числе реального времени. Уникальность SM Engine позволила НПП «ЭКРА» осуществлять про-

верки не только устройств РЗА, но и микропроцессорных устройств противоаварийной автоматики

в реальном времени. Это стало достижимо благодаря высокой точности выходных генераторов тока

(дискретность 50 мкА) и дискретности времени выдачи выходных значений в режиме реального

времени, составляющей 100 мкс.

Выбор в пользу испытательного оборудования Omicron CMC состоялся ввиду ряда преимуществ,

выявленных в сравнении с другими устройствами этого класса:

• CMC обладает большим количеством аналоговых выходов с широкими диапазонами выдаваемых

токов и напряжений при больших выходных мощностях. При шестифазном режиме СМС выдает

32 А по каждой фазе, а четыре канала напряжения выдают по 300 В на фазе (соответственно 600 В

междуфазное);

• большие выходные мощности аналоговых выходов (для источников тока: до 1740 ВА в однофаз-

ном режиме и до 860 ВА в трехфазном режиме; для источников напряжения: до 200 ВА в однофазном

и до 100 ВА в однофазном);

• высокая точность аналоговых выходов;

• способность генерировать сигналы в расширенном диапазоне частот (до 3000 Гц);

• дискретные входы CMC могут быть сконфигурированы либо как «сухие» контакты, либо как

потенциальные (с регулируемым пороговым напряжением);

Москва, 1–4 июня 2010 г.

349

• возможность использовать 10 дискретных входов в качестве аналоговых входов (в режиме муль-

тиметра);

• CMC обладает относительно небольшими габаритными размерами и весом (16,6 кг);

• наличие специальных низкоуровневых выходов для подключения внешних усилителей или для

непосредственного тестирования реле с низкоуровневыми входами посредством моделирования не-

стандартных ТТ и ТН;

• наличие низковольтных дискретных выходов;

• наличие двух высокоскоростных портов Ethernet для связи с компьютером и другими внешними

устройствами;

• поддержка GOOSE-сообщений по стандарту МЭК61850.

В результате гибкость программной платформы и широкий диапазон возможностей аппаратной

части OMICRON позволяют реализовать любые режимы, существенно снизив привычные ограни-

чения.

НПП «ЭКРА» создала программный комплекс «ЭКРА-АВТОТЕСТ» не просто как «очередной

продукт» из великого множества универсальных и специализированных программ тестирования РЗА,

а как эффективный инструмент, позволяющий минимум в 3 раза сократить время проверок микро-

процессорных релейных защит, а также повысить надежность и качество проводимых поверок сведя

к минимуму «человеческий» фактор.