имеются случаи, когда

ИБП для централизованных систем питания
ИБП для централизованного питания нагрузок
-
[Интент]

ИБП для централизованных систем питания

А. П. Майоров

Для многих предприятий всесторонняя защита данных имеет жизненно важное значение. Кроме того, есть виды деятельности, в которых прерывания подачи электроэнергии не допускаются даже на доли секунды. Так работают расчетные центры банков, больницы, аэропорты, центры обмена трафиком между различными сетями. В такой же степени критичны к электропитанию телекоммуникационное оборудование, крупные узлы Интернет, число ежедневных обращений к которым исчисляется десятками и сотнями тысяч. Третья часть обзора по ИБП посвящена оборудованию, предназначенному для обеспечения питания особо важных объектов.

Централизованные системы бесперебойного питания применяют в тех случаях, когда прерывание подачи электроэнергии недопустимо для работы большинства единиц оборудования, составляющих одну информационную или технологическую систему. Как правило, проблемы питания рассматривают в рамках единого проекта наряду со многими другими подсистемами здания, поскольку они требуют вложения значительных средств и увязки с силовой электропроводкой, коммутационным электрооборудованием и аппаратурой кондиционирования. Изначально системы бесперебойного питания рассчитаны на долгие годы эксплуатации, их срок службы можно сравнить со сроком службы кабельных подсистем здания и основного компьютерного оборудования. За 15—20 лет функционирования предприятия оснащение его рабочих станций обновляется три-четыре раза, несколько раз изменяется планировка помещений и производится их ремонт, но все эти годы система бесперебойного питания должна работать безотказно. Для ИБП такого класса долговечность превыше всего, поэтому в их технических спецификациях часто приводят значение важнейшего технического показателя надежности — среднего времени наработки на отказ (Mean Time Before Failure — MTBF). Во многих моделях с ИБП оно превышает 100 тыс. ч, в некоторых из них достигает 250 тыс. ч (т. е. 27 лет непрерывной работы). Правда, сравнивая различные системы, нужно учитывать условия, для которых этот показатель задан, и к предоставленным цифрам относиться осторожно, поскольку условия работы оборудования разных производителей неодинаковы.

Батареи аккумуляторов

К сожалению, наиболее дорогостоящий компонент ИБП — батарея аккумуляторов так долго работать не может. Существует несколько градаций качества батарей, которые различаются сроком службы и, естественно, ценой. В соответствии с принятой два года назад конвенцией EUROBAT по среднему сроку службы батареи разделены на четыре группы:

10+ — высоконадежные,
10 — высокоэффективные,
5—8 — общего назначения,
3—5 — стандартные коммерческие.

Учитывая исключительно жесткую конкуренцию на рынке ИБП малой мощности, производители стремятся снизить до минимума начальную стоимость своих моделей, поэтому часто комплектуют их самыми простыми батареями. Применительно к этой группе продуктов такой подход оправдан, поскольку упрощенные ИБП изымают из обращения вместе с защищаемыми ими персональными компьютерами. Впервые вступающие на этот рынок производители, пытаясь оттеснить конкурентов, часто используют в своих интересах неосведомленность покупателей о проблеме качества батарей и предлагают им сравнимые по остальным показателям модели за более низкую цену. Имеются случаи, когда партнеры крупной фирмы комплектуют ее проверенные временем и признанные рынком модели ИБП батареями, произведенными в развивающихся странах, где контроль за технологическим процессом ослаблен, а, значит, срок службы батарей меньше по сравнению с "кондиционными" изделиями. Поэтому, подбирая для себя ИБП, обязательно поинтересуйтесь качеством батареи и ее производителем, избегайте продукции неизвестных фирм. Следование этим рекомендациям сэкономит вам значительные средства при эксплуатации ИБП.

Все сказанное еще в большей степени относится к ИБП высокой мощности. Как уже отмечалось, срок службы таких систем исчисляется многими годами. И все же за это время приходится несколько раз заменять батареи. Как это ни покажется странным, но расчеты, основанные на ценовых и качественных параметрах батарей, показывают, что в долгосрочной перспективе наиболее выгодны именно батареи высшего качества, несмотря на их первоначальную стоимость. Поэтому, имея возможность выбора, устанавливайте батареи только "высшей пробы". Гарантированный срок службы таких батарей приближается к 15 годам.

Не менее важный аспект долговечности мощных систем бесперебойного питания — условия эксплуатации аккумуляторных батарей. Чтобы исключить непредсказуемые, а следовательно, часто приводящие к аварии перерывы в подаче электропитания, абсолютно все включенные в приведенную в статье таблицу модели оснащены самыми совершенными схемами контроля за состоянием батарей. Не мешая выполнению основной функции ИБП, схемы мониторинга, как правило, контролируют следующие параметры батареи: зарядный и разрядный токи, возможность избыточного заряда, рабочую температуру, емкость.

Кроме того, с их помощью рассчитываются такие переменные, как реальное время автономной работы, конечное напряжение зарядки в зависимости от реальной температуры внутри батареи и др.

Подзарядка батареи происходит по мере необходимости и в наиболее оптимальном режиме для ее текущего состояния. Когда емкость батареи снижается ниже допустимого предела, система контроля автоматически посылает предупреждающий сигнал о необходимости ее скорой замены.

Топологические изыски

Долгое время специалисты по системам электропитания руководствовались аксиомой, что мощные системы бесперебойного питания должны иметь топологию on-line. Считается, что именно такая топология гарантирует защиту от всех нарушений на линиях силового питания, позволяет фильтровать помехи во всем частотном диапазоне, обеспечивает на выходе чистое синусоидальное напряжение с номинальными параметрами. Однако за качество электропитания приходится платить повышенным выделением тепловой энергии, сложностью электронных схем, а следовательно, потенциальным снижением надежности. Но, несмотря на это, за многолетнюю историю выпуска мощных ИБП были разработаны исключительно надежные аппараты, способные работать в самых невероятных условиях, когда возможен отказ одного или даже нескольких узлов одновременно. Наиболее важным и полезным элементом мощных ИБП является так называемый байпас. Это обходной путь подачи энергии на выход в случае ремонтных и профилактических работ, вызванных отказом некоторых компонентов систем или возникновением перегрузки на выходе. Байпасы бывают ручными и автоматическими. Они формируются несколькими переключателями, поэтому для их активизации требуется некоторое время, которое инженеры постарались снизить до минимума. И раз уж такой переключатель был создан, то почему бы не использовать его для снижения тепловыделения в то время, когда питающая сеть пребывает в нормальном рабочем состоянии. Так появились первые признаки отступления от "истинного" режима on-line.

Новая топология отдаленно напоминает линейно-интерактивную. Устанавливаемый пользователем системы порог срабатывания определяет момент перехода системы в так называемый экономный режим. При этом напряжение из первичной сети поступает на выход системы через байпас, однако электронная схема постоянно следит за состоянием первичной сети и в случае недопустимых отклонений мгновенно переключается на работу в основном режиме on-line.

Подобная схема применена в ИБП серии Synthesis фирмы Chloride (Сети и системы связи, 1996. № 10. С. 131), механизм переключения в этих устройствах назван "интеллектуальным" ключом. Если качество входной линии укладывается в пределы, определяемые самим пользователем системы, аппарат работает в линейно-интерактивном режиме. При достижении одним из контролируемых параметров граничного значения система начинает работать в нормальном режиме on-line. Конечно, в этом режиме система может работать и постоянно.

За время эксплуатации системы отход от исходной аксиомы позволяет экономить весьма значительные средства за счет сокращения тепловыделения. Сумма экономии оказывается сопоставимой со стоимостью оборудования.

Надо отметить, что от своих исходных принципов отошла еще одна фирма, ранее выпускавшая только линейно-интерактивные ИБП и ИБП типа off-line сравнительно небольшой мощности. Теперь она превысила прежний верхний предел мощности своих ИБП (5 кВА) и построила новую систему по топологии on-line. Я имею в виду фирму АРС и ее массив электропитания Simmetra (Сети и системы связи. 1997. № 4. С. 132). Создатели попытались заложить в систему питания те же принципы повышения надежности, которые применяют при построении особо надежной компьютерной техники. В модульную конструкцию введена избыточность по отношению к управляющим модулям и батареям. В любом из трех выпускаемых шасси из отдельных модулей можно сформировать нужную на текущий момент систему и в будущем наращивать ее по мере надобности. Суммарная мощность самого большого шасси достигает 16 кВА. Еще рано сравнивать эту только что появившуюся систему с другими включенными в таблицу. Однако факт появления нового продукта в этом исключительно устоявшемся секторе рынка сам по себе интересен.

Архитектура

Суммарная выходная мощность централизованных систем бесперебойного питания может составлять от 10—20 кВА до 200—300 МВА и более. Соответственно видоизменяется и структура систем. Как правило, она включают в себя несколько источников, соединенных параллельно тем или иным способом. Аппаратные шкафы устанавливают в специально оборудованных помещениях, где уже находятся распределительные шкафы выходного напряжения и куда подводят мощные входные силовые линии электропитания. В аппаратных помещениях поддерживается определенная температура, а за функционированием оборудования наблюдают специалисты.

Многие реализации системы питания для достижения необходимой надежности требуют совместной работы нескольких ИБП. Существует ряд конфигураций, где работают сразу несколько блоков. В одних случаях блоки можно добавлять постепенно, по мере необходимости, а в других — системы приходится комплектовать в самом начале проекта.

Для повышения суммарной выходной мощности используют два варианта объединения систем: распределенный и централизованный. Последний обеспечивает более высокую надежность, но первый более универсален. Блоки серии EDP-90 фирмы Chloride допускают объединение двумя способами: и просто параллельно (распределенный вариант), и с помощью общего распределительного блока (централизованный вариант). При выборе способа объединения отдельных ИБП необходим тщательный анализ структуры нагрузки, и в этом случае лучше всего обратиться за помощью к специалистам.

Применяют параллельное соединение блоков с централизованным байпасом, которое используют для повышения общей надежности или увеличения общей выходной мощности. Число объединяемых блоков не должно превышать шести. Существуют и более сложные схемы с избыточностью. Так, например, чтобы исключить прерывание подачи питания во время профилактических и ремонтных работ, соединяют параллельно несколько блоков с подключенными к отдельному ИБП входными линиями байпасов.

Особо следует отметить сверхмощные ИБП серии 3000 фирмы Exide. Суммарная мощность системы питания, построенная на модульных элементах этой серии, может достигать нескольких миллионов вольт-ампер, что сравнимо с номинальной мощностью генераторов некоторых электростанций. Все компоненты серии 3000 без исключения построены на модульном принципе. На их основе можно создать особо мощные системы питания, в точности соответствующие исходным требованиям. В процессе эксплуатации суммарную мощность систем можно наращивать по мере увеличения нагрузки. Однако следует признать, что систем бесперебойного питания такой мощности в мире не так уж много, их строят по специальным контрактам. Поэтому серия 3000 не включена в общую таблицу. Более подробные данные о ней можно получить на Web-узле фирмы Exide по адресу http://www.exide.com или в ее московском представительстве.

Важнейшие параметры

Для систем с высокой выходной мощностью очень важны показатели, которые для менее мощных систем не имеют первостепенного значения. Это, например, КПД — коэффициент полезного действия (выражается либо действительным числом меньше единицы, либо в процентах), показывающий, какая часть активной входной мощности поступает к нагрузке. Разница значений входной и выходной мощности рассеивается в виде тепла. Чем выше КПД, тем меньше тепловой энергии выделяется в аппаратной комнате и, значит, для поддержания нормальных рабочих условий требуется менее мощная система кондиционирования.

Чтобы представить себе, о каких величинах идет речь, рассчитаем мощность, "распыляемую" ИБП с номинальным значением на выходе 8 МВт и с КПД, равным 95%. Такая система будет потреблять от первичной силовой сети 8,421 МВт — следовательно, превращать в тепло 0,421 МВт или 421 кВт. При повышении КПД до 98% при той же выходной мощности рассеиванию подлежат "всего" 163 кВт. Напомним, что в данном случае нужно оперировать активными мощностями, измеряемыми в ваттах.

Задача поставщиков электроэнергии — подавать требуемую мощность ее потребителям наиболее экономным способом. Как правило, в цепях переменного тока максимальные значения напряжения и силы тока из-за особенностей нагрузки не совпадают. Из-за этого смещения по фазе снижается эффективность доставки электроэнергии, поскольку при передаче заданной мощности по линиям электропередач, через трансформаторы и прочие элементы систем протекают токи большей силы, чем в случае отсутствия такого смещения. Это приводит к огромным дополнительным потерям энергии, возникающим по пути ее следования. Степень сдвига по фазе измеряется не менее важным, чем КПД, параметром систем питания — коэффициентом мощности.

Во многих странах мира существуют нормы на допустимое значение коэффициента мощности систем питания и тарифы за электроэнергию нередко зависят от коэффициента мощности потребителя. Суммы штрафов за нарушение нормы оказываются настольно внушительными, что приходится заботиться о повышении коэффициента мощности. С этой целью в ИБП встраивают схемы, которые компенсируют сдвиг по фазе и приближают значение коэффициента мощности к единице.

На распределительную силовую сеть отрицательно влияют и нелинейные искажения, возникающие на входе блоков ИБП. Почти всегда их подавляют с помощью фильтров. Однако стандартные фильтры, как правило, уменьшают искажения только до уровня 20—30%. Для более значительного подавления искажений на входе систем ставят дополнительные фильтры, которые, помимо снижения величины искажений до нескольких процентов, повышают коэффициент мощности до 0,9—0,95. С 1998 г. встраивание средств компенсации сдвига по фазе во все источники электропитания компьютерной техники в Европе становится обязательным.

Еще один важный параметр мощных систем питания — уровень шума, создаваемый такими компонентами ИБП, как, например, трансформаторы и вентиляторы, поскольку их часто размещают вместе в одном помещении с другим оборудованием — там где работает и персонал.

Чтобы представить себе, о каких значениях интенсивности шума идет речь, приведем для сравнения такие примеры: уровень шума, производимый шелестом листвы и щебетанием птиц, равен 40 дБ, уровень шума на центральной улице большого города может достигать 80 дБ, а взлетающий реактивный самолет создает шум около 100 дБ.

Достижения в электронике

Мощные системы бесперебойного электропитания выпускаются уже более 30 лет. За это время бесполезное тепловыделение, объем и масса их сократились в несколько раз. Во всех подсистемах произошли и значительные технологические изменения. Если раньше в инверторах использовались ртутные выпрямители, а затем кремниевые тиристоры и биполярные транзисторы, то теперь в них применяются высокоскоростные мощные биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT). В управляющих блоках аналоговые схемы на дискретных компонентах сначала были заменены на цифровые микросхемы малой степени интеграции, затем — микропроцессорами, а теперь в них установлены цифровые сигнальные процессоры (Digital Signal Processor — DSP).

В системах питания 60-х годов для индикации их состояния использовались многочисленные аналоговые измерительные приборы. Позднее их заменили более надежными и информативными цифровыми панелями из светоизлучающих диодов и жидкокристаллических индикаторов. В наше время повсеместно используют программное управление системами питания.

Еще большее сокращение тепловых потерь и общей массы ИБП дает замена массивных трансформаторов, работающих на частоте промышленной сети (50 или 60 Гц), высокочастотными трансформаторами, работающими на ультразвуковых частотах. Между прочим, высокочастотные трансформаторы давно применяются во внутренних источниках питания компьютеров, а вот в ИБП их стали устанавливать сравнительно недавно. Применение IGBT-приборов позволяет строить и бестрансформаторные инверторы, при этом внутреннее построение ИБП существенно меняется. Два последних усовершенствования применены в ИБП серии Synthesis фирмы Chloride, отличающихся уменьшенным объемом и массой.

Поскольку электронная начинка ИБП становится все сложнее, значительную долю их внутреннего объема теперь занимают процессорные платы. Для радикального уменьшения суммарной площади плат и изоляции их от вредных воздействий электромагнитных полей и теплового излучения используют электронные компоненты для так называемой технологии поверхностного монтажа (Surface Mounted Devices — SMD) — той самой, которую давно применяют в производстве компьютеров. Для защиты электронных и электротехнических компонентов имеются специальные внутренние экраны.

***

Со временем серьезный системный подход к проектированию материальной базы предприятия дает значительную экономию не только благодаря увеличению срока службы всех компонентов "интегрированного интеллектуального" здания, но и за счет сокращения расходов на электроэнергию и текущее обслуживание. Использование централизованных систем бесперебойного питания в пересчете на стоимость одного рабочего места дешевле, чем использование маломощных ИБП для рабочих станций и даже ИБП для серверных комнат. Однако, чтобы оценить это, нужно учесть все факторы установки таких систем.

Предположим, что предприятие свое помещение арендует. Тогда нет никакого смысла разворачивать дорогостоящую систему централизованного питания. Если через пять лет руководство предприятия не намерено заниматься тем же, чем занимается сегодня, то даже ИБП для серверных комнат обзаводиться нецелесообразно. Но если оно рассчитывает на то, что производство будет держаться на плаву долгие годы и решило оснастить принадлежащее им здание системой бесперебойного питания, то для выбора такой системы нужно воспользоваться услугами специализированных фирм. Сейчас их немало и в России. От этих же фирм можно получить информацию о так называемых системах гарантированного электропитания, в которые включены дизельные электрогенераторы и прочие, более экзотические источники энергии.

Нам же осталось рассмотреть лишь методы управления ИБП, что мы и сделаем в одном из следующих номеров нашего журнала

[ http://www.ccc.ru/magazine/depot/97_07/read.html?0502.htm]

Тематики

• источники и системы электропитания

Синонимы

• ИБП для централизованного питания нагрузок

EN

• centralized UPS

vmiben — содержаться в чём-л.;

a város öt kilométerre \van innen — город отстоит на пять километров отсюда;

köd \van — стоит туман;

mi \van? — ну, что? ну, как? mi \van itt? mi ez a lárma? что здесь творится? что ото за шум ? ez úgy volt, hogy … это было так, что …;

gyűlések havonta egyszer \vannak — митинги бывают раз в месяц;

(személyre vonatkozó kifejezésekben) hogy \van ? — как поживаете? как (идут) дела? hogy \van(nak)/vagy(tok) ? как (ваши) дела ? mi \van vele ? что с ним ? mi \van magával? что с вами? mi lesz velem? что будет со мной? куда мне деваться? mi lett vele/belőle? что с ним сталось? nem tudom, hová legyek unalmamban не знаю куда деваться от скуки;

управление аварийными сигналами
-
[Интент]

Переход от аналоговых систем к цифровым привел к широкому, иногда бесконтрольному использованию аварийных сигналов. Текущая программа снижения количества нежелательных аварийных сигналов, контроля, определения приоритетности и адекватного реагирования на такие сигналы будет способствовать надежной и эффективной работе предприятия.

Если технология хороша, то, казалось бы, чем шире она применяется, тем лучше. Разве не так? Как раз нет. Больше не всегда означает лучше. Наступление эпохи микропроцессоров и широкое распространение современных распределенных систем управления (DCS) упростило подачу сигналов тревоги при любом сбое технологического процесса, поскольку затраты на это невелики или равны нулю. В результате в настоящее время на большинстве предприятий имеются системы, подающие ежедневно огромное количество аварийных сигналов и уведомлений, что мешает работе, а иногда приводит к катастрофическим ситуациям.

„Всем известно, насколько важной является система управления аварийными сигналами. Но, несмотря на это, на производстве такие системы управления внедряются достаточно редко", - отмечает Тодд Стауффер, руководитель отдела маркетинга PCS7 в компании Siemens Energy & Automation. Однако события последних лет, среди которых взрыв на нефтеперегонном заводе BP в Техасе в марте 2005 г., в результате которого погибло 15 и получило травмы 170 человек, могут изменить отношение к данной проблеме. В отчете об этом событии говорится, что аварийные сигналы не всегда были технически обоснованы.

Широкое распространение компьютеризированного оборудования и распределенных систем управления сделало более простым и быстрым формирование аварийных сигналов. Согласно новым принципам аварийные сигналы следует формировать только тогда, когда необходимы ответные действия оператора. (С разрешения Siemens Energy & Automation)

Этот и другие подобные инциденты побудили специалистов многих предприятий пересмотреть программы управления аварийными сигналами. Специалисты пытаются найти причины непомерного роста числа аварийных сигналов, изучить и применить передовой опыт и содействовать разработке стандартов. Все это подталкивает многие компании к оценке и внедрению эталонных стандартов, таких, например, как Publication 191 Ассоциации пользователей средств разработки и материалов (EEMUA) „Системы аварийной сигнализации: Руководство по разработке, управлению и поставке", которую многие называют фактическим стандартом систем управления аварийными сигналами. Тим Дональдсон, директор по маркетингу компании Iconics, отмечает: „Распределение и частота/колебания аварийных сигналов, взаимная корреляция, время реакции и изменения в действиях оператора в течение определенного интервала времени являются основными показателями отчетов, которые входят в стандарт EEMUA и обеспечивают полезную информацию для улучшения работы предприятия”. Помимо этого как конечные пользователи, так и поставщики поддерживают развитие таких стандартов, как SP-18.02 ISA «Управление системами аварийной сигнализации для обрабатывающих отраслей промышленности». (см. сопроводительный раздел „Стандарты, эталоны, передовой опыт" для получения более подробных сведений).

Предполагается, что одной из причин взрыва на нефтеперегонном заводе BP в Техасе в 2005 г., в результате которого погибло 15 и получило ранения 170 человек, а также был нанесен значительный ущерб имуществу, стала неэффективная система аварийных сигналов.(Источник: Комиссия по химической безопасности и расследованию аварий США)

На большинстве предприятий системы аварийной сигнализации очень часто имеют слишком большое количество аварийных сигналов. Это в высшей степени нецелесообразно. Показатели EEMUA являются эталонными. Они содержатся в Publication 191 (1999), „Системы аварийной сигнализации: Руководство по разработке, управлению и поставке".

Начало работы

Наиболее важным представляется вопрос: почему так велико количество аварийных сигналов? Стауффер объясняет это следующим образом: „В эпоху аналоговых систем аварийные сигналы реализовывались аппаратно. Они должны были соответствующим образом разрабатываться и устанавливаться. Каждый аварийный сигнал имел реальную стоимость - примерно 1000 долл. США. Поэтому они выполнялись тщательно. С развитием современных DCS аварийные сигналы практически ничего не стоят, в связи с чем на предприятиях стремятся устанавливать все возможные сигналы".

Характеристики «хорошего» аварийного сообщения

В число базовых требований к аварийному сообщению, включенных в аттестационный документ EEMUA, входит ясное, непротиворечивое представление информации. На каждом экране дисплея:

• Должно быть четко определено возникшее состояние;

• Следует использовать терминологию, понятную для оператора;

• Должна применяться непротиворечивая система сокращений, основанная на стандартном словаре сокращений для данной отрасли производства;

• Следует использовать согласованную структуру сообщения;

• Система не должна строиться только на основе теговых обозначений и номеров;

• Следует проверить удобство работы на реальном производстве.

Информация из Publication 191 (1999) EEMUA „Системы аварийной сигнализации: Руководство по разработке, управлению и поставке".

Качественная система управления аварийными сигналами должна опираться на руководящий документ. В стандарте ISA SP-18.02 «Управление системами аварийной сигнализации для обрабатывающих отраслей промышленности», предложен целостный подход, основанный на модели жизненного цикла, которая включает в себя определяющие принципы, обучение, контроль и аудит.

Именно поэтому операторы сегодня часто сталкиваются с проблемой резкого роста аварийных сигналов. В соответствии с рекомендациями Publication 191 EEMUA средняя частота аварийных сигналов не должна превышать одного сигнала за 10 минут, или не более 144 сигналов в день. В большинстве отраслей промышленности показатели значительно выше и находятся в диапазоне 5-9 сигналов за 10 минут (см. таблицу Эталонные показатели для аварийных сигналов). Дэвид Гэртнер, руководитель служб управления аварийными сигналами в компании Invensys Process Systems, вспоминает, что при запуске производственной установки пяти операторам за полгода поступило 5 миллионов сигналов тревоги. „От одного из устройств было получено 550 000 аварийных сигналов. Устройство работает на протяжении многих месяцев, и до сих пор никто не решился отключить его”.

Практика прошлых лет заключалась в том, чтобы использовать любые аварийные сигналы независимо от того - нужны они или нет. Однако в последнее время при конфигурировании систем аварийных сигналов исходят из необходимости ответных действий со стороны оператора. Этот принцип, который отражает фундаментальные изменения в разработке систем и взаимодействии операторов, стал основой проекта стандарта SP18 ISA. В этом документе дается следующее определение аварийного сигнала: „звуковой и/или визуальный способ привлечения внимания, указывающий оператору на неисправность оборудования, отклонения в технологическом процессе или аномальные условия эксплуатации, которые требуют реагирования”. При такой практике сигнал конфигурируется только в том случае, когда на него необходим ответ оператора.

Адекватная реакция

Особенно важно учитывать следующую рекомендацию: „Не следует ничего предпринимать в отношении событий, для которых нет измерительного инструмента (обычно программного)”.Высказывания Ника Сэнд-за, сопредседателя комитета по разработке стандартов для систем управления аварийными сигналами SP-18.00.02 Общества ISA и менеджера технологий управления процессами химического производства DuPont, подчеркивают необходимость контроля: „Система контроля должна сообщать - в каком состоянии находятся аварийные сигналы. По каким аварийным сигналам проводится техническое обслуживание? Сколько сигналов имеет самый высокий приоритет? Какие из них относятся к системе безопасности? Она также должна сообщать об эффективности работы системы. Соответствует ли ее работа вашим целям и основополагающим принципам?"

Кейт Джоунз, старший менеджер по системам визуализации в Wonderware, добавляет: „Во многих отраслях промышленности, например в фармацевтике и в пищевой промышленности, уже сегодня требуется ведение баз данных по материалам и ингредиентам. Эта информация может также оказаться полезной при анализе аварийных сигналов. Мы можем установить комплект оборудования, работающего в реальном времени. Оно помогает определить место, где возникла проблема, с которой связан аварийный сигнал. Например, можно создать простые гистограммы частот аварийных сигналов. Можно сформировать отчеты об аварийных сигналах в соответствии с разными уровнями системы контроля, которая предоставляет сведения как для менеджеров, так и для исполнителей”.

Представитель компании Invensys Гэртнер утверждает, что двумя основными элементами каждой программы управления аварийными сигналами должны быть: „хороший аналитический инструмент, с помощью которого можно определить устройства, подающие наибольшее количество аварийных сигналов, и эффективный технологический процесс, позволяющий объединить усилия персонала и технические средства для устранения неисправностей. Инструментарий помогает выявить источник проблемы. С его помощью можно определить наиболее частые сигналы, а также ложные и отвлекающие сигналы. Таким образом, мы можем выяснить, где и когда возникают аварийные сигналы, можем провести анализ основных причин и выяснить, почему происходит резкое увеличение сигналов, а также установить для них новые приоритеты. На многих предприятиях высокий приоритет установлен для всех аварийных сигналов. Это неприемлемое решение. Наиболее разумным способом распределения приоритетности является следующий: 5 % аварийных сигналов имеют приоритет № 1, 15% приоритет № 2, и 80% приоритет № 3. В этом случае оператор может отреагировать на те сигналы, которые действительно важны”.

И, тем не менее, Марк МакТэвиш, руководитель группы решений в области управления аварийными сигналами и международных курсов обучения в компании Matrikon, отмечает: „Необходимо помнить, что программное обеспечение - это всего лишь инструмент, оно само по себе не является решением. Аварийные сигналы должны представлять собой исключительные случаи, которые указывают на события, выходящие за приемлемые рамки. Удачные программы управления аварийными сигналами позволяют добиться внедрения на производстве именно такого подхода. Они помогают инженерам изо дня в день управлять своими установками, обеспечивая надежный контроль качества и повышение производительности за счет снижения незапланированных простоев”.

Система, нацеленная на оператора

Тем не менее, даже наличия хорошей системы сигнализации и механизма контроля и анализа ее функционирования еще недостаточно. Необходимо следовать основополагающим принципам, руководящему документу, который должен стать фундаментом для всей системы аварийной сигнализации в целом, подчеркивает Сэндз, сопредседатель ISA SP18. При разработке стандарта „основное внимание мы уделяем не только рационализации аварийных сигналов, - говорит он, - но и жизненному циклу систем управления аварийными сигналами в целом, включая обучение, внесение изменений, совершенствование и периодический контроль на производственном участке. Мы стремимся использовать целостный подход к системе управления аварийными сигналами, построенной в соответствии с ISA 84.00.01, Функциональная безопасность: Системы безопасности с измерительной аппаратурой для сектора обрабатывающей промышленности». (см. диаграмму Модель жизненного цикла системы управления аварийными сигналами)”.

«В данном подходе учитывается участие оператора. Многие недооценивают роль оператора,- отмечает МакТэвиш из Matrikon. - Система управления аварийными сигналами строится вокруг оператора. Инженерам трудно понять проблемы оператора, если они не побывают на его месте и не получат опыт управления аварийными сигналами. Они считают, что знают потребности оператора, но зачастую оказывается, что это не так”.

Удобное отображение информации с помощью человеко-машинного интерфейса является наиболее существенным аспектом системы управления аварийными сигналами. Джонс из Wonderware говорит: „Аварийные сигналы перед поступлением к оператору должны быть отфильтрованы так, чтобы до оператора дошли нужные сообщения. Программное обеспечение предоставляет инструментарий для удобной конфигурации этих параметров, но также важны согласованность и подтверждение ответных действий”.

Аварийный сигнал должен сообщать о том, что необходимо сделать. Например, как отмечает Стауффер из Siemens: „Когда специалист по автоматизации настраивает конфигурацию системы, он может задать обозначение для физического устройства в соответствии с системой идентификационных или контурных тегов ISA. При этом обозначение аварийного сигнала может выглядеть как LIC-120. Но оператору информацию представляют в другом виде. Для него это 'регулятор уровня для резервуара XYZ'. Если в сообщении оператору указываются неверные сведения, то могут возникнуть проблемы. Оператор, а не специалист по автоматизации является адресатом. Он - единственный, кто реагирует на сигналы. Сообщение должно быть сразу же абсолютно понятным для него!"

Эдди Хабиби, основатель и главный исполнительный директор PAS, отмечает: „Эффективность деятельности оператора, которая существенно влияет на надежность и рентабельность предприятия, выходит за рамки совершенствования системы управления аварийными сигналами. Инвестиции в операторов являются такими же важными, как инвестиции в современные системы управления технологическим процессом. Нельзя добиться эффективности работы операторов без учета человеческого фактора. Компетентный оператор хорошо знает технологический процесс, имеет прекрасные навыки общения и обращения с людьми и всегда находится в состоянии готовности в отношении всех событий системы аварийных сигналов”. „До возникновения DCS, -продолжает он, - перед оператором находилась схема технологического процесса, на которой были указаны все трубопроводы и измерительное оборудование. С переходом на управление с помощью ЭВМ сотни схем трубопроводов и контрольно-измерительных приборов были занесены в компьютерные системы. При этом не подумали об интерфейсе оператора. Когда произошел переход от аналоговых систем и физических схем панели управления к цифровым системам с экранными интерфейсами, оператор утратил целостную картину происходящего”.

«Оператору также требуется иметь необходимое образование в области технологических процессов, - подчеркивает Хабиби. - Мы часто недооцениваем роль обучения. Каковы принципы работы насоса или компрессора? Летчик гражданской авиации проходит бесчисленные часы подготовки. Он должен быть достаточно подготовленным перед тем, как ему разрешат взять на себя ответственность за многие жизни. В руках оператора химического производства возможно лежит не меньшее, если не большее количество жизней, но его подготовка обычно ограничивается двухмесячными курсами, а потом он учится на рабочем месте. Необходимо больше внимания уделять повышению квалификации операторов производства”.

Рентабельность

Эффективная система управления аварийными сигналами стоит времени и денег. Однако и неэффективная система также стоит денег и времени, но приводит к снижению производительности и повышению риска для человеческой жизни. Хотя создание новой программы управления аварийными сигналами или пересмотр и реконструкция старой может обескуражить кого угодно, существует масса информации по способам реализации и достижения целей системы управления аварийными сигналами.

Наиболее важным является именно определение цели и способов ее достижения. МакТэвиш говорит, что система должна выдавать своевременные аварийные сигналы, которые не дублируют друг друга, адекватно отражают ситуацию, помогают оператору диагностировать проблему и определять эффективное направление действий. „Целью является поддержание производства в безопасном, надежном рабочем состоянии, которое позволяет выпускать качественный продукт. В конечном итоге целью является финансовая прибыль. Если на предприятии не удается достичь этих целей, то его существование находится под вопросом.

Управление аварийными сигналами - это процесс, а не схема, - подводит итог Гэртнер из Invensys. - Это то же самое, что и производственная безопасность. Это - постоянный процесс, он никогда не заканчивается. Мы уже осознали высокую стоимость низкой эффективности и руководители предприятий больше не хотят за нее расплачиваться”.

Автор: Джини Катцель, Control Engineering

[ http://controlengrussia.com/artykul/article/hmi-upravlenie-avariinymi-signalami/]

Тематики

• автоматизированные системы

EN

• alarm management

аварийное сообщение
-

Параллельные тексты EN-RU

The system offers diagnostic and statistics functions and configurable warnings and faults, allowing better prediction of component maintenance, and provides data to continuously improve the entire system.
[Schneider Electric]

Система (управления электродвигателем) предоставляет оператору различную диагностическую и статистическую информацию и позволяет сконфигурировать предупредительные и аварийные сообщения, что дает возможность лучше планировать техническое обслуживание и постоянно улучшать систему в целом.
[Перевод Интент]

Various alarm notifications are available to indicate a compromised security state such as forced entry and door position.
[APC]

Устройство может формировать различные аварийные сообщения о нарушении защиты, например, о несанкционированном проникновении или об изменении положения двери.
[Перевод Интент]

Тематики

• автоматизированные системы
• управление электродвигателями

EN

• alarm
• alarm message
• alarm notification
• alarm statement
• alert message
• alerting message
• emergency message
• fault

выход из строя
—
[Я.Н.Лугинский, М.С.Фези-Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо-русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.]

выход системы из строя
вследствие отказа аппаратного или программного обеспечения либо средств связи
[Англо-русский толковый словарь терминов и сокращений по ВТ, Интернету и программированию. © 1998-2007 гг., Э.М. Пройдаков, Л.А. Теплицкий. 13,8 тыс. статей.]

выход из строя
-
[Интент]

Единичные выходы из строя в процессе испытаний элементов электронной техники (микросхем, электровакуумных и полупроводниковых приборов, конденсаторов, резисторов, кварцевых резонаторов и т.д.), а также ламп накаливания и предохранителей не могут служить основанием для прекращения испытаний, если это не вызвано недостатком конструкции прибора.

При повторных выходах из строя тех же элементов испытания следует считать неудовлетворительными.
[ ГОСТ 24314-80]

При выходе из строя отдельно стоящих вентиляторов на двигателях мельниц, дымососов, мельничных вентиляторов, вентиляторов первичного воздуха и т.д. необходимо при первой возможности, но не позже чем его допускается заводской инструкцией, отключить двигатель 6 кВ для ремонта вентилятора охлаждения двигателя.
[РД 34.20.565]

Судовая электрическая сеть, предназначенная для передачи электроэнергии при выходе из строя линий электропередачи силовой сети или исчезновении напряжения
[ ГОСТ 22652-77]

Тематики

• безопасность машин и труда в целом

Синонимы

• выход системы из строя

EN

• abruption
• breakage
• breakdown
• collapse
• complete failure
• death
• disability
• drop-out
• emergency
• fail
• failing
• fault
• full failure
• functional loss
• incapacitation
• lay-up
• loss
• loss of function
• moribundity
• mortality
• outage
• shut-down
• shutting-down
• total failure

дизъюктивное нарушение
Относительное перемещение частей пластов вдоль плоскости их разрыва (геол.)
[ http://slovarionline.ru/anglo_russkiy_slovar_neftegazovoy_promyishlennosti/]

Тематики

• нефтегазовая промышленность

EN

• fault

короткое замыкание
Случайное или намеренное соединение резистором или импедансом со сравнительно низким сопротивлением двух или более точек в цепи, нормально находящихся под различным напряжением.
Случайное или намеренное низкоимпедансное или низкоомное соединение двух или более точек электрической цепи, нормально находящихся под разными электрическими потенциалами. (вариант компании Интент)
МЭК 60050(151-03-41) [2].
[ ГОСТ Р 50030. 1-2000 ( МЭК 60947-1-99)]

короткое замыкание
Случайный или преднамеренный проводящий путь между двумя или более проводящими частями, принуждающий различия электрических потенциалов между этими проводящими частями становиться равными или близкими к нулю.
Короткое замыкание обычно возникает в аварийном режиме электроустановки здания при повреждении изоляции токоведущих частей, находящихся под разными электрическими потенциалами, и возникновении между этими частями электрического контакта, имеющего пренебрежимо малое полное сопротивление. Короткое замыкание также может быть следствием ошибочных действий, совершаемых персоналом при монтаже и эксплуатации электроустановки здания, когда соединяют между собой проводящие части, которые в нормальном режиме находятся под разными электрическими потенциалами.
Короткое замыкание характеризуется током короткого замыкания, который, многократно превышая номинальный ток электрической цепи, может вызвать возгорание её элементов и явиться причиной пожара в здании. Поэтому в электроустановках зданий всегда проводят мероприятия, направленные на снижение вероятности возникновения короткого замыкания, а также выполняют защиту от короткого замыкания с помощью устройств защиты от сверхтока.
[ http://www.volt-m.ru/glossary/letter/%CA/view/27/]

короткое замыкание
Случайное или преднамеренное соединение двух или более проводящих частей, вызывающее снижение разности электрических потенциалов между этими частями до нуля или значения, близкого к нулю.
[ ГОСТ Р МЭК 60050-195-2005]

короткое замыкание
КЗ
замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки, примыкающих к месту его возникновения, резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима
[Методические указания по защите распределительных электрических сетей напряжением 0,4-10 кВ от грозовых перенапряжений]

EN

short-circuit
accidental or intentional conductive path between two or more conductive parts forcing the electric potential differences between these conductive parts to be equal to or close to zero
Source: 151-03-41 MOD
[IEV number 195-04-11]

FR

court-circuit
chemin conducteur accidentel ou intentionnel entre deux ou plusieurs parties conductrices forçant les différences de potentiel électriques entre ces parties conductrices à être nulles ou proches de zéro
Source: 151-03-41 MOD
[IEV number 195-04-11]

Параллельные тексты EN-RU

A short-circuit is a low impedance connection between two conductors at different voltages.
[ABB]

Короткое замыкание представляет собой низкоомное соединение двух проводников, находящихся под разными потенциалами.
[Перевод Интент]

Тематики

• электробезопасность
• электротехника, основные понятия

Синонимы

• КЗ

EN

• bridge
• fault
• short
• short circuit
• short-circuit
• shunt fault

DE

• Kurzschluß

FR

• court-circuit

нарушение
[Департамент лингвистических услуг Оргкомитета «Сочи 2014». Глоссарий терминов]

EN

fault
Another term for offense.
[Департамент лингвистических услуг Оргкомитета «Сочи 2014». Глоссарий терминов]

Тематики

• спорт (общая терминология)

EN

• fault

неисправное состояние
Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
[ ГОСТ 27.002-89]
[ОСТ 45.152-99]

неисправное состояние
неисправность
По ГОСТ 13377-75
[ ГОСТ 24166-80]

неисправное состояние
Состояние системы тревожной сигнализации, препятствующее реагированию системы на наличие опасности в соответствии с требованиями стандартов.
[ ГОСТ Р 50775-95]
[МЭК 839-1-1-88]

Тематики

• надежность, основные понятия
• ремонт судов
• системы охраны и безопасности
• тех. обсл. и ремонт средств электросвязи

Обобщающие термины

• состояния объекта

Синонимы

• неисправность

EN

• bad condition
• fault
• faulty state

DE

• Schlechter Zustand

FR

• mauvais état

неисправность
отказ в работе
Состояние машины, характеризующееся неспособностью выполнять заданную функцию, исключая случаи проведения профилактического технического обслуживания, других запланированных действий или недостаток внешних ресурсов (например, отключение энергоснабжения).
Примечание 1
Неисправность часто является результатом повреждения самой машины, однако она может иметь место и без повреждения.
Примечание 2
На практике термины «неисправность», «отказ» и «повреждение» часто используются как синонимы.
[ ГОСТ Р ИСО 12100-1:2007]

неисправность
Состояние оборудования, характеризуемое его неспособностью выполнять требуемую функцию, исключая профилактическое обслуживание или другие планово-предупредительные действия, а также исключая неспособность выполнять требуемую функцию из-за недостатка внешних ресурсов.
Примечание - Неисправность часто является следствием отказа самого оборудования, но может существовать и без предварительного отказа.
[ГОСТ ЕН 1070-2003]

неисправность
Состояние технического объекта (элемента), характеризуемое его неспособностью выполнять требуемую функцию, исключая периоды профилактического технического обслуживания или другие планово-предупредительные действия, или в результате недостатка внешних ресурсов.
Примечания
1 Неисправность является часто следствием отказа самого технического объекта, но может существовать и без предварительного отказа.
2 Английский термин «fault» и его определение идентичны данному в МЭК 60050-191 (МЭС 191-05-01) [1]. В машиностроении чаще применяют французский термин «defaut» или немецкий термин «Fehler», чем термины «panne» и «Fehlzusstand», которые употребляют с этим определением.
[ ГОСТ Р ИСО 13849-1-2003]

Тематики

• безопасность в целом
• безопасность машин и труда в целом

EN

• abnormality
• abort
• abortion
• breakage
• breakdown
• bug
• defect
• disease
• disrepair
• disturbance
• fail
• failure
• failure occurrence
• fault
• faultiness
• fouling
• health problem
• layup
• malfunction
• problem
• shutdown
• trouble

DE

• Fehler

FR

• défaut

ненормальный режим работы электротехнического изделия
Режим работы электротехнического изделия (электротехнического устройства, электрооборудования), при котором значение хотя бы одного из параметров режима выходит за пределы наибольшего или наименьшего рабочего значения.
[ ГОСТ 18311-80]

К ненормальным относятся режимы, связанные с отклонениями от допустимых значений величин тока, напряжения и частоты, опасные для оборудования или устойчивой работы энергосистемы.

Рассмотрим наиболее характерные ненормальные режимы.

а) Перегрузка оборудования, вызванная увеличением тока сверх номинального значения. Номинальным называется максимальный ток, допускаемый для данного оборудования в течение неограниченного времени.
Если ток, проходящий по оборудованию, превышает номинальное значение, то за счет выделяемого им дополнительного тепла температура токоведущих частей и изоляции через некоторое время превосходит допустимую величину, что приводит к ускоренному износу изоляции и ее повреждению. Время, допустимое для прохождения повышенных токов, зависит от их величины. Характер этой зависимости показан на рис. 1-3 и определяется конструкцией оборудования и типом изоляционных материалов. Для предупреждения повреждения оборудования при его перегрузке необходимо принять меры к разгрузке или отключению оборудования.

б) Качания в системах возникают при выходе из синхронизма работающих параллельно генераторов (или электростанций) А и В (рис. 1-2, б). При качаниях в каждой точке системы происходит периодическое изменение («качание») тока и напряжения. Ток во всех элементах сети, связывающих вышедшие из синхронизма генераторы А и В, колеблется от нуля до максимального значения, во много раз превышающего нормальную величину. Напряжение падает от нормального до некоторого минимального значения, имеющего разную величину в каждой точке сети. В точке С, называемой электрическим центром качаний, оно снижается до нуля, в остальных точках сети напряжение падает, но остается больше нуля, нарастая от центра качания С к источникам питания А и В. По характеру изменения тока и напряжения качания похожи на к. з. Возрастание тока вызывает нагревание оборудования, а уменьшение напряжения нарушает работу всех потребителей системы. Качание — очень опасный ненормальный режим, отражающийся на работе всей энергосистемы.

в) Повышение напряжения сверх допустимого значения возникает обычно на гидрогенераторах при внезапном отключении их нагрузки. Разгрузившийся гидрогенератор увеличивает частоту вращения, что вызывает возрастание э. д. с. статора до опасных для его изоляции значений. Защита в таких случаях должна снизить ток возбуждения генератора или отключить его.
Опасное для изоляции оборудования повышение напряжения может возникнуть также при одностороннем отключении или включении длинных линий электропередачи с большой емкостной проводимостью.
Кроме отмеченных ненормальных режимов, имеются и другие, ликвидация которых возможна при помощи релейной защиты.

[Чернобровов Н. В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов]

Тематики

• изделие электротехническое
• релейная защита
• электротехника, основные понятия

Синонимы

• аномальный режим

EN

• abnormal duty
• abnormal operating conditions
• fault

отказ
Нарушение способности оборудования выполнять требуемую функцию.
Примечания
1. После отказа оборудование находится в неисправном состоянии.
2. «Отказ» является событием, в отличие от «неисправности», которая является состоянием.
3. Это понятие, как оно определено, не применяют к оборудованию объекту, состоящему только из программных средств.
4. На практике термины «отказ» и «неисправность» часто используют как синонимы.
[ГОСТ ЕН 1070-2003]
[ ГОСТ Р ИСО 13849-1-2003]
[ ГОСТ Р МЭК 60204-1-2007]

отказ
Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.
[ ГОСТ 27.002-89]
[ОСТ 45.153-99]
[СТО Газпром РД 2.5-141-2005]
[СО 34.21.307-2005]

отказ
Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния машины и (или) оборудования вследствие конструктивных нарушений при проектировании, несоблюдения установленного процесса производства или ремонта, невыполнения правил или инструкций по эксплуатации.
[Технический регламент о безопасности машин и оборудования]

EN

failure
the termination of the ability of an item to perform a required function
NOTE 1 – After failure the item has a fault.
NOTE 2 – "Failure" is an event, as distinguished from "fault", which is a state.
NOTE 3 – This concept as defined does not apply to items consisting of software only.
[IEV number 191-04-01]
NOTE 4 - In practice, the terms fault and failure are often used synonymously
[IEC 60204-1-2006]

FR

défaillance
cessation de l'aptitude d'une entité à accomplir une fonction requise
NOTE 1 – Après défaillance d'une entité, cette entité est en état de panne.
NOTE 2 – Une défaillance est un passage d'un état à un autre, par opposition à une panne, qui est un état.
NOTE 3 – La notion de défaillance, telle qu'elle est définie, ne s'applique pas à une entité constituée seulement de logiciel.
[IEV number 191-04-01]

Тематики

• безопасность в целом
• безопасность гидротехнических сооружений
• безопасность машин и труда в целом
• газораспределение
• надежность средств электросвязи
• надежность, основные понятия

Обобщающие термины

• события

EN

• failure
• fault

DE

• Ausfall

FR

• défaillance

повреждение
Повреждение любого элемента, разделения, изоляции или соединения между элементами, не являющихся неповреждаемыми по МЭК 60079-11 [8], при проведении испытаний на искробезопасность.
[ ГОСТ Р МЭК 60050-426-2006]

Тематики

• взрывозащита

EN

• fault

повреждение (цепи, линии, устройства)
-
[Интент]

Тематики

• выключатель автоматический
• релейная защита
• электротехника, основные понятия

EN

• fault

разлом
—
[ http://www.eionet.europa.eu/gemet/alphabetic?langcode=en]

EN

fault
A fracture or a zone of fractures along which there has been displacement of the sides relative to one another parallel to the fracture. (Source: BJGEO)
[http://www.eionet.europa.eu/gemet/alphabetic?langcode=en]

Тематики

• охрана окружающей среды

EN

• fault

DE

• Verwerfung

FR

• faille

сбой
Самоустраняющийся отказ или однократный отказ, устраняемый незначительным вмешательством оператора.
[ ГОСТ 27.002-89]
[ОСТ 45.153-99]
[СТО Газпром РД 2.5-141-2005]

сбой
Ненормальный режим, который может вызвать уменьшение или потерю способности функционального блока выполнять требуемую функцию.
Примечание
МЭС 191-05-01 определяет «сбой» как состояние, характеризуемое неспособностью выполнить необходимую функцию, исключая неспособности, возникающие во время профилактического ухода или других плановых мероприятий, либо в результате недостатка внешних ресурсов. Иллюстрация к этим двум точкам зрения показана на рисунке [ ИСО / МЭК 2382-14-01-10].

[ ГОСТ Р МЭК 61508-4-2007]

Тематики

• газораспределение
• надежность средств электросвязи
• надежность, основные понятия

Обобщающие термины

• события

EN

• fault
• interruption
• refusal

сброс
Разрывное нарушение, при котором сместитель падает в сторону опущенного крыла (висячее крыло опущено относительно лежачего).
[ Словарь геологических терминов и понятий. Томский Государственный Университет]

Тематики

• геология, геофизика

Обобщающие термины

• тектонические нарушения (пликативные и разрывные)
• эндогенные геодинамические процессы

EN

• fault

сверхток
Любой ток, превышающий номинальный
МЭК 60050(441-11-06).
[ ГОСТ Р 50030. 1-2000 ( МЭК 60947-1-99)]
[ ГОСТ Р 50345-99( МЭК 60898-95)]

сверхток
Электрический ток, превышающий номинальный электрический ток.
Сверхток представляет собой любой электрический ток, величина которого превышает номинальный ток какого-либо элемента электроустановки здания или используемого в ней электрооборудования, например: номинальный ток электрической цепи, допустимый длительный ток проводника, номинальный ток автоматического выключателя и т. д. В нормативной и правовой документации различают два основных вида сверхтока – ток перегрузки и ток короткого замыкания.
Появление сверхтока в каком-либо элементе электроустановки здания может привести к его перегреву, возгоранию и, как следствие, к возникновению пожара в здании. Поэтому в электроустановках зданий выполняют защиту от сверхтока.
[ http://www.volt-m.ru/glossary/letter/%D1/view/59/]

сверхток
сверхток в электротехническом изделии
Ток, значение которого превосходит наибольшее рабочее значение тока электротехнического изделия (устройства).
[ ГОСТ 18311-80]

сверхток
Электрический ток, превышающий номинальный электрический ток.
Примечание - Для проводников номинальный ток считается равным длительному допустимому току.
[ ГОСТ Р МЭК 60050-826-2009]

Сверхток может оказывать или может не оказывать вредные воздействия в зависимости от его величины и продолжительности. Сверхтоки могут возникать в результате перегрузок в электроприемниках или при повреждениях, таких как короткие замыкания или замыканиях на землю
[ ГОСТ Р 50571. 1-2009 ( МЭК 60364-1: 2005)]

сверхток
Любой ток, превышающий номинальное значение. Для проводов номинальным значением является допустимый ток.
[ ГОСТ Р МЭК 60204-1-2007]

EN

overcurrent
electric current exceeding the rated electric current
NOTE – For conductors, the rated current is considered as equal to the current-carrying capacity
[IEV number 826-11-14]

over-current
<>current exceeding the rated current
<>[IEC 61095, ed. 2.0 (2009-02)]

over-current
electric current the value of which exceeds a specified limiting value
[IEV number 151-15-28]
[IEV number 442-01-20]

FR

surintensité, f
courant électrique supérieur au courant électrique assigné
NOTE – Pour des conducteurs, on considère que le courant assigné est égal au courant admissible.
[IEV number 826-11-14]

The design of LV installations leads to basic protection devices being fitted for three types of faults:

• overloads
  
• short-circuits
  
• insulation faults
  

Низковольтные электроустановки должны быть оснащены устройствами защиты трех типов:

• от перегрузки;
  
• от короткого замыкания;
  
• от токов утечки.

[Перевод Интент]

Примечание.
Слово fault в данном случае пришлось опустить, поскольку:
- его нельзя перевести как "неисправность", т. к. возникновение  перегрузки ( overload) не является неисправностью;
- его нельзя перевести как "сверхток", т. к. ток утечки не является сверхтоком.

The chosen switchgear must withstand and eliminate faults at optimised cost with respect to the necessary performance.
[Schneider Electric]

Выбранная аппаратура распределения должна иметь такие характеристики, чтобы рентабельно выдерживать и ограничивать сверхтоки.
[Перевод Интент]

Тематики

• электробезопасность
• электроустановки

Синонимы

• сверхток в электротехническом изделии

EN

• fault
• over-current
• surge current

DE

• Überstrom
• Überstrom(stärke)

FR

• surintensité

ток повреждения
Ток, возникающий в результате пробоя или перекрытия изоляции.
[ ГОСТ Р 51321. 1-2000 ( МЭК 60439-1-92)]

ток повреждения
Ток, который протекает через данную точку повреждения в результате повреждения изоляции.
[ ГОСТ Р МЭК 60050-826-2009]

EN

fault current
current resulting from an insulation failure, the bridging of insulation or incorrect connection in an electrical circuit
[IEC 61439-1, ed. 2.0 (2011-08)]

fault current
current which flows across a given point of fault resulting from an insulation fault
[IEV number 826-11-11]

FR

courant de défaut
courant résultant d'un défaut de l'isolation, du contournement de l’isolation ou d’un raccordement incorrect dans un circuit électrique
[IEC 61439-1, ed. 2.0 (2011-08)]

courant de défaut, m
courant s'écoulant en un point de défaut donné, consécutivement à un défaut de l'isolation
[IEV number 826-11-11]

Тематики

• электробезопасность
• электроустановки

EN

• fault
• fault current

DE

• Fehlerstrom, m

FR

• courant de défaut, m

3.7.2 повреждение (fault): Повреждение любого элемента, разделения, изоляции или соединения между элементами, не являющимися по настоящему стандарту не повреждаемыми, от которых зависит искробезопасность цепи.

Источник: ГОСТ Р 52350.11-2005: Электрооборудование для взрывоопасных газовых сред. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь "I" оригинал документа

3.16 неисправность (fault): Состояние объекта, характеризующееся неспособностью исполнять требуемую функцию, исключая время профилактического технического обслуживания или других запланированных действий, или простои из-за недостатка внешних ресурсов

Примечание - Неисправность часто является результатом отказа объекта, но может существовать и без отказа.

Источник: ГОСТ Р 51901.6-2005: Менеджмент риска. Программа повышения надежности оригинал документа

3.6 неисправность (fault): Состояние элемента, характеризующееся неспособностью исполнять требуемую функцию, исключая период технического обслуживания, ремонта или других запланированных действий, а также из-за недостатка внешних ресурсов.

Примечание - Неисправность часто является результатом отказа элемента, но может существовать и без предшествующего отказа.

Источник: ГОСТ Р 51901.5-2005: Менеджмент риска. Руководство по применению методов анализа надежности оригинал документа

3.5 неисправность (fault): Состояние объекта, когда один из его элементов или группа элементов проявляют признаки деградации или нарушения работы, что может привести к отказу машины.

Примечания

1 Неисправность часто является следствием отказа, но может иметь место и при его отсутствии.

2 Состояние объекта не рассматривают как неисправное, если оно возникло вследствие запланированных процедур или нехватки внешних ресурсов.

Источник: ГОСТ Р ИСО 13379-2009: Контроль состояния и диагностика машин. Руководство по интерпретации данных и методам диагностирования оригинал документа

3.3 неисправность (fault): Состояние объекта, при котором он не способен выполнять требуемую функцию, за исключением такой неспособности при техническом обслуживании или других плановых мероприятиях или вследствие нехватки внешних ресурсов.

Примечания

1 Неисправность часто является следствием отказа объекта, но может иметь место и без него.

2 В настоящем стандарте термин «неисправность» используется наряду с термином «отказ» по историческим причинам.

Источник: ГОСТ Р 51901.12-2007: Менеджмент риска. Метод анализа видов и последствий отказов оригинал документа

3.1.30 ошибка (fault): Разность между погрешностью весоизмерительного датчика и основной погрешностью весоизмерительного датчика (см. 3.1.34).

Источник: ГОСТ Р 8.726-2010: Государственная система обеспечения единства измерений. Датчики весоизмерительные. Общие технические требования. Методы испытаний оригинал документа

3.6 дефект (fault): Неисправность или ошибка в компоненте технического обеспечения, программного обеспечения или системы

[МЭК 61513, пункт 3.22]

Примечание 1 - Дефекты могут подразделяться на случайные, например, в результате ухудшения аппаратных средств из-за старения, и систематические, например, ошибки в программном обеспечении, которые вытекают из погрешностей проектирования.

Примечание 2 - Дефект (в особенности дефект проекта) может остаться необнаруженным в системе до тех пор, пока не окажется, что полученный результат не соответствует намеченной функции, то есть возникает отказ.

Примечание 3 - См. также «ошибка программного обеспечения» и «случайный дефект».

Источник: ГОСТ Р МЭК 62340-2011: Атомные станции. Системы контроля и управления, важные для безопасности. Требования по предотвращению отказов по общей причине оригинал документа

3.2 неисправность (fault): Состояние объекта, когда один из его элементов или группа элементов проявляет признаки деградации или нарушения работы, что может привести к отказу машины.

Примечание - Неисправность может привести к отказу.

Источник: ГОСТ Р ИСО 17359-2009: Контроль состояния и диагностика машин. Общее руководство по организации контроля состояния и диагностирования оригинал документа

3.17 дефект (fault): Неисправность или ошибка в компоненте технического обеспечения, программного обеспечения или системы.

[МЭК 61513, пункт 3.22]

Источник: ГОСТ Р МЭК 60880-2010: Атомные электростанции. Системы контроля и управления, важные для безопасности. Программное обеспечение компьютерных систем, выполняющих функции категории А оригинал документа

3.6.1 сбой (fault): Ненормальный режим, который может вызвать уменьшение или потерю способности функционального блока выполнять требуемую функцию.

Примечание - МЭС 191-05-01 определяет «сбой» как состояние, характеризуемое неспособностью выполнить необходимую функцию, исключая неспособности, возникающие во время профилактического ухода или других плановых мероприятий, либо в результате недостатка внешних ресурсов. Иллюстрация к этим двум точкам зрения показана на рисунке 4 [ИСО/МЭК 2382-14-01-10].

Источник: ГОСТ Р МЭК 61508-4-2007: Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 4. Термины и определения оригинал документа

3.22 дефект (fault): Дефект в аппаратуре, программном обеспечении или в компоненте системы (см. рисунок 3).

Примечание 1 -Дефекты могут быть результатом случайных отказов, которые возникают, например, из-за деградации аппаратуры в результате старения; возможны систематические дефекты, например, в результате дефектов в программном обеспечении, возникающих из-за ошибок при проектировании.

Примечание 2 - Дефект (особенно дефекты, связанные с проектированием) может оставаться незамеченным, пока сохраняются условия, при которых он не отражается на выполнении функции, т.е. пока не произойдет отказ.

Примечание 3 - См. также «дефект программного обеспечения».

Источник: ГОСТ Р МЭК 61513-2011: Атомные станции. Системы контроля и управления, важные для безопасности. Общие требования оригинал документа

4.10.1 ошибка (fault): Разность между погрешностью показаний и погрешностью прибора.

Источник: ГОСТ Р ЕН 1434-1-2011: Теплосчетчики. Часть 1. Общие требования

поперечная дифференциальная защита
Защита, применяемая для цепей, соединенных параллельно, срабатывание которой зависит от несбалансированного распределения токов между ними.
[Разработка типовых структурных схем микропроцессорных устройств РЗА на объектах ОАО "ФКС ЕЭС". Пояснительная записка. Новосибирск 2006 г.]

EN

transverse differential protection
protection applied to parallel connected circuits and in which operation depends on unbalanced distribution of currents between them.
[IEV ref 448-14-17]

FR

protection différentielle transversale
protection pour circuits en parallèle, dont le fonctionnement dépend du déséquilibre des courants entre ces circuits
[IEV ref 448-14-17]

Поперечная дифференциальная токовая направленная защита линий

Защита применяется на параллельных линиях, имеющих одинаковое сопротивление и включенных на одну рабочую систему шин или на разные системы шин при включенном шиносоединительном выключателе. Для ее выполнения вторичные обмотки трансформаторов тока ТА защищаемых линий соединяются между собой разноименными зажимами (рис. 7.21). Параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока включаются токовый орган ТО и токовые обмотки органа направления мощности OHM.

Рис. 7.20. Упрощенная схема контроля исправности соединительных проводов дифференциальной токовой защиты линии

Токовый орган в схеме выполняет функцию пускового органа ПО, а орган направления мощности OHM служит для определения поврежденной линии. В зависимости от того, какая линия повреждена, OHM замыкает левый или правый контакт и подает импульс на отключение выключателя Q1 или Q2 соответственно.
Напряжение к OHM подводится от трансформаторов напряжения той системы шин, на которую включены параллельные линии.
Для двухстороннего отключения поврежденной линии с обеих сторон защищаемых цепей устанавливаются одинаковые комплекты защит.
Рассмотрим работу защиты, предположив для простоты, что параллельные линии имеют одностороннее питание.
При нормальном режиме работы и внешнем КЗ (точка К1 на рис. 7.22, а) вторичные токи I 1 и I 2 равны по значению и совпадают по фазе. Благодаря указанному выше соединению вторичных обмоток трансформаторов тока токи в обмотке ТО I p на подстанциях 1 и 2 близки к нулю и защиты не приходят в действие.

Рис. 7.21. Принципиальная схема поперечной токовой направленной защиты двух параллельных линий

При КЗ на одной из защищаемых линий (например, на линии в точке К2 на рис. 7.22, б) токи I 1 и I 2 не равны (I 1>I 2). На подстанции 1 ток в ТО I р=I 1-I 2>0, а на подстанции 2 I р=2I 2. Если I р>I сз, пусковые органы защит сработают и подведут оперативный ток к органам направления мощности, которые выявят поврежденную цепь и замкнут контакты на ее отключение.
При повреждении на линии вблизи шин подстанции (например, в точке КЗ на рис. 7.22, в) токи КЗ в параллельных линиях со стороны питания близки по значению и совпадают по фазе. В этом случае разница вторичных токов незначительна и может оказаться, что на подстанции 1 ток в ТО I р<I сз и защита не придет в действие. Однако имеются все условия для срабатывания защиты на подстанции 2, где I р=2I 1. После отключения выключателя поврежденной цепи на подстанции 2 ток в защите на подстанции 1 резко возрастет, и защита подействует на отключение выключателя линии W2. Такое поочередное действие защит называют каскадным, а зона, в которой I р<I сз, - зоной каскадного действия.
В случае двухстороннего питания параллельных линий защиты будут действовать аналогичным образом, отключая только повредившуюся цепь.
К недостаткам следует отнести наличие у защиты так называемой "мертвой" зоны по напряжению, когда при КЗ на линии у шин подстанции напряжение, подводимое к органу направления мощности, близко к нулю и защита отказывает в действии. Протяженность мертвой зоны невелика, и отказы защит в действии по этой причине крайне редки.
В эксплуатации отмечены случаи излишнего срабатывания защиты. При обрыве провода с односторонним КЗ на землю (рис. 7.23) защита излишне отключала выключатель Q2 исправной линии, поскольку мощность КЗ в ней была направлена от шин, а в поврежденной линии ток отсутствовал.
Отметим характерные особенности защиты. На рис. 7.21 оперативный ток к защите подводится через два вспомогательных последовательно включенных контакта выключателей Q1 и Q2. Эти вспомогательные контакты при отключении любого выключателя (Q1 или Q2) автоматически разрывают цепь оперативного тока и выводят защиту из работы для предотвращения неправильного ее действия в следующих случаях:
- при КЗ на линии, например W1, и отключении выключателя Q1 раньше Q3 (в промежуток времени между отключения ми обоих выключателей линии W1 на подстанции 1 создадутся условия для отключения неповрежденной линии W2);
- в нормальном режиме работы при плановом отключении выключателей одной из линий защита превратится в максимальную токовую направленную защиту мгновенного действия и может неправильно отключить выключатель другой линии при внешнем КЗ.
Подчеркнем в связи со сказанным, что перед плановым отключением одной из параллельных линий (например, со стороны подстанции 2) предварительно следует отключить защиту накладками SX1 и SX2 на подстанции 1, так как при включенном положении выключателей на подстанции 1 защита на этой подстанции автоматически из работы не выводится и при внешнем КЗ отключит выключатель линии, находящейся под нагрузкой.
Когда одна из параллельных линий находится под нагрузкой, а другая опробуется напряжением (или включена под напряжение), накладки на защите должны находиться в положении "Отключение" - на линии, опробуемой напряжением, "Сигнал" - на линии, находящейся под нагрузкой. При таком положении накладок защита подействует на отключение опробуемой напряжением линии, если в момент подачи напряжения на ней возникнет КЗ.

Рис. 7.22. Распределение тока в схемах поперечных токовых направленных защит при КЗ:
а - во внешней сети; б - в зоне действия защиты; в - в зоне каскадного действия; КД - зона каскадного действия

Рис. 7.23. Срабатывание защиты при обрыве провода линии с односторонним КЗ на землю

При обслуживании защит необходимо проверять исправность цепей напряжения, подключенных к OHM, так как в случае их обрыва к зажимам OHM будет подведено искаженное по фазе и значению напряжение, вследствие чего он может неправильно сработать при КЗ. Если быстро восстановить нормальное питание OHM не удастся, защиту необходимо вывести из работы.

[ http://leg.co.ua/knigi/raznoe/obsluzhivanie-ustroystv-releynoy-zaschity-i-avtomatiki-6.html]

Тематики

• релейная защита

EN

• transverse differential protection

DE

• Querdifferentialschutz, m

FR

• protection différentielle transversale

поперечная дифференциальная защита
Защита, применяемая для цепей, соединенных параллельно, срабатывание которой зависит от несбалансированного распределения токов между ними.
[Разработка типовых структурных схем микропроцессорных устройств РЗА на объектах ОАО "ФКС ЕЭС". Пояснительная записка. Новосибирск 2006 г.]

EN

transverse differential protection
protection applied to parallel connected circuits and in which operation depends on unbalanced distribution of currents between them.
[IEV ref 448-14-17]

FR

protection différentielle transversale
protection pour circuits en parallèle, dont le fonctionnement dépend du déséquilibre des courants entre ces circuits
[IEV ref 448-14-17]

Поперечная дифференциальная токовая направленная защита линий

Защита применяется на параллельных линиях, имеющих одинаковое сопротивление и включенных на одну рабочую систему шин или на разные системы шин при включенном шиносоединительном выключателе. Для ее выполнения вторичные обмотки трансформаторов тока ТА защищаемых линий соединяются между собой разноименными зажимами (рис. 7.21). Параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока включаются токовый орган ТО и токовые обмотки органа направления мощности OHM.

Рис. 7.20. Упрощенная схема контроля исправности соединительных проводов дифференциальной токовой защиты линии

Токовый орган в схеме выполняет функцию пускового органа ПО, а орган направления мощности OHM служит для определения поврежденной линии. В зависимости от того, какая линия повреждена, OHM замыкает левый или правый контакт и подает импульс на отключение выключателя Q1 или Q2 соответственно.
Напряжение к OHM подводится от трансформаторов напряжения той системы шин, на которую включены параллельные линии.
Для двухстороннего отключения поврежденной линии с обеих сторон защищаемых цепей устанавливаются одинаковые комплекты защит.
Рассмотрим работу защиты, предположив для простоты, что параллельные линии имеют одностороннее питание.
При нормальном режиме работы и внешнем КЗ (точка К1 на рис. 7.22, а) вторичные токи I 1 и I 2 равны по значению и совпадают по фазе. Благодаря указанному выше соединению вторичных обмоток трансформаторов тока токи в обмотке ТО I p на подстанциях 1 и 2 близки к нулю и защиты не приходят в действие.

Рис. 7.21. Принципиальная схема поперечной токовой направленной защиты двух параллельных линий

При КЗ на одной из защищаемых линий (например, на линии в точке К2 на рис. 7.22, б) токи I 1 и I 2 не равны (I 1>I 2). На подстанции 1 ток в ТО I р=I 1-I 2>0, а на подстанции 2 I р=2I 2. Если I р>I сз, пусковые органы защит сработают и подведут оперативный ток к органам направления мощности, которые выявят поврежденную цепь и замкнут контакты на ее отключение.
При повреждении на линии вблизи шин подстанции (например, в точке КЗ на рис. 7.22, в) токи КЗ в параллельных линиях со стороны питания близки по значению и совпадают по фазе. В этом случае разница вторичных токов незначительна и может оказаться, что на подстанции 1 ток в ТО I р<I сз и защита не придет в действие. Однако имеются все условия для срабатывания защиты на подстанции 2, где I р=2I 1. После отключения выключателя поврежденной цепи на подстанции 2 ток в защите на подстанции 1 резко возрастет, и защита подействует на отключение выключателя линии W2. Такое поочередное действие защит называют каскадным, а зона, в которой I р<I сз, - зоной каскадного действия.
В случае двухстороннего питания параллельных линий защиты будут действовать аналогичным образом, отключая только повредившуюся цепь.
К недостаткам следует отнести наличие у защиты так называемой "мертвой" зоны по напряжению, когда при КЗ на линии у шин подстанции напряжение, подводимое к органу направления мощности, близко к нулю и защита отказывает в действии. Протяженность мертвой зоны невелика, и отказы защит в действии по этой причине крайне редки.
В эксплуатации отмечены случаи излишнего срабатывания защиты. При обрыве провода с односторонним КЗ на землю (рис. 7.23) защита излишне отключала выключатель Q2 исправной линии, поскольку мощность КЗ в ней была направлена от шин, а в поврежденной линии ток отсутствовал.
Отметим характерные особенности защиты. На рис. 7.21 оперативный ток к защите подводится через два вспомогательных последовательно включенных контакта выключателей Q1 и Q2. Эти вспомогательные контакты при отключении любого выключателя (Q1 или Q2) автоматически разрывают цепь оперативного тока и выводят защиту из работы для предотвращения неправильного ее действия в следующих случаях:
- при КЗ на линии, например W1, и отключении выключателя Q1 раньше Q3 (в промежуток времени между отключения ми обоих выключателей линии W1 на подстанции 1 создадутся условия для отключения неповрежденной линии W2);
- в нормальном режиме работы при плановом отключении выключателей одной из линий защита превратится в максимальную токовую направленную защиту мгновенного действия и может неправильно отключить выключатель другой линии при внешнем КЗ.
Подчеркнем в связи со сказанным, что перед плановым отключением одной из параллельных линий (например, со стороны подстанции 2) предварительно следует отключить защиту накладками SX1 и SX2 на подстанции 1, так как при включенном положении выключателей на подстанции 1 защита на этой подстанции автоматически из работы не выводится и при внешнем КЗ отключит выключатель линии, находящейся под нагрузкой.
Когда одна из параллельных линий находится под нагрузкой, а другая опробуется напряжением (или включена под напряжение), накладки на защите должны находиться в положении "Отключение" - на линии, опробуемой напряжением, "Сигнал" - на линии, находящейся под нагрузкой. При таком положении накладок защита подействует на отключение опробуемой напряжением линии, если в момент подачи напряжения на ней возникнет КЗ.

Рис. 7.22. Распределение тока в схемах поперечных токовых направленных защит при КЗ:
а - во внешней сети; б - в зоне действия защиты; в - в зоне каскадного действия; КД - зона каскадного действия

Рис. 7.23. Срабатывание защиты при обрыве провода линии с односторонним КЗ на землю

При обслуживании защит необходимо проверять исправность цепей напряжения, подключенных к OHM, так как в случае их обрыва к зажимам OHM будет подведено искаженное по фазе и значению напряжение, вследствие чего он может неправильно сработать при КЗ. Если быстро восстановить нормальное питание OHM не удастся, защиту необходимо вывести из работы.

[ http://leg.co.ua/knigi/raznoe/obsluzhivanie-ustroystv-releynoy-zaschity-i-avtomatiki-6.html]

Тематики

• релейная защита

EN

• transverse differential protection

DE

• Querdifferentialschutz, m

FR

• protection différentielle transversale

поперечная дифференциальная защита
Защита, применяемая для цепей, соединенных параллельно, срабатывание которой зависит от несбалансированного распределения токов между ними.
[Разработка типовых структурных схем микропроцессорных устройств РЗА на объектах ОАО "ФКС ЕЭС". Пояснительная записка. Новосибирск 2006 г.]

EN

transverse differential protection
protection applied to parallel connected circuits and in which operation depends on unbalanced distribution of currents between them.
[IEV ref 448-14-17]

FR

protection différentielle transversale
protection pour circuits en parallèle, dont le fonctionnement dépend du déséquilibre des courants entre ces circuits
[IEV ref 448-14-17]

Поперечная дифференциальная токовая направленная защита линий

Защита применяется на параллельных линиях, имеющих одинаковое сопротивление и включенных на одну рабочую систему шин или на разные системы шин при включенном шиносоединительном выключателе. Для ее выполнения вторичные обмотки трансформаторов тока ТА защищаемых линий соединяются между собой разноименными зажимами (рис. 7.21). Параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока включаются токовый орган ТО и токовые обмотки органа направления мощности OHM.

Рис. 7.20. Упрощенная схема контроля исправности соединительных проводов дифференциальной токовой защиты линии

Токовый орган в схеме выполняет функцию пускового органа ПО, а орган направления мощности OHM служит для определения поврежденной линии. В зависимости от того, какая линия повреждена, OHM замыкает левый или правый контакт и подает импульс на отключение выключателя Q1 или Q2 соответственно.
Напряжение к OHM подводится от трансформаторов напряжения той системы шин, на которую включены параллельные линии.
Для двухстороннего отключения поврежденной линии с обеих сторон защищаемых цепей устанавливаются одинаковые комплекты защит.
Рассмотрим работу защиты, предположив для простоты, что параллельные линии имеют одностороннее питание.
При нормальном режиме работы и внешнем КЗ (точка К1 на рис. 7.22, а) вторичные токи I 1 и I 2 равны по значению и совпадают по фазе. Благодаря указанному выше соединению вторичных обмоток трансформаторов тока токи в обмотке ТО I p на подстанциях 1 и 2 близки к нулю и защиты не приходят в действие.

Рис. 7.21. Принципиальная схема поперечной токовой направленной защиты двух параллельных линий

При КЗ на одной из защищаемых линий (например, на линии в точке К2 на рис. 7.22, б) токи I 1 и I 2 не равны (I 1>I 2). На подстанции 1 ток в ТО I р=I 1-I 2>0, а на подстанции 2 I р=2I 2. Если I р>I сз, пусковые органы защит сработают и подведут оперативный ток к органам направления мощности, которые выявят поврежденную цепь и замкнут контакты на ее отключение.
При повреждении на линии вблизи шин подстанции (например, в точке КЗ на рис. 7.22, в) токи КЗ в параллельных линиях со стороны питания близки по значению и совпадают по фазе. В этом случае разница вторичных токов незначительна и может оказаться, что на подстанции 1 ток в ТО I р<I сз и защита не придет в действие. Однако имеются все условия для срабатывания защиты на подстанции 2, где I р=2I 1. После отключения выключателя поврежденной цепи на подстанции 2 ток в защите на подстанции 1 резко возрастет, и защита подействует на отключение выключателя линии W2. Такое поочередное действие защит называют каскадным, а зона, в которой I р<I сз, - зоной каскадного действия.
В случае двухстороннего питания параллельных линий защиты будут действовать аналогичным образом, отключая только повредившуюся цепь.
К недостаткам следует отнести наличие у защиты так называемой "мертвой" зоны по напряжению, когда при КЗ на линии у шин подстанции напряжение, подводимое к органу направления мощности, близко к нулю и защита отказывает в действии. Протяженность мертвой зоны невелика, и отказы защит в действии по этой причине крайне редки.
В эксплуатации отмечены случаи излишнего срабатывания защиты. При обрыве провода с односторонним КЗ на землю (рис. 7.23) защита излишне отключала выключатель Q2 исправной линии, поскольку мощность КЗ в ней была направлена от шин, а в поврежденной линии ток отсутствовал.
Отметим характерные особенности защиты. На рис. 7.21 оперативный ток к защите подводится через два вспомогательных последовательно включенных контакта выключателей Q1 и Q2. Эти вспомогательные контакты при отключении любого выключателя (Q1 или Q2) автоматически разрывают цепь оперативного тока и выводят защиту из работы для предотвращения неправильного ее действия в следующих случаях:
- при КЗ на линии, например W1, и отключении выключателя Q1 раньше Q3 (в промежуток времени между отключения ми обоих выключателей линии W1 на подстанции 1 создадутся условия для отключения неповрежденной линии W2);
- в нормальном режиме работы при плановом отключении выключателей одной из линий защита превратится в максимальную токовую направленную защиту мгновенного действия и может неправильно отключить выключатель другой линии при внешнем КЗ.
Подчеркнем в связи со сказанным, что перед плановым отключением одной из параллельных линий (например, со стороны подстанции 2) предварительно следует отключить защиту накладками SX1 и SX2 на подстанции 1, так как при включенном положении выключателей на подстанции 1 защита на этой подстанции автоматически из работы не выводится и при внешнем КЗ отключит выключатель линии, находящейся под нагрузкой.
Когда одна из параллельных линий находится под нагрузкой, а другая опробуется напряжением (или включена под напряжение), накладки на защите должны находиться в положении "Отключение" - на линии, опробуемой напряжением, "Сигнал" - на линии, находящейся под нагрузкой. При таком положении накладок защита подействует на отключение опробуемой напряжением линии, если в момент подачи напряжения на ней возникнет КЗ.

Рис. 7.22. Распределение тока в схемах поперечных токовых направленных защит при КЗ:
а - во внешней сети; б - в зоне действия защиты; в - в зоне каскадного действия; КД - зона каскадного действия

Рис. 7.23. Срабатывание защиты при обрыве провода линии с односторонним КЗ на землю

При обслуживании защит необходимо проверять исправность цепей напряжения, подключенных к OHM, так как в случае их обрыва к зажимам OHM будет подведено искаженное по фазе и значению напряжение, вследствие чего он может неправильно сработать при КЗ. Если быстро восстановить нормальное питание OHM не удастся, защиту необходимо вывести из работы.

[ http://leg.co.ua/knigi/raznoe/obsluzhivanie-ustroystv-releynoy-zaschity-i-avtomatiki-6.html]

Тематики

• релейная защита

EN

• transverse differential protection

DE

• Querdifferentialschutz, m

FR

• protection différentielle transversale

интеллектуальный учет электроэнергии
-
[Интент]

Учет электроэнергии

Понятия «интеллектуальные измерения» (Smart Metering), «интеллектуальный учет», «интеллектуальный счетчик», «интеллектуальная сеть» (Smart Grid), как все нетехнические, нефизические понятия, не имеют строгой дефиниции и допускают произвольные толкования. Столь же нечетко определены и задачи Smart Metering в современных электрических сетях.
Нужно ли использовать эти термины в такой довольно консервативной области, как электроэнергетика? Что отличает новые системы учета электроэнергии и какие функции они должны выполнять? Об этом рассуждает Лев Константинович Осика.

SMART METERING – «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ УЧЕТ» ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Определения и задачи
По многочисленным публикациям в СМИ, выступлениям на конференциях и совещаниях, сложившемуся обычаю делового оборота можно сделать следующие заключения:
• «интеллектуальные измерения» производятся у потребителей – физических лиц, проживающих в многоквартирных домах или частных домовладениях;
• основная цель «интеллектуальных измерений» и реализующих их «интеллектуальных приборов учета» в России – повышение платежной дисциплины, борьба с неплатежами, воровством электроэнергии;
• эти цели достигаются путем так называемого «управления электропотреблением», под которым подразумеваются ограничения и отключения неплательщиков;
• средства «управления электропотреблением» – коммутационные аппараты, получающие команды на включение/отключение, как правило, размещаются в одном корпусе со счетчиком и представляют собой его неотъемлемую часть.
Главным преимуществом «интеллектуального счетчика» в глазах сбытовых компаний является простота осуществления отключения (ограничения) потребителя за неплатежи (или невнесенную предоплату за потребляемую электроэнергию) без применения физического воздействия на существующие вводные выключатели в квартиры (коттеджи).
В качестве дополнительных возможностей, стимулирующих установку «интеллектуальных приборов учета», называются:
• различного рода интеграция с измерительными приборами других энергоресурсов, с биллинговыми и информационными системами сбытовых и сетевых компаний, муниципальных администраций и т.п.;
• расширенные возможности отображения на дисплее счетчика всей возможной (при первичных измерениях токов и напряжений) информации: от суточного графика активной мощности, напряжения, частоты до показателей надежности (времени перерывов в питании) и денежных показателей – стоимости потребления, оставшейся «кредитной линии» и пр.;
• двухсторонняя информационная (и управляющая) связь сбытовой компании и потребителя, т.е. передача потребителю различных сообщений, дистанционная смена тарифа, отключение или ограничение потребления и т.п.

ЧТО ТАКОЕ «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ»?

Приведем определение, данное в тематическом докладе комитета ЭРРА «Нормативные аспекты СМАРТ ИЗМЕРЕНИЙ», подготовленном известной международной компанией КЕМА:
«…Для ясности необходимо дать правильное определение смарт измерениям и описать организацию инфраструктуры смарт измерений. Необходимо отметить, что между смарт счетчиком и смарт измерением существует большая разница. Смарт счетчик – это отдельный прибор, который установлен в доме потребителя и в основном измеряет потребление энергии потребителем. Смарт измерения – это фактическое применение смарт счетчиков в большем масштабе, то есть применение общего принципа вместо отдельного прибора. Однако, если рассматривать пилотные проекты смарт измерений или национальные программы смарт измерений, то иногда можно найти разницу в определении смарт измерений. Кроме того, также часто появляются такие термины, как автоматическое считывание счетчика (AMR) и передовая инфраструктура измерений (AMI), особенно в США, в то время как в ЕС часто используется достаточно туманный термин «интеллектуальные системы измерений …».
Представляют интерес и высказывания В.В. Новикова, начальника лаборатории ФГУП ВНИИМС [1]: «…Это автоматизированные системы, которые обеспечивают и по-требителям, и сбытовым компаниям контроль и управление потреблением энергоресурсов согласно установленным критериям оптимизации энергосбережения. Такие измерения называют «интеллектуальными измерениями», или Smart Metering, как принято за рубежом …
…Основные признаки Smart Metering у счетчиков электрической энергии. Их шесть:
1. Новшества касаются в меньшей степени принципа измерений электрической энергии, а в большей – функциональных возможностей приборов.
2. Дополнительными функциями выступают, как правило, измерение мощности за короткие периоды, коэффициента мощности, измерение времени, даты и длительности провалов и отсутствия питающего напряжения.
3. Счетчики имеют самодиагностику и защиту от распространенных методов хищения электроэнергии, фиксируют в журнале событий моменты вскрытия кожуха, крышки клеммной колодки, воздействий сильного магнитного поля и других воздействий как на счетчик, его информационные входы и выходы, так и на саму электрическую сеть.
4. Наличие функций для управления нагрузкой и подачи команд на включение и отключение электрических приборов.
5. Более удобные и прозрачные функции для потребителей и энергоснабжающих организаций, позволяющие выбирать вид тарифа и энергосбытовую компанию в зависимости от потребностей в энергии и возможности ее своевременно оплачивать.
6. Интеграция измерений и учета всех энергоресурсов в доме для выработки решений, минимизирующих расходы на оплату энергоресурсов. В эту стратегию вовлекаются как отдельные потребители, так и управляющие компании домами, энергоснабжающие и сетевые компании …».
Из этих цитат нетрудно заметить, что первые 3 из 6 функций полностью повторяют требования к счетчикам АИИС КУЭ на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), которые не менялись с 2003 г. Функция № 5 является очевидной функцией счетчика при работе потребителя на розничных рынках электроэнергии (РРЭ) в условиях либеральной (рыночной) энергетики. Функция № 6 практически повторяет многочисленные определения понятия «умный дом», а функция № 4, провозглашенная в нашей стране, полностью соответствует желаниям сбытовых компаний найти наконец действенное средство воздействия на неплательщиков. При этом ясно, что неплатежи – не следствие отсутствия «умных счетчиков», а результат популистской политики правительства. Отключить физических (да и юридических) лиц невозможно, и эта функция счетчика, безусловно, останется невостребованной до внесения соответствующих изменений в нормативно-правовые акты.
На функции № 4 следует остановиться особо. Она превращает измерительный прибор в управляющую систему, в АСУ, так как содержит все признаки такой системы: наличие измерительного компонента, решающего компонента (выдающего управляющие сигналы) и, в случае размещения коммутационных аппаратов внутри счетчика, органов управления. Причем явно или неявно, как и в любой системе управления, подразумевается обратная связь: заплатил – включат опять.
Обоснованное мнение по поводу Smart Grid и Smart Metering высказал В.И. Гуревич в [2]. Приведем здесь цитаты из этой статьи с локальными ссылками на используемую литературу: «…Обратимся к истории. Впервые этот термин встретился в тексте статьи одного из западных специалистов в 1998 г. [1]. В названии статьи этот термин был впервые использован Массудом Амином и Брюсом Волленбергом в их публикации «К интеллектуальной сети» [2]. Первые применения этого термина на Западе были связаны с чисто рекламными названиями специальных контроллеров, предназначенных для управления режимом работы и синхронизации автономных ветрогенераторов (отличающихся нестабильным напряжением и частотой) с электрической сетью. Потом этот термин стал применяться, опять-таки как чисто рекламный ход, для обозначения микропроцессорных счетчиков электроэнергии, способных самостоятельно накапливать, обрабатывать, оценивать информацию и передавать ее по специальным каналам связи и даже через Интернет. Причем сами по себе контроллеры синхронизации ветрогенераторов и микропроцессорные счетчики электроэнергии были разработаны и выпускались различными фирмами еще до появления термина Smart Grid. Это название возникло намного позже как чисто рекламный трюк для привлечения покупателей и вначале использовалось лишь в этих областях техники. В последние годы его использование расширилось на системы сбора и обработки информации, мониторинга оборудования в электроэнергетике [3] …
1. Janssen M. C. The Smart Grid Drivers. – PAC, June 2010, p. 77.
2. Amin S. M., Wollenberg B. F. Toward a Smart Grid. – IEEE P&E Magazine, September/October, 2005.
3. Gellings C. W. The Smart Grid. Enabling Energy Efficiency and Demand Response. – CRC Press, 2010. …».
Таким образом, принимая во внимание столь различные мнения о предмете Smart Grid и Smart Metering, сетевая компания должна прежде всего определить понятие «интеллектуальная система измерения» для объекта измерений – электрической сети (как актива и технологической основы ОРЭМ и РРЭ) и представить ее предметную область именно для своего бизнеса.

БИЗНЕС И «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ УЧЕТ»

В результате изучения бизнес-процессов деятельности ряда сетевых компаний и взаимодействия на РРЭ сетевых, энергосбытовых компаний и исполнителей коммунальных услуг были сформулированы следующие исходные условия.
1. В качестве главного признака новой интеллектуальной системы учета электроэнергии (ИСУЭ), отличающей ее от существующей системы коммерческого и технического учета электроэнергии, взято расширение функций, причем в систему вовлекаются принципиально новые функции: определение технических потерь, сведение балансов в режиме, близком к on-line, определение показателей надежности. Это позволит, среди прочего, получить необходимую информацию для решения режимных задач Smart Grid – оптимизации по реактивной мощности, управления качеством электроснабжения.
2. Во многих случаях (помимо решения задач, традиционных для сетевой компании) рассматриваются устройства и системы управления потреблением у физических лиц, осуществляющие их ограничения и отключения за неплатежи (традиционные задачи так называемых систем AMI – Advanced Metering Infrastructure).
Учитывая вышеизложенное, для электросетевой компании предлагается принимать следующее двойственное (по признаку предметной области) определение ИСУЭ:
в отношении потребителей – физических лиц: «Интеллектуальная система измерений – это совокупность устройств управления нагрузкой, приборов учета, коммуникационного оборудования, каналов передачи данных, программного обеспечения, серверного оборудования, алгоритмов, квалифицированного персонала, которые обеспечивают достаточный объем информации и инструментов для управления потреблением электроэнергии согласно договорным обязательствам сторон с учетом установленных критериев энергоэффективности и надежности»;
в отношении системы в целом: «Интеллектуальная система измерений – это автоматизированная комплексная система измерений электроэнергии (с возможностью измерений других энергоресурсов), определения учетных показателей и решения на их основе технологических и бизнес-задач, которая позволяет интегрировать различные информационные системы субъектов рынка и развиваться без ограничений в обозримом будущем».

ЗАДАЧИ «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО УЧЕТА»

Далее мы будем основываться на том, что ИСУЭ позволит осуществить следующие функции в бытовом секторе:
• дистанционное получение от каждой точки измерения (узла учета) у бытового потребителя сведений об отпущенной или потребленной электроэнергии;
• расчет внутриобъектового (многоквартирный жилой дом, поселок) баланса поступления и потребления энергоресурсов с целью выявления технических и коммерческих потерь и принятия мер по эффективному энергосбережению;
• контроль параметров поставляемых энергоресурсов с целью обнаружения и регистрации их отклонений от договорных значений;
• обнаружение фактов несанкционированного вмешательства в работу приборов учета или изменения схем подключения электроснабжения;
• применение санкций против злостных неплательщиков методом ограничения потребляемой мощности или полного отключения энергоснабжения;
• анализ технического состояния и отказов приборов учета;
• подготовка отчетных документов об электропотреблении;
• интеграция с биллинговыми системами.

«ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ»

Остановимся подробно на одном из атрибутов ИСУЭ, который считаю ключевым для основного электросетевого бизнеса.
Особенностью коммерческого учета электроэнергии (КУЭ) распределительных сетевых компаний является наличие двух сфер коммерческого оборота электроэнергии – ОРЭМ и РРЭ, которые хотя и сближаются в нормативном и организационном плане, но остаются пока существенно различными с точки зрения требований к КУЭ.
Большинство сетевых компаний является субъектом как ОРЭМ, так и РРЭ. Соответственно и сам коммерческий учет в отношении требований к нему разделен на два вида:
• коммерческий учет на ОРЭМ (технические средства – АИИС КУЭ);
• коммерческий учет на РРЭ (технические средства – АСКУЭ).
Кроме того, к коммерческому учету, т.е. к определению тех показателей, которые служат для начисления обязательств и требований сетевой компании (оплата услуг по транспорту электроэнергии, купля-продажа технологических потерь), следует отнести и измерения величин, необходимых для определения показателей надежности сети в отношении оказания услуг по передаче электроэнергии.
Отметим, что сложившиеся технологии АИИС КУЭ и АСКУЭ по своей функциональной полноте (за исключением функции коммутации нагрузки внутри систем) – это технологии Smart Metering в том понимании, которое мы обсуждали выше. Поэтому далее будем считать эти понятия полностью совпадающими.
Подсистема ИСУЭ на РРЭ, безусловно, самая сложная и трудоемкая часть всей интеллектуальной системы как с точки зрения организации сбора информации (включая измерительные системы (ИС) и средства связи в автоматизированных системах), так и с точки зрения объема точек поставки и соответственно средств измерений. Последние отличаются большим многообразием и сложностью контроля их и метрологических характеристик (МХ).
Если технические требования к ИС на ОРЭМ и к ИС крупных потребителей (по крайней мере потребителей с присоединенной мощностью свыше 750 кВА) принципиально близки, то в отношении нормативного и организационного компонентов имеются сильные различия. Гармоничная их интеграция в среде разных компонентов – основная задача создания современной системы ИСУЭ любой сетевой компании.
Особенностью коммерческого учета для нужд сетевого комплекса – основного бизнеса компании в отличие от учета электроэнергии потребителей, генерирующих источников и сбытовых компаний – является сам характер учетных показателей, вернее, одного из них – технологических потерь электроэнергии. Здесь трудность состоит в том, что границы балансовой принадлежности компании должны оснащаться средствами учета в интересах субъектов рынка – участников обращения электроэнергии, и по правилам, установленным для них, будь то ОРЭМ или РРЭ. А к измерению и учету важнейшего собственного учетного показателя, потерь, отдельные нормативные требования не предъявляются, хотя указанные показатели должны определяться по своим технологиям.
При этом сегодня для эффективного ведения бизнеса перед сетевыми компаниями, по мнению автора, стоит задача корректного определения часовых балансов в режиме, близком к on-line, в условиях, когда часть счетчиков (со стороны ОРЭМ) имеют автоматические часовые измерения электроэнергии, а подавляющее большинство (по количеству) счетчиков на РРЭ (за счет физических лиц и мелкомоторных потребителей) не позволяют получать такие измерения. Актуальность корректного определения фактических потерь следует из необходимости покупки их объема, не учтенного при установлении тарифов на услуги по передаче электроэнергии, а также предоставления информации для решения задач Smart Grid.
В то же время специалистами-практиками часто ставится под сомнение практическая востребованность определения технологических потерь и их составляющих в режиме on-line. Учитывая это мнение, которое не согласуется с разрабатываемыми стратегиями Smart Grid, целесообразно оставить окончательное решение при разработке ИСУЭ за самой компанией.
Cистемы АИИС КУЭ сетевых компаний никогда не создавались целенаправленно для решения самых насущных для них задач, таких как:
1. Коммерческая задача купли-продажи потерь – качественного (прозрачного и корректного в смысле метрологии и требований действующих нормативных документов) инструментального или расчетно-инструментального определения технологических потерь электроэнергии вместе с их составляющими – техническими потерями и потреблением на собственные и хозяйственные нужды сети.
2. Коммерческая задача по определению показателей надежности электроснабжения потребителей.
3. Управленческая задача – получение всех установленных учетной политикой компании балансов электроэнергии и мощности по уровням напряжения, по филиалам, по от-дельным подстанциям и группам сетевых элементов, а также КПЭ, связанных с оборотом электроэнергии и оказанием услуг в натуральном выражении.
Не ставилась и задача технологического обеспечения возможного в перспективе бизнеса сетевых компаний – предоставления услуг оператора коммерческого учета (ОКУ) субъектам ОРЭМ и РРЭ на территории обслуживания компании.
Кроме того, необходимо упорядочить систему учета для определения коммерческих показателей в отношении определения обязательств и требований оплаты услуг по транспорту электроэнергии и гармонизировать собственные интересы и интересы смежных субъектов ОРЭМ и РРЭ в рамках существующей системы взаимодействий и возможной системы взаимодействий с введением института ОКУ.
Именно исходя из этих целей (не забывая при этом про коммерческие учетные показатели смежных субъектов рынка в той мере, какая требуется по обязательствам компании), и нужно строить подлинно интеллектуальную измерительную систему. Иными словами, интеллект измерений – это главным образом интеллект решения технологических задач, необходимых компании.
По сути, при решении нового круга задач в целевой модели интеллектуального учета будет реализован принцип придания сетевой компании статуса (функций) ОКУ в зоне обслуживания. Этот статус формально прописан в действующей редакции Правил розничных рынков (Постановление Правительства РФ № 530 от 31.08.2006), однако на практике не осуществляется в полном объеме как из-за отсутствия необходимой технологической базы, так и из-за организационных трудностей.
Таким образом, сетевая компания должна сводить баланс по своей территории на новой качественной ступени – оперативно, прозрачно и полно. А это означает сбор информации от всех присоединенных к сети субъектов рынка, формирование учетных показателей и передачу их тем же субъектам для определения взаимных обязательств и требований.
Такой подход предполагает не только новую схему расстановки приборов в соответствии с комплексным решением всех поставленных технологами задач, но и новые функциональные и метрологические требования к измерительным приборам.

ПРЕИМУЩЕСТВА ИСУЭ

Внедрение ИСУЭ даст новые широкие возможности для всех участников ОРЭМ и РРЭ в зоне обслуживания электросетевой компании.
Для самой компании:
1. Повышение эффективности существующего бизнеса.
2. Возможности новых видов бизнеса – ОКУ, регистратор единой группы точек поставки (ГТП), оператор заправки электрического транспорта и т.п.
3. Обеспечение внедрения технологий Smart grid.
4. Создание и развитие программно-аппаратного комплекса (с сервисно-ориентированной архитектурой) и ИС, снимающих ограничения на развитие технологий и бизнеса в долгосрочной перспективе.
Для энергосбытовой деятельности:
1. Автоматический мониторинг потребления.
2. Легкое определение превышения фактических показателей над планируемыми.
3. Определение неэффективных производств и процессов.
4. Биллинг.
5. Мониторинг коэффициента мощности.
6. Мониторинг показателей качества (напряжение и частота).
Для обеспечения бизнеса – услуги для генерирующих, сетевых, сбытовых компаний и потребителей:
1. Готовый вариант на все случаи жизни.
2. Надежность.
3. Гарантия качества услуг.
4. Оптимальная и прозрачная стоимость услуг сетевой компании.
5. Постоянное внедрение инноваций.
6. Повышение «интеллекта» при работе на ОРЭМ и РРЭ.
7. Облегчение технологического присоединения энергопринимающих устройств субъектов ОРЭМ и РРЭ.
8. Качественный консалтинг по всем вопросам электроснабжения и энергосбережения.
Успешная реализации перечисленных задач возможна только на базе информационно-технологической системы (программно-аппаратного комплекса) наивысшего достигнутого на сегодняшний день уровня интеграции со всеми возможными информационными системами субъектов рынка – измерительно-учетными как в отношении электроэнергии, так и (в перспективе) в отношении других энергоресурсов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Новиков В.В. Интеллектуальные измерения на службе энергосбережения // Энергоэксперт. 2011. № 3.
2. Гуревич В.И. Интеллектуальные сети: новые перспективы или новые проблемы? // Электротехнический рынок. 2010. № 6.

[ http://www.news.elteh.ru/arh/2011/71/14.php]

Тематики

• счетчик электроэнергии

EN

• smart metering