Дослідження перспективних методів та засобів підвищення надійності релейного захисту та автоматики електроенергетичних систем

Стахов, Ростивлав Валерійович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/8856
Title:	Дослідження перспективних методів та засобів підвищення надійності релейного захисту та автоматики електроенергетичних систем
Authors:	Ключка, Костянтин Миколайович Стахов, Ростивлав Валерійович
Keywords:	показники надійності релейного захисту;цифрові реле;цифрові термінали;послідовний інтерфейс
Issue Date:	Dec-2023
Abstract:	Метою даної магістерської роботи є аналіз ефективності методів розрахунку показників надійності пристроїв релейного захисту та автоматики, а також вибір найбільш ефективного підходу щодо забезпечення надійності засобів релейного захисту для їх експлуатації в сучасних умовах.. Для розв’язування поставлених задач у магістерській роботі використовувалися методи теоретичної електротехніки, математичний апарат теорії надійності і математичної статистики, методи дослідження процесів, методи теорії моделювання. Практичною цінністю магістерської роботи є те, що отримані результати можуть сприяти підвищенню якості функціонування релейного захисту та автоматики та загальному підвищенню безвідмовності функціонування систем електроспоживання.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/8856
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
ВКРМ_СТАХОВ_2023.pdf Restricted Access		1.73 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії
Показати повний опис матеріалу Перегляд статистики
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ  
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ 
Кафедра електротехнічних систем 
 
 «До захисту допущено» 
Зав. кафедри ЕТС 
 
__________ О.О. Ситник 
(підпис)                 (ініціали, прізвище) 
«___»___________2023 р. 
 
 
 
Кваліфікаційна робота 
на здобуття ступеня вищої освіти магістра 
 
на тему:  
«Дослідження перспективних методів та засобів підвищення надійності 
релейного захисту та автоматики електроенергетичних систем» 
 
 
Виконав: здобувач вищої освіти  2  курсу, групи ЕСЕ–022 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
 
Стахов Ростивлав Валерійович ______________ 
 (прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
   
Науковий к.т.н., доцент Ключка К.М. ______________ 
керівник (підпис) 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) 
   
Нормоконтроль к.т.н., доцент  Ключка К.М. ______________ 
(підпис) 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) 
   
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів 
без відповідних посилань. 
Здобувач вищої освіти ______________ 
(підпис) 
 
 
Черкаси 2023 р.  
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ  
ТА МАШИНОБУДУВАННЯ 
Кафедра електротехнічних систем 
 
Рівень вищої освіти – другий (магістерський) 
Спеціальність 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
                                                                                         (код і назва) 
 
ЗАТВЕРДЖУЮ 
Завідувач кафедри 
____________ О.О. Ситник 
(підпис)                (ініціали, прізвище) 
«______» __                 2023 р. 
 
ЗАВДАННЯ 
на магістерську кваліфікаційну роботу здобувачу вищої освіти 
 
 
Стахову Ростиславу Валерійовичу 
(прізвище, ім’я, по батькові) 
 
1. Тема магістерської роботи  
 
«Дослідження перспективних методів та засобів підвищення надійності 
релейного захисту та автоматики електроенергетичних систем» 
 
науковий керівник к.т.н., доцент Ключка Костянтин Миколайович 
                                                           (прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання) 
затверджені наказом по університету від «10» жовтня 2023р. № 271/04 
 
2. Термін подання студентом роботи_____________________________ 
 
3. Об’єкт дослідження – релейний захист та автоматика систем електроспоживання  
 
4. Предмет дослідження – методи і засоби, які покращують показники надійності 
пристроїв релейного захисту та автоматики. 
 
5. Перелік завдань, які потрібно розробити: 
− провести дослідження показників надійності функціонування пристроїв 
релейного захисту та автоматики; 
− провести порівняльний аналіз сучасних підходів до вдосконалення методів 
підвищення надійності пристроїв релейного захисту та автоматики, визначити та 
обґрунтувати найбільш перспективні з них; 
− розробити та обґрунтувати рекомендації відносно комплексного покращення 
функціональних показників роботи пристроїв релейного захисту та автоматики з 
використанням сучасних цифрових технологій, зокрема з елементами Smart Grid. 
 
6. Перелік ілюстративного матеріалу − у вигляді презентації  
 
7. Перелік публікацій – у вигляді статті чи тез доповіді на конференції   
 
8. Дата видачі завдання «11» жовтня  2023 р. 
 
 
Календарний план 
 
Термін виконання 
№ Назва етапів  виконання  
етапів магістерської Примітка 
з/п магістерської роботи 
роботи 
1 Аналіз літератури по темі  магістерської роботи  11.10.2023–15.10.2023  
Складання попереднього плану і структури 
2 16.10.2023–18.10.2023  
магістерської роботи. Узгодження з керівником 
3 Підготовка матеріалів по розділу 1 19.10.2023–24.10.2023  
4 Підготовка матеріалів по розділу 2  25.10.2023–30.10.2023  
Підготовка матеріалів по розділу 3 
5 31.10.2023–10.11.2023  
Вступ. Реферат. Список використаних джерел. 
Підготовка і публікація тез за результатами  
6 11.10.2023–15.12.2023  
магістерської роботи 
Підготовка остаточної версії магістерської 11.11.2023–29.11.2023 
7  
роботи. Узгодження з керівником 
Підготовка доповіді і презентації. Підготовка до 30.11.2023–15.12.2023 
8  
захисту 
9 Захист магістерської роботи 19.12.2023–22.12.2023  
 
 
 
 
Здобувач вищої освіти                Р.В. Стахов 
(підпис) (ініціали, прізвище) 
   
Науковий керівник роботи                К.М. Ключка 
(підпис) (ініціали, прізвище) 
 
3 
РЕФЕРАТ 
 
Повний обсяг магістерської роботи складає 107 сторінки, у тому числі  
13 рисунків і 2 таблиці, список використаних джерел, що містить 61 
найменування на  6  сторінках. 
Метою даної магістерської роботи є аналіз ефективності методів 
розрахунку показників надійності пристроїв релейного захисту та 
автоматики, а також вибір найбільш ефективного підходу щодо забезпечення 
надійності засобів релейного захисту для їх експлуатації в сучасних умовах..  
Для розв’язування поставлених задач у магістерській роботі 
використовувалися методи теоретичної електротехніки, математичний апарат 
теорії надійності і математичної статистики, методи дослідження процесів, 
методи теорії моделювання. 
Практичною цінністю магістерської роботи є те, що отримані 
результати можуть сприяти підвищенню якості функціонування релейного 
захисту та автоматики та загальному підвищенню безвідмовності  
функціонування систем електроспоживання. 
Ключові слова: показники надійності релейного захисту, цифрові 
реле, цифрові термінали, послідовний інтерфейс, оптоволоконний інтерфейс 
 
 
  
 
  
4 
 
ЗМІСТ 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ,   
СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ……………………………………………..…… 6 
ВСТУП……………………………………………..………………………… 7 
РОЗДІЛ 1  
ЗАГАЛЬНИЙ ОГЛЯД ПРОБЛЕМ НАДІЙНОСТІ В  
ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМАХ………………………………... 15 
 1.1 Основні принципи забезпечення надійності електротехнічних  
пристроїв та систем…..………………………………………………... 15 
 1.2 Підходи та засоби забезпечення системної надійності в  
електроенергетиці……………………………………………………… 17 
 1.3 Необхідність моніторингу надійності в електроенергетиці…… 21 
 1.4 Новітні підходи до підвищення надійності в  
електроенергетиці…..………………………………………..………… 24 
 1.5 Дослідження зарубіжного досвіду забезпечення надійності в  
електроенергетиці……………………………………………………… 29 
 Висновки до розділу 1…………………………………………………. 57 
РОЗДІЛ 2  
ВИЗНАЧЕННЯ ПОКАЗНИКІВ НАДІЙНОСТІ РЕЛЕЙНОГО ЗАХИСТУ  
ТА АВТОМАТИКИ НА ОСНОВІ ЗАСТОСУВАННЯ ЗАГАЛЬНОЇ  
ТЕОРІЇ ОЦІНКИ НАДІЙНОСТІ ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНИХ ПРИСТРОЇВ…. 58 
 2.1 Визначення кількісних показників надійності електротехнічних  
пристроїв…...…………….…………………………………………….. 58 
 2.2 Оцінки показників надійності пристроїв РЗА…….…………….. 64 
 2.3 Оптимізовані комплексні показники надійності для пристроїв  
РЗА ……………..……….………………………….………………….. 73 
 Висновки до розділу 2………………………………………………… 77 
  
5 
 
РОЗДІЛ 3  
РОЗРОБКА ТА МОДЕРНІЗАЦІЯ АПАРАТНИХ ЗАСОБІВ РЗА ДЛЯ   
ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ ЇХ ФУНКЦІОНУВАННЯ..……………... 78 
 3.1 Загальні підходи до підвищення надійності роботи релейного  
захисту та автоматики..…………………………………………........... 78 
 3.2 Вплив надійності комутаційних апаратів та пристроїв  
релейного захисту і автоматики на надійність ЕЕС в цілому……… 84 
 3.3 Використання цифрових реле та терміналів релейного захисту  
як частини автоматизованої системи керування енергетичним  
об’єктом………………………………………………………………... 85 
 3.4 Обґрунтування доцільності застосування послідовного  
інтерфейсу на основі оптоволоконного каналу зв’язку…………….. 94 
 3.5 Оптимальна схема підключення цифрового терміналу РЗА із  
оптоволоконним послідовним інтерфейсом…………………………. 98 
 Висновки до розділу 3………………………………………………... 100 
ВИСНОВКИ………………………………………………………………….. 101 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ…………………………………… 102 
 
6 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ,  
СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 
 
АСКОЕ автоматизована система контроля обліку електроенергії 
АСУ автоматизована система управління 
ГПП головна понижуюча підстанція 
ДСТУ державний стандарт України 
ПУЕ правила улаштування електроустановок 
ПТЕ правила технічної експлуатації 
ЕЕС електроенергетична система 
ЄС Європейський Союз 
ПЛ повітряна лінія 
РЗА релейний захист та автоматизація 
ТП трансформаторна підстанція 
            CEER Council of European Energy Regulators 
 
CIGRE International Conference on Large Electric Systems 
CIRED International Conference on Power Distribution Systems 
IEC International Electrotechnical Commission (Міжнародна 
електротехнічна комісія) 
VDEW Verband der Elektrizitaetswirtschaft 
LSTM Long Short-Term Memory 
SCADA Supervisory control and data acquisition  
 
 
 
7 
ВСТУП 
 
Актуальність теми. У зв'язку з новими реаліями сьогодення та 
жорсткими вимогами до забезпечення споживачів електроенергією 
необхідної якості та в необхідному обсязі, проводиться пошук та розробка 
нових методів та інтелектуальних технічних засобів на основі штучного 
інтелекту для покращення функціонування систем релейного захисту та 
автоматики (РЗА) в електричних мережах України. 
Питання забезпечення надійної роботи релейного захисту і 
автоматики (РЗА) – є одним із найважливіших в галузі електроенергетики. В 
технологічно розвинених країнах світу, системи електропостачання, що 
призначені для різних галузей промисловості, проектуються і 
експлуатуються з урахуванням того, що постійно зростає частка нових 
генеруючих потужностей в їхньому числі значна частка засобів малої 
генерації. В таких умовах, найбільш перспективним та доцільним є перехід 
від тільки централізованої енергетики, до поєднання централізованої та 
розподіленої [1 − 5]. 
Вказані шляхи розвитку енергосистеми України, що  пов᾿язані з 
розвитком принципів децентралізованого виробництва електричної енергії, 
вимагають вирішення цілого комплексу науково-практичних завдань. 
Важливим питанням в переліку вказаних задач є створення пристроїв 
релейного захисту та релейної автоматики як систем, які покликаної 
запобігати розвитку і мінімізувати наслідки аварійних режимів в 
енергосистемі. Особливо гостро постала ця проблема у зв’язку появи в ній 
нових елементів, а саме засобів малої та розподіленої генерації. Ця потреба 
відзначається виокремлюється в багатьох роботах дослідників і фахівців 
відповідного профілю та широко представлена в нових концепціях розвитку 
ведучих енергетичних гравців економічного ринку [20]. 
Завдяки таким дослідженням та прикладним розробкам, триває 
інтенсивний розвиток методів та засобів для функціонування систем 
8 
релейного захисту та автоматики електричних мереж, які неодмінно задіяні в 
складному процесі забезпечення належної якості електричної енергії.  
Регулярна інтеграція в існуючі мережі нових малих електростанцій 
призводить до зміни основних характеристик енергосистеми, на основі яких 
була сформована загальноприйнята концепція побудови систем релейного 
захисту. На рівні розподільчої мережі стає можливим двостороннє або 
багатостороннє живлення місця з короткими замиканням, з'являються нові, 
раніше невідомі або нечасті види збурень та аварійних ситуацій. Також 
досить помітними стають зміни характеристик електромагнітних і 
електромеханічних перехідних процесів. Складнощі при побудові систем 
релейного захисту та автоматики відчутно розширюються та стають більш 
багатогранними. В наслідок цього при комплексному підході проблема 
побудови РЗ включає розв'язання наступних груп задач: 
− забезпеченню необхідних технічних властивостей засобів релейного 
захисту електричних мереж, які безпосередньо прилягають до місць 
підключення малих генеруючих потужностей; 
− створенню новітніх видів релейного захисту та автоматики, які 
можуть додатково монтуватися в точці підключення малих електростанцій до 
електричної мережі. 
Вирішенню цих задач присвячено велику кількість науково-
практичних розробок як зарубіжних, так і Українських авторів. Серед 
основних напрямів, які досліджуються у цих роботах слід відзначити широке 
впровадження цифрових інтелектуальних систем керування пристроями 
релейного захисту та автоматики. 
Інтелектуалізація в РЗА – це формалізовані певним способом знання 
людини про об’єкт релейного захисту і одночасно властиві людині прийоми 
мислення, за допомогою яких вона вивчає навколишній світ і підпорядковує 
його своїм інтересам. 
 Для забезпечення реалізації концепції інтелектуалізації в 
електроенергетиці і зокрема в РЗА широко використовується так звана 
9 
технологія Smart Grid [1], [2]. 
Забезпечення надійної та безперебійної роботи пристроїв релейного 
захисту здійснюється за рахунок підвищенням технічного рівня пристроїв 
релейного захисту, впровадженням комп’ютеризації процесів управління 
робочими, аварійними і післяаварійними режимами, розподілу і споживання 
електричної енергії тощо. При цьому слід зазначити, що перехід на нову 
елементну базу не призводить до зміни основоположних принципів побудови 
РЗА, а тільки розширює її функціональні можливості. 
Проведений аналіз дає змогу констатувати, що основні 
характеристики мікропроцесорних захистів значно кращі електронних, а тим 
більше електромеханічних. Наприклад, навантажувальна потужність 
вимірювальних трансформаторів струму і напруги, знаходиться на рівні 
всього 0,1 − 0,5 ВА, апаратна похибка − в межах 2 − 5%, а коефіцієнт 
повернення вимірювальних органів становить 0,96 − 0,97. Вказані 
характеристики дозволяють покращити такі основні показники пристроїв 
релейного захисту як швидкодія, надійність, селективність та чутливість [3]. 
В інтегрованих цифрових комплексах РЗА з’являється можливість 
переходу до нових нетрадиційних вимірювальних перетворювачів струму і 
напруги, наприклад, на основі оптоелектронних та електронних датчиків, 
трансформаторів без магнітних осердь тощо [4]. Ці перетворювачі більш 
технологічні при виробництві, мають відмінні метрологічні характеристики, 
хоча характеризуються малою вихідною потужністю. 
Серед загальних важливих переваг застосування мікропроцесорних 
пристроїв РЗ в багатьох енергосистемах можна виділити наступні: 
1) можуть автоматично формувати звітну документацію по роботі 
електроустановки, а також відносно послідовностей дій захисту і персоналу; 
2) цифровий осцилоскоп і реєстратор аварійних подій автоматично 
виділяють активну і реактивну складові електричних параметрів, записують 
активний і реактивний опори й інші величини; 
3) вимірюють і контролюють значення струмів, напруг, частоти та 
10 
потужності. Цифрова обробка виміряної інформації дає змогу фільтрувати 
гармоніки та здійснювати спектральний аналіз для ефективного виділенням 
першої гармоніки; 
4) відрізняються простотою та гнучкістю зміни алгоритму 
функціонування без зміни технічних засобів; 
5) мають більш гнучку структуру захисту, можливість введення-
виведення захисту або його частини на відключення чи сигнал, зі 
збереженням реєстрації роботи, можливість в перспективі зміни параметрів 
«на ходу» в залежності від режимів роботи мережі і навантажень тощо; 
6) проводять швидку зміну параметрів захисту, мають можливість 
зберігати в пам'яті профілі параметрів захисту; 
7) ефективно визначають місця пошкодження, що значно скорочує час 
в людино-годинах на проведення ремонтно-відновлювальних робіт, оскільки 
у таких випадках не потрібно витрачати час кваліфікованого персоналу на 
аналіз осцилограм, їх подальшу розшифровку, пошук за таблицями місця 
пошкодження тощо. 
Серед експлуатаційних переваг можна зазначити такі: дружній до 
оператора інтерфейс контролю і управління; постійна самодіагностика; 
простота дистанційного контролю і зміна налаштувань; зниження 
трудомісткості експлуатації; високий ступінь заводської готовності та ін. 
Серед економічних переваг вирізняються наступні: зменшення витрат 
на кабельно-дротяні вироби; мінімум робочої площі для встановлення; 
можливість застосування більш дешевих та в меншій кількості 
вимірювальних трансформаторів; можливість нарощувати функції пристроїв 
без заміни або введення нового обладнання; зменшення номенклатури і 
кількості запасних частин та приналежностей; досить значне зменшення 
рівня енергоспоживання; вирішення усіх питань захисту, моніторингу та 
управління на єдиних технічних засобах. 
Незважаючи на вищевказані значні переваги, можна згадати також і 
певні недоліки, такі як вплив на роботу реле електромагнітних завад від 
11 
живильної мережі; можливість раптової втрати оперативного джерела 
напруги із-за недопустимих перевантажень чи коротких замикань в силовій 
мережі, а також спрацьовування автоматичних вимикачів в ланцюзі 
оперативного живлення, влученнями блискавки в лінію електропередач 
тощо. 
Такі пошкодження можуть привести до збоїв роботи оперативної 
пам’яті та зависань мікропроцесора, що може призвести до повної втрати 
даних якщо не прийняті міри по забезпеченню безперебійного живлення. 
Можуть виникати електромагнітні завади в колах живлення  і (або) у вхідних 
ланцюгах реле.  
Також існує думка, що складні мікропроцесорні пристрої релейного 
захисту (наприклад, дистанційні) не завжди адекватно поводяться при 
складних аваріях [7]. 
Одним із важливих напрямків досліджень щодо підвищення 
ефективності функціонування мікропроцесорних терміналів РЗА є зниження 
відсотку відмов. Так, відсоток відмови деяких мікропроцесорних терміналів 
вітчизняного виробництва досягає 5%, що в 10 разів перевищує аналогічну 
величину для панелей на електромеханічних реле, що вказує на зниження 
ефективності і надійності при переході від захистів, виконаних на 
електромеханічних реле, до мікропроцесорних модулів.  
Проведений аналіз багатьох літературних джерел свідчить, що 
найбільш перспективним шляхом підвищення показників якості засобів РЗА, 
є широке впровадження мікропроцесорних засобів в схеми пристроїв РЗ, що 
крім того дозволить гнучко інтегрувати наявні засоби РЗА в існуючі та 
майбутні інтелектуальні системи електропостачання на основі платформи 
Smart Grid. 
Основні засади проектування та побудови РЗ розподільних мереж 
були закладені в роботах українських дослідників, а саме: 
О. С. Яндульського [2], В. М. Баженова [7 −10, 13, 15, 16, 25], 
О. О. Дмитренка [2], С. В. Панченка [3, 4], В. П. Кідиби [1, 11, 18], 
12 
В.М. Лагутіна [5], В.А. Тепті [5], а також значної кількості інших 
дослідників-теоретиків та дослідників-практиків з самих різних країн. 
Розвиток електроенергетики в Україні і поступова заміна апаратної 
бази від електромагнітних реле до мікросхем і мікропроцесорних комплектів, 
з одного боку, призвело до суттєвого підвищення її технічної досконалості, а 
з іншого − до відчутного зниження надійності. Багато фахівців приділяють 
велику увагу аспектам надійності спрацювання захистів. Визначено, що 
основна частина неправильних дій систем РЗА є помилкові та і зайві 
спрацьовування. Такі висновки можна зробити на основі статистичних даних, 
накопичених на протязі достатньо тривалого періоду. Тому можна 
стверджувати, що саме ці види неправильних дій релейного захисту 
супроводжуються найбільшими збитками від ненадійності. 
В теперішній час перед фахівцями з релейного захисту все активніше 
постає одне з головних завдань, що стосується модернізації засобів 
релейного захисту та автоматики для функціонуючих та заново створених 
енергетичних об'єктів. Не в повній мірі вивчені особливості в роботі різних 
типів захистів в умовах постійного розширення електромереж за рахунок 
розподіленої генерації, не завжди дозволяє досить ефективно розв’язувати 
задачу розрахунку показників надійності, тобто за визначеними показниками 
надійності окремих елементів РЗ визначати показники всієї системи РЗА в 
цілому. 
Раціональний вибір показників надійності, а також методів вибору 
оптимального по ефективності варіанта релейного захисту відіграють 
головну роль у виборі основних напрямків розвитку техніки релейного 
захисту, методах підвищення надійності тощо.  
Як показало проведене дослідження та аналіз, станом на сьогодні 
вирішення питань проектування надійних засобів релейного захисту в 
енергосистемах в умовах впровадження в них засобів малої генерації, є 
недостатнім. Так, проведений аналіз показав, що практично відсутня 
теоретична база для прийняття обґрунтованих рішень відносно релейного 
13 
захисту, як при підключенні малих електростанцій до енергосистеми, так і 
при плануванні подальшого розвитку малої та розподіленої генерації в в 
Україні.  
Отже, проблема забезпечення високої надійності при функціонуванні  
засобів релейного захисту та автоматики є своєчасною та актуальною 
задачею, що потребує невідкладного вирішення. 
Мета та задачі дослідження. Відповідно до вище наведеного,  метою 
даної магістерської роботи є аналіз ефективності методів розрахунку 
показників надійності пристроїв релейного захисту та автоматики, а також 
вибір найбільш ефективного підходу щодо забезпечення надійності засобів 
релейного захисту для їх експлуатації в сучасних умовах.  
Для досягнення вказаної мети необхідно вирішити такі науково-
технічні  задачі:  
− провести дослідження показників надійності функціонування 
пристроїв релейного захисту та автоматики; 
− провести порівняльний аналіз сучасних підходів до вдосконалення 
методів підвищення надійності пристроїв релейного захисту та автоматики, 
визначити та обґрунтувати найбільш перспективні з них; 
− розробити та обґрунтувати рекомендації відносно комплексного 
покращення функціональних показників роботи пристроїв релейного захисту 
та автоматики з використанням сучасних цифрових технологій, зокрема з 
елементами Smart Grid. 
Об’єктом дослідження є релейний захист та автоматика систем 
електроспоживання. 
Предметом дослідження є методи і засоби, які покращують 
показники надійності пристроїв релейного захисту та автоматики. 
Методи дослідження. Для вирішення намічених завдань, у 
магістерській роботі використовувалися: методи теоретичної електротехніки, 
математичний апарат теорії надійності і математичної статистики, методи 
дослідження процесів, методи теорії моделювання. 
14 
Наукова новизна одержаних результатів. У процесі вирішення 
поставлених задач автором отримано наступні наукові результати. 
1. Проведено аналіз методів визначення показників надійності засобів 
релейного захисту та автоматики задля визначення головних пріоритетних 
напрямків для подальшого розвитку. 
2. Отримала подальший розвиток методика вибору та розрахунку 
оптимальних показників надійності стосовно пристроїв релейного захисту та 
автоматики при функціонуванні їх в сучасних умовах. 
3. Обґрунтовано ефективність та доцільність застосування 
послідовного інтерфейсу на основі оптоволоконного каналу зв’язку. 
4. На основі проведеного аналізу створені рекомендації по доцільності 
подальшого розвитку оптимальної структури підключення цифрового 
терміналу РЗА із оптоволоконним послідовним інтерфейсом. 
Практична цінність. Практичною цінністю магістерської роботи є те, 
що отримані результати можуть сприяти підвищенню якості функціонування 
релейного захисту та автоматики та загальному підвищенню безвідмовності  
функціонування систем електроспоживання.  
Апробація роботи. Основні положення магістерської роботи 
розглядалися в ході проведення 38-ї Міжнародної науково-практичної 
конференції «Сучасні аспекти модернізації науки: стан, проблеми, тенденції 
розвитку», 07 листопада 2923 року), м. Брно (Чехія). 07 листопада 2023. 
Публікації. За результатами досліджень була надрукована одна 
наукова праця [60]. 
Структура магістерської роботи. Робота складається з вступу, трьох 
розділів, висновку і списку використаних джерел. Робота викладена на 107 
сторінках машинописного тексту, містить 13 рисунків і 2 таблиці. 
15 
 
РОЗДІЛ 1 
ЗАГАЛЬНИЙ ОГЛЯД ПРОБЛЕМИ НАДІЙНОСТІ В 
ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНИХ СИСТЕМАХ 
 
1.2 Основні принципи забезпечення надійності електротехнічних 
пристроїв та систем 
Надійність є основною технічною вимогою, що пред'являється до будь-
яких електротехнічних пристроїв та установок, у тому числі систем 
релейного захисту та автоматики (РЗА). Оптимальний рівень надійності 
систем РЗА визначається на основі оцінки збитків, завданих споживачам 
перервою електропостачання, втрат, пов'язаних з аварійним ремонтом, а 
також витрат, пов'язаних з підвищенням надійності. 
Надійне (безперебійне) постачання електроенергії є найважливішою 
складовою життєзабезпечення сучасного довкілля людей, ефективного 
функціонування промислового виробництва. Перебої в електропостачанні за 
масштабами збитків можуть бути зараховані до найбільш небезпечних видів 
негараздів, що завдають удару національній економіці та благополуччю 
людей. Отже забезпечення надійності електропостачання споживачів вимагає 
особливої уваги за будь-якої форми економічних відносин у суспільстві. 
Метою перетворень, що відбуваються в багатьох країнах, в 
електроенергетиці передбачалося підвищення ефективності галузі зі 
зниженням вартості електроенергії. У той же час великі системні аварії, що 
стають усе більш частими, вказують на необхідність підвищення уваги до 
забезпечення достатньої надійності енергосистем. Серйозні проблеми при 
цьому виникають через господарський поділ учасників єдиного 
технологічного процесу генерації, передачі, перетворення, розподілу та 
споживання електроенергії. Виявляється також відставання процесів 
адаптації нормативно-правової бази електроенергетичної галузі в аспекті 
технічного врегулювання та адаптації до ринкових умов господарювання. 
16 
 
Крім того, організація ринку електричної енергії та потужності, а також 
додаткових послуг потребує істотних змін структури управління, 
взаємовідносин та взаємодії як усередині електроенергетичної галузі, так і з 
іншими секторами промисловості. Очевидно, що реалізація зазначених змін 
супроводжується суттєвими додатковими витратами. 
Проведений аналіз зарубіжних публікацій показує, що зростання 
конкуренції веде до економії витрат, але як наслідок цього часто 
супроводжується зниженням рівня резервів та запасів  «міцності», що 
безпосередньо впливає на надійність функціонування електроенергетичної 
системи (ЕЕС), а послаблення стимулів для довгострокових інвестицій може 
створити проблему покриття перспективного попиту, закладаючи базу її 
зниження надійності в наступних часових проміжках. 
Основною метою функціонування електроенергетичної галузі є надійне 
та економічне постачання споживачів електричною енергією необхідної 
якості. Надійність електропостачання споживачів є однією з характеристик 
ефективності ЕЕС. Слід розрізняти надійність елемента або об'єкта 
електроенергетики та надійність ЕЕС в цілому. Надійність визначається як 
властивість об'єкта (обладнання, системи) виконувати задані у часі функції у 
заданому обсязі за певних умов функціонування. Умови функціонування 
об'єкта включають зовнішні умови (зовнішні збурення), які впливають на 
об'єкт і можуть сприяти або перешкоджати виконанню його функцій, а також 
внутрішні умови щодо до експлуатаційних параметрів та умов 
обслуговування об'єкта.  
Надійність ЕЕС є комплексною властивістю, його складові залежать від 
аспекту розгляду проблеми [1, 2]. Особливе місце при цьому має живучість 
ЕЕС як її властивість протистояти збуренням, не допускаючи їх послідовного  
розвитку з масовими порушеннями електропостачання споживачів, і 
забезпечувати швидке відновлення нормального чи майже нормального до 
нього стану функціонування системи. 
17 
 
У роботі [2] надійність поділяється на системну надійність та 
надійність електропостачання споживачів. Системна надійність визначається 
надійністю постачання електростанцій паливно-енергетичними ресурсами, 
надійністю генерації електроенергії, надійністю основної електричної 
мережі, а також участю споживачів у забезпеченні стійкості та живучості 
ЕЕС. Надійність електропостачання залежить від системної надійності, тобто 
надійності постачання електроенергії в пункти живлення розподільчих 
електричних мереж, надійності розподільчих електричних мереж загального 
користування, а також надійності зовнішніх і внутрішніх схем 
електропостачання конкретних електроприймачів [2]. 
Вважається, що вимоги забезпечення надійності не є предметом 
прямого державного регулювання і повинні знаходити своє відображення в 
стандартах, виконання яких є обов'язковим лише за добровільного 
приєднання до цих стандартів. Однак це не відповідає вимогам до 
електроенергетики як інфраструктурної галузі, оскільки необхідні 
нормативні документи, виконання яких є або має стати обов'язковим 
(Правила улаштування електроустановок (ПУЕ), Правила технічної 
експлуатації (ПТЕ), Міжгалузеві Правила з охорони праці (правила безпеки ) 
при експлуатації електроустановок тощо). 
У зв'язку з великою соціальною значимістю питання про забезпечення 
електроенергією, що є однією з основ системи життєзабезпечення 
суспільства, підтримки виробничої діяльності та екологічного благополуччя, 
електроенергетика є важливою галуззю, що визначає енергетичну безпеку 
країни та її регіонів. 
Енергетична безпека щодо електроенергетики пов'язується з 
відсутністю або мінімізацією кількості великих за величиною та/або 
тривалості відмов, що супроводжуються порушенням роботи систем 
життєзабезпечення, інфраструктурних та інших систем, що мають 
загальнодержавне чи регіональне значення. Такі порушення можуть 
виникнути головним чином у результаті: 
18 
 
− незабезпеченості балансів потужності та/або енергії (в цілому по 
країні, в окремих регіонах, кількох великих вузлах споживання) у 
перспективі через недостатній розвиток генеруючих потужностей, 
незабезпеченість останніх первинними енергоресурсами, недостатнє 
електромережне будівництво або з інших причин; 
− виникло з будь-якої причини, у тому числі через інтенсивні стихійні 
або соціальні впливи, великомасштабного порушення електропостачання з 
некерованим розвитком до великих масштабів; 
− прояви суспільної неефективності ринку – у вигляді 
необґрунтованого піднесення цін, цінових дисбалансів, обвалу ринку тощо. 
Запобігання та ліквідація таких дисбалансів, великих та тривалих 
порушень входить до завдань забезпечення електроенергетичної безпеки, які 
мають вирішуватися з урахуванням надійності, але в рамках самостійної 
проблеми. 
При управлінні ЕЕС на всіх рівнях доцільно мати узгоджене уявлення 
про взаємозв'язок та розмежування надійності електропостачання та якості 
електроенергії (за частотою, напругою та іншими параметрами). Очевидно, 
що при низькій надійності забезпечення високої якості електроенергії 
неможливе в принципі. З іншого боку, зміною якості електроенергії можна 
регулювати наслідки відмов ЕЕС: змінюючи частоту та/або напруга - 
знижувати або підвищувати електроспоживання, тобто здійснювати 
балансування режимів за потужністю. Особливу актуальність це має у разі 
виникнення дефіцитів потужності та/або енергії. 
Низька якість електроенергії, у свою чергу, знижує надійність 
обладнання як кінцевих споживачів, так і ЕЕС. Виникає замкнене коло: при 
низькій надійності електропостачання має місце низька якість електроенергії, 
що викликає підвищену аварійність обладнання, що посилює низьку 
надійність електропостачання і подальше зниження якості електроенергії або 
поглиблення дефіциту потужності. У результаті можуть виникнути явища в 
19 
 
системі, звані «лавиною ненадійності», «колапсом якості (напруги, частоти)», 
«порушенням стійкості паралельної роботи», «розвалом системи» тощо. 
Такі характеристики якості, як несинусоїдальність і несиметрія жодною 
мірою не підвищують ні надійність, ні якість. Вихід цих показників за 
допустимі межі безумовно знижує надійність елементів системи та 
устаткування споживачів. Провали напруги як параметр якості 
електроенергії, згідно визначеннями ПУЕ, − короткочасні перебої в 
електропостачанні споживачів. Це стан, що межує з якістю та надійністю. До 
провалів має бути особливе ставлення. Вони неминучі і відлагодження від 
них перекладається на споживачів. 
Таке розуміння зв'язку надійності та якості в електроенергетиці 
насамперед враховує технічні відмінності властивостей надійності та якості. 
 
1.2 Підходи та засоби забезпечення системної надійності в 
електроенергетиці 
Сучасний стан Української електроенергетики визначається процесами, 
що мали місце в країні за  останні тридцять років з моменту проголошення 
незалежності. Здійснено реструктуризацію електроенергетики, функціонує 
лібералізований ринок електроенергії та потужності.  
За весь цей період, з позицій забезпечення надійності 
електропостачання з'являються і наростають негативні тенденції, які можуть 
призвести найближчим часом і у віддаленій перспективі до великих проблем. 
Одним із чинників, що є причиною поглиблення вказаних негативних 
тенденцій є старіння електроенергетичного обладнання. Проблема 
зношування (перевищення нормативного терміну служби) виробничих 
фондів в електроенергетиці стає вкрай гострою. Нове обладнання 
замовляється досить рідко та нерегулярно. Це призводить до зниження 
ефективності та надійності роботи ЕЕС. 
У галузі відсутня нормативна база віднесення обладнання до стадії 
морально чи фізично застарілого. Зі збільшенням терміну експлуатації 
20 
 
зростають не тільки витрати на підтримку в працездатному стані такого 
обладнання, але і технологічні ризики його відмов, якщо вчасно і в повному 
обсязі не проводити ремонти. 
Зношене електромережеве обладнання визначає високі ризики 
виникнення серйозних енергоаварій. 
Іншим, не менш вагомим чинником є незадовільний стан системи 
підтримки надійності функціонуючого устаткування. Підтримка надійності 
такого обладнання вимагає його постійного технічного обслуговування та 
ремонтів. Але останнім часом виявлялося нерозуміння важливості 
обслуговування обладнання з боку управлінських структур енергокомпаній. 
Виконання ремонтів обладнання та моніторинг його стану − важливий 
напрямок забезпечення надійності. Сьогодні в галузі відсутня єдина 
інформаційна база про вже проведені ремонти, немає повної та достовірної 
інформації про стан обладнання та результати ремонтної діяльності. 
Відсутні галузеві критерії оцінки технічного стану обладнання та не 
розроблені заходи щодо виведення його з експлуатації, продовження ресурсу 
або терміну служби, модернізації або заміни новим, більш ефективним 
обладнанням. Як результат, немає єдиного підходу до оцінки необхідності 
проведення ремонтів. 
Необхідно відтворити повноцінну інформаційно-аналітичну систему в 
електроенергетиці країни. У першу чергу це необхідно для оцінки технічного 
стану обладнання, будівель і споруд, а також формування бази даних про 
аварійність обладнання. 
Дефіцит інвестицій на введення нового обладнання, модернізацію та 
продовження терміну служби діючого обладнання. Пропонувалися різні 
схеми із залучення інвестицій, але всі вони досі виявлялися 
непрацездатними. Період інвестиційного забезпечення нового будівництва 
все далі відсувається в майбутнє, тим самим упускається дорогоцінний час.  
Отримувана інформація про аварійність, як правило, є неповною, 
укрупненою, дається від різних компаній у різному форматі, без прив'язки до 
21 
 
об'єктів або причин, без оцінки наслідків відмов або часу відновлення; також 
використовуються різні критерії обліку технологічних порушень. На основі 
такої інформації важко чи взагалі неможливо сформувати вичерпні дані про 
показники надійності обладнання та ЕЕС.  
Ще одним чинником, що безпосередньо впливає на забезпечення 
системної надійності, це втрата відповідальності забезпечення надійності. 
Реформування електроенергетики, утворення самостійних генеруючих, 
мережевих і збутових компаній виключило елемент територіальної 
відповідальності за надійність енергопостачання споживачів. Не в повній 
мірі розроблено механізми, що забезпечують координацію діяльності різних 
суб'єктів у вирішенні системної проблеми забезпечення надійності в 
електроенергетиці.  
Зарубіжний досвід [30 − 59] дозволяє акцентувати увагу на проблемах, 
властивих Українській електроенергетиці: 
− зниження діючих резервів генеруючої потужності та виникнення 
проблем із забезпеченням балансу потужності у ряді випадків було 
обумовлено виведенням з експлуатації електростанцій, що виявилися 
неконкурентоспроможними («каліфорнійський синдром»); 
− зниження обсягів вводів генеруючих потужностей та електричних 
мереж стало наслідком відсутності (зниження) стимулів для довгострокових 
інвестицій; 
− незадовільний стан підготовки оперативного, ремонтного та 
обслуговуючого персоналу був пов'язаний у тому числі зі слабким 
оснащенням навчальних центрів, електричних станцій та мережевих 
підприємств технічними та програмними засобами 
На думку зарубіжних фахівців-експертів серія великих системних 
аварій за останні роки (США/Канада, Італія, Швеція та ін) викликана 
невідповідністю діючої системи підтримки надійності великих 
енергооб'єднань новим ринковим умовам [54]. Сьогодні це викликає глибоку 
заклопотаність у західному суспільстві та рішучі дії. Так, у Західній Європі 
22 
 
регламентується резерв встановленої генераторної потужності не менше 25-
30 % від максимуму навантаження. Але, як відомо, великі резерви генерації 
не рятували електроенергетику США від найбільших системних аварій на 
східному узбережжі, так що справа не тільки в резерві генерації, а й у 
мережевих ресурсах і, особливо, у загальній керованості системою. 
Тому вживаються заходи щодо забезпечення єдності технічних правил 
для всіх суб'єктів ринку, переведення технічних правил у статус 
обов'язкового виконання, більш чіткого розподілу відповідальності за 
надійність, підвищення гарантій електропостачання населення за соціально-
прийнятними цінами, підвищення ролі та відповідальності Регулятора та ін. 
Необхідно враховувати тенденцію в західному суспільстві, спрямовану 
на посилення вимог щодо забезпечення системної надійності через 
удосконалення правових механізмів. Сюди відносяться, наприклад, нові 
законопроекти США: «Акт з електричної надійності 2004 року»-8.2014, що 
встановлює обов'язковий характер стандартів надійності в об'єднаній 
енергосистемі, процедуру їх дотримання та Організацію з забезпечення 
стандартів надійності, що діє на підставі ліцензії Федеральної Енергетичної 
Регулюючої Комісії; «Акт про необхідні правила та поточний нагляд в 
електроенергетиці» − 8.2015, що забороняє маніпуляції та інші 
недобросовісні дії на енергетичному ринку. Відповідно, проект Директиви 
ЄС щодо заходів щодо забезпечення надійності електропостачання та 
інвестицій в інфраструктуру − COM (2003)740, пропонує регулятивну 
процедуру забезпечення надійності у західноєвропейському 
енергооб'єднанні. 
Правові основи системи підготовки персоналу електроенергетики 
США закладено в законі «Акт про освіту для потреб національної оборони», 
згідно з яким у США створено низку спеціалізованих навчально-наукових 
центрів, які займаються, у тому числі, підготовкою оперативного та 
обслуговуючого персоналу для промислових корпорацій . 
 
23 
 
1.3 Необхідність моніторингу надійності в електроенергетиці 
Важливим завданням майбутнього періоду, вирішення якого необхідне 
для забезпечення ефективного управління надійністю, зокрема в 
електроенергетиці, є створення системи моніторингу надійності [3]. 
Моніторинг має на меті здійснення регулярного контролю за рівнем поточної 
надійності у визначених зонах відповідальності, за виконанням угод та 
нормативів, виявлення місць підвищеного ризику для подальшого 
планування заходів щодо підвищення надійності (при ремонтах, 
реконструкції та модернізації тощо), а також виявлення причин та винуватців 
виникнення випадків відмов обладнання та аварійних порушень з 
відключенням споживачів та генераторів електростанцій. 
В роботі [4] вказано, що доцільно, об'єднуючи територіально-об'єктний 
та виробничо-господарський аспекти класифікації, сферу охоплення системи 
моніторингу розділити на чотири рівні об'єктів моніторингу: 
1) енергетичне обладнання та технічні засоби управління, включно з 
засобами РЗА; 
2) технологічні об'єкти, так як повітряні лінії (ПЛ), трансформаторні 
підстанції (ТП), електростанції, схеми електропостачання тощо; 
3) зони диспетчерського управління ЕЕС та електроенергетичною 
галуззю загалом; 
4) окремі суб'єкти господарювання та їх підрозділи, включаючи 
монопольні інфраструктури та споживачів. 
В часовому аспекті система моніторингу повинна охоплювати завдання 
ретроспективного аналізу надійності та її складових, оцінки надійності в 
реальному часі, у тому числі з фіксацією поточних порушень − проявів 
ненадійності, а також прогнозування надійності на найближчий період. 
Також, моніторинг повинен забезпечити інформаційну підтримку завдань 
оцінки та забезпечення надійності на різних інтервалах управління, а саме: 
режими, ремонти, модернізація та реконструкція, підготовка персоналу, 
розвиток тощо. 
24 
 
Для якісного аналізу системних аварій та недопустимих порушень 
режимів повинна, зокрема, здійснюватися фіксація комутацій, 
спрацьовування пристроїв РЗА зі створенням протоколів подій, реєстрація 
параметрів короткочасних перехідних процесів, які пов'язані з початковою 
стадією аварійних режимів. Сюди відноситься також синхронізація 
вимірювань та протоколів автоматики та комутацій на сусідніх об'єктах. 
Новим завданням, згідно з [7] є виконання синхронних вимірювань 
аварійних процесів і подій (у тому числі на секундних інтервалах) у 
спеціально обраних точках ЕЕС для визначення та контролю поширення 
динамічних збурень на значні території. 
Система моніторингу повинна забезпечувати вимірювання заданих 
параметрів та визначення за ними встановлених показників та характеристик 
та/або виявлену їх невідповідність установленням нормативів та/або угод з 
автоматизацією отримання узагальнених даних щодо аварійності всіх 
контрольованих елементів. 
Відповідно система моніторингу повинна представляти собою 
ієрархічну розподілену організаційно-технічну автоматизовану людино-
машинну систему, яка має кілька контурів, що працюють в різних масштабах 
часу (у тому числі контур реального часу) і мають різний ступінь 
автоматизації. Вона включає в себе підсистеми вимірювання, первинної 
обробки інформації, передачі інформації, зберігання інформації (бази даних), 
вторинної обробки та подання інформації, а також підсистеми, розподілені 
по енергетичних об'єктах, суб'єктам господарювання та окремим конкретним 
їх функцій, наприклад, моніторинг професійної діяльності і т.д. 
Система моніторингу повинна створюватися поетапно з виділенням 
функціонально закінчених стадій, що дозволяють розпочати вирішення 
практичних завдань з оцінки надійності в обмеженій за тими чи іншими 
складовими постановці. Повинні бути по можливості використані існуючі 
системи вимірювання, бази даних, методи обробки інформації, організаційні 
схеми та ін., що відіграє свою роль, особливо на перших етапах розробки та 
25 
 
забезпечує отримання практичних результатів, не чекаючи закінчення 
проекту. Моніторинг режиму та порушень має бути заснований на існуючих 
засобах SCADA/EMS, АСКОЕ та ін. 
Моніторинг надійності повинен організовуватися суб'єктами 
енергетичного ринку за їх виконуваними функціями при координації та 
узагальнення даних по галузі з боку органу, що буде уповноваженим 
державою. 
 
1.4 Новітні підходи до підвищення надійності в електроенергетиці 
Викладені вище принципи та підходи до забезпечення надійності є 
традиційними і використовуваними як в минулий період, так і сьогодні. 
Проте, вже сьогодні в умовах розвитку інформаційних технологій 
перспективною основою для підвищення надійності в електроенергетиці стає 
інноваційний підхід та інтелектуалізація технологічного обладнання, 
окремих енергооб'єктів, систем електроенергетики та управління ними. 
В теперішній час, в технологічно розвинених країнах, досліджуються і 
формуються нові концептуальні положення розвитку електроенергетики, що 
відповідають новим цілям і тенденціям функціонування з використанням 
сучасних методів та засобів управління, перспективного обладнання та 
технологій виробництва, перетворення, передачі, розподілу та використання 
електричної енергії. 
Нова концепція, що отримала назву за кордоном «розумної» (Smart 
Grid), а в Україні ще її звуть як «інтелектуальна» система, є логічним 
наслідком еволюційного розвитку енергетичної техніки і технологій у 
інформаційному і передбачуваному в майбутньому універсальному типі 
суспільного виробництва, що тепер формується. 
Стратегічна мета створення Smart Grid електроенергетичних систем 
полягає в можливості ведення найбільш надійного, безпечного і економічно 
ефективного режиму роботи ЕЕС в будь-який реальний момент часу за будь-
яких зовнішніх і внутрішніх умов її функціонування, що змінюються. 
26 
 
Основні положення програми інноваційного інтелектуально-
технологічного розвитку вітчизняної електроенергетики полягають у 
наступному: 
− переоцінка традиційних сучасних та перспективних енергетичних 
технологій виробництва, перетворення, транспорту, розподілу та споживання 
електроенергії з позицій прогресивних технологічних та інформаційних 
інновацій, глобальної автоматизації процесів управління (особливо 
швидкопротікаючих). 
− широке і глибоке діагностування обладнання, що вимагає нових 
підходів до проектування і виготовлення цього обладнання з закладкою 
«розумних» датчиків стану в необхідних місцях. Розробка програмного 
забезпечення комплексної обробки результатів діагностичних вимірів з 
метою оцінки поточного стану обладнання, виявлення прихованих дефектів 
та несправностей, прогнозування залишкового ресурсу. 
− поступове перетворення керованих об'єктів і засобів управління в 
інтегровану систему, що регулюється інтелектуальними ресурсами, в тому 
числі, і штучним інтелектом. 
Технологічне обладнання та засоби технологічного управління, 
необхідні для створення інтелектуальних систем, почали створюватися у 
світі вже з 70-х років минулого століття, комплекс яких в даний час включає 
наступні елементи: високоефективні енергетичні та енерготехнологічні 
установки (наприклад, газотурбінні; фотогоенераційні тощо), вони оснащені 
передовими інтелектуальними системами регулювання та управління; 
керовані пристрої компенсації та регулювання; вставки та лінії постійного 
струму; електромеханічні пристрої для перетворення частоти; технології 
гнучких ліній електропередачі змінного струму (FACTS); керовані 
накопичувачі електричної енергії; керовані перетворювачі роду струму;  
надшвидкодіючі системи керування на основі силової електроніки; пристрої 
режимної та протиаварійної автоматики на цифровій основі; технології 
вбудованого та дистанційного безперервного діагностування обладнання, 
27 
 
дистанційного моніторингу, контролю та управління; суперкомп'ютери, 
сучасне програмне забезпечення (оцінювання стану, оцінка та забезпечення 
надійності складних систем та ін.); застосування комп’ютеризованих систем 
типу SCADA, АСКОЕ, АСУ тощо;  оптоволоконний та супутниковий зв'язок, 
системи позиціонування GPS та супутникового інтернету STARLINK тощо. 
Подібна технологічна платформа ЕЕС у поєднанні з сучасними 
цифровими інформаційно-контролюючими системами та інтегрованими 
інтерфейсами і комунікаціями на основі синхрофазорів, що реєструють зміну 
струмів і напруг з частотою біля 30 разів на секунду і більше, дозволить 
суттєво змінити техніко-економічні характеристики. ЕЕС та забезпечити 
високу соціально-економічну ефективність їх експлуатації та розвитку, 
зокрема підвищення надійності електропостачання; попередження аварійних 
та передаварійних ситуацій; можливості самовідновлення конфігурації 
системи після аварійних відключень її елементів; підтримання високої якості 
електроенергії; високої адаптації елементів та системи в цілому до зміни 
параметрів зовнішнього та внутрішнього її середовища. Значною мірою  
підвищуються технічні вимоги до надійності забезпечення споживачів 
електроенергією, з одного боку, а, з іншого, − до безпеки, живучості та 
стійкості самих енергетичних об'єднань. 
Фактично всі ці технічні засоби та інтелектуальні технології пройшли 
практичну чи попередню перевірку і випускаються світовою і частково 
вітчизняною промисловістю. 
Для інтелектуальної електроенергетичної системи факторами, що 
зменшують виникнення та розвиток аварій, а, отже, підвищують надійність 
електропостачання, є: 
− підвищення інформаційного забезпечення центрів оперативного 
управління, яке дозволить диспетчерам мати повну фактичну і зручно 
доступну для огляду картину стану системи і приймати адекватні керуючі 
впливи; 
28 
 
− ефективна система комунікацій та координації дій регіональних 
центрів оперативного управління у процесі виникнення, можливого розвитку 
та ліквідації аварій; 
− формулювання оновлених процедур та дій між центрами 
оперативного управління на базі нових інформаційних та комунікаційних 
можливостей, що усувають неточність функцій та неузгодженість дій 
диспетчерського персоналу; 
− нові технічні засоби та програмне забезпечення центрів оперативного 
управління, що дозволяють прогнозувати та визначати причини аварій та 
отримувати потрібну та своєчасну інформацію про стан генеруючого 
обладнання та мережі, а також ймовірний дефіцит потужності, його величину 
та дислокацію; 
− полегшення роботи оперативного персоналу з урахуванням нових 
технологій автоматизованого управління енергосистемами, особливо в 
режимі реального часу та для швидкоплинних перехідних процесів, на базі 
концепції інтегрованої, саморегульованої та самовідновної, а по суті  Smart 
Grid системи [57]. 
Реалізація Smart Grid енергосистеми призведе до зменшення 
аварійності обладнання, відмов систем управління, скорочення ймовірності 
системних аварій і тим самим суттєвого зниження недовідпустки 
електроенергії споживачам [57]. При цьому повинні бути розроблені 
необхідні заходи щодо забезпечення інформаційної безпеки Smart Grid 
енергосистеми, що формують ефективне прикриття інтелектуальною 
інформаційно-керуючою системою ЕЕС внутрішніх та зовнішніх 
дестабілізуючих факторів, у тому числі й можливих навмисних впливів [57]. 
Управління Smart Grid енергосистемами вимагає найвищої кваліфікації 
управлінського персоналу і суворого дотримання технологічної дисципліни. 
Підвищення кваліфікації та ділових якостей оперативного персоналу має 
здійснюватися на основі: нових сучасних знань фізичної та технічної 
природи електроенергетики; виробничо-економічних відносин між 
29 
 
суб'єктами енергоринку; оцінки професійної придатності та психофізичної 
тренованості. Це дозволить персоналу підвищити стійку роботу і забезпечити 
високу надійність і ефективність поточних режимів системи. 
На основі використання концепції Smart Grid систем можливо 
ефективно здійснити надійне та економічне управління режимом 
електропостачання на всіх рівнях диспетчерського та автоматичного 
управління в нових, більш складних економічних та технічних умовах роботи 
енергосистем, але це вимагатиме створення принципово нової системи збору 
та обробки величезного обсягу інформації, розробки автоматизованих 
моделей для вирішення конкретних завдань складного процесу оперативного 
управління ЕЕС країни, постійне підвищення кваліфікації управлінського 
персоналу разом з впровадженням інновацій [57]. 
 
1.5 Дослідження зарубіжного досвіду забезпечення надійності в 
електроенергетиці  
У зарубіжних країнах, які здійснюють лібералізацію електроенергетики 
у напрямі запровадження конкурентних ринків електроенергії, у тому числі 
США та країнах Європейського Союзу (ЄС), створено нормативно-правову 
базу забезпечення надійності в електроенергетиці, що відображає нові умови 
конкурентного середовища [52]. 
У практиці країн Західної Європи прийнято розподіл загальної 
надійності (reliability) на адекватність (adequacy) і оперативну надійність 
(operating reliability, використовується також термін security).  
В енергооб'єднаннях розвинених західних країн балансова надійність 
ґрунтується на обчисленні показника LOLP (Loss of Load Probability), що 
характеризує ймовірність втрати навантаження, або близького до нього 
показника LOLE (Loss of Load Expectation). Нормоване значення цього 
показника приймається зазвичай рівним одному дню в 10 років. 
Застосовуються також прості показники надійності у вигляді величини 
повного резерву потужності та вимог до пропускної спроможності 
30 
 
електричної мережі. 
Режимна надійність в ЕЕС західних країн в основному ґрунтується на 
критерії n−1, а в ряді випадків і n−2. Цей критерій там формулюється так, що 
в системі, що містить n мережевих елементів, відключення будь-якого одного 
елемента (або двох елементів) не повинно призводити до зміни функцій 
системи.  
На основі проведеного аналізу західних джерел можна стверджувати, 
що значна  частина хибних дій пристроїв релейного захисту − це помилкові 
та хибні спрацьовування, як це подано на рис. 1.1. Часто такі види 
неправильних дій пристроїв РЗА, які відносяться до надійності 
неспрацьовування, є найзначнішими з точки зору отриманих збитків від 
ненадійності.  
 
 
Рис. 1.1. Співвідношення за видами відмов систем РЗА 
 
Кількість відмов у спрацьовуванні в процентному співвідношенні від 
загального числа відмов розділилася [44] так: 26,6% − відмови в 
спрацьовуванні це відноситься до надійності спрацьовування, 38,2% − 
непотрібні (зайві) спрацьовування, 35,2% − хибні спрацьовування. 
31 
 
Непотрібні (зайві) спрацьовування і хибні спрацьовування відносяться до 
надійності неспрацювання і через вони видаються головними, зважаючи на їх 
сумарний процент від всієї кількості відмов. 
За інформацією з [59], у США до зон управління, в рамках яких 
здійснюється безперервний контроль за забезпеченням балансу генерації та 
споживання, пред'являється умова, згідно з якою всі зони управління повинні 
працювати так, щоб у результаті найбільш серйозних одиночних порушень 
не було порушень стійкості , неконтрольованого поділу як каскадного 
розвитку аварії (короткий огляд застосування критерію n-i в іноземних 
енергосистемах дано нижче). 
Далі проведемо дослідження практичного досвіду США у забезпеченні 
надійності в електроенергетиці. 
При розгляді закордонного досвіду забезпечення надійності в 
електроенергетиці найбільший інтерес представляють США з таких причин: 
− ЕЕС Північної Америки охоплюють протяжну територію США, 
Канади і Каліфорнійської частини Мексики і значною мірою об'єднані на 
спільну роботу; 
− в ЕЕС США є досвід впровадження електроенергетичного ринку та 
вилучено позитивний та негативний досвід у галузі забезпечення надійності; 
− ЕЕС США є однією з найбільших і найрозвиненіших ЕЕС у світі з 
потужністю понад 1000 ГВт і річним виробництвом електроенергії понад 4,5 
трлн. кВт-г. 
У США для забезпечення системної надійності ЕЕС створено 
саморегулівну Північноамериканську корпорацію з надійності в 
електроенергетиці (North American Electric Reliability Corporation − NERC). 
Більш детальну інформацію про структуру цієї організації наведено в [59]. 
В джерелі [37] наведена детальна інформація про Стандарти надійності 
NERC. Стандарти розробляються в Комітетах зі стандартизації із залученням 
широкого кола представників секторів енергетики з урахуванням принципу 
32 
 
відкритості та збалансованості думок. NERC уповноважена розробляти 
стандарти Американським національним інститутом зі стандартизації 
(ANSI). NERC також працює з Північноамериканською радою зі стандартів в 
енергетиці (NAESB), яка виробляє стандарти бізнес-практики, деякі з яких 
доповнюють стандарти надійності NERC. У своїй практиці NERC застосовує 
також стандарти надійності IEEE, як сказано в [44]. 
Перша серія стандартів надійності (NERC Reliability Standards), що 
включала 90 документів, введена в дію в 2005 р. У березні 2007 р. 83 із 
зазначених стандартів схвалені Федеральною енергетичною комісією США і 
придбали статус обов'язкових документів, причому не тільки в США , але й у 
ряді провінцій Канади. У 2009 р. введено у дію понад 130 стандартів. 
Дотримання стандартів надійності. NERC разом зі своїми 
Регіональними організаціями має повноваження примушувати до виконання 
стандартів надійності, що досягається за рахунок суворих програм 
моніторингу, аудитів, розслідувань та накладень фінансових штрафів чи 
інших дій з примусу у разі невиконання. Очікується проведення поправок до 
законодавства США про кримінальну відповідальність за недотримання 
стандартів надійності. 
Один із законодавчо прописаних обов'язків NERC полягає у проведенні 
періодичних оцінок балансової надійності великої енергетичної системи 
Північної Америки. 
Щороку NERC проводить такі оцінки балансової надійності: 
− довгостроковий аналіз надійності, що розповсюджується на 10 
років, з публікацією восени; 
− зимовий аналіз, що випускається пізно восени, який повідомляє про 
надійність на наступний сезон зими; 
− літній аналіз, що випускається навесні, який повідомляє про 
надійність на наступний сезон літа (сезон річного максимуму навантаження). 
NERC збирає інформацію від своїх регіональних організацій, яка 
аналізується для оцінки поточного та майбутнього електроспоживання, 
33 
 
балансової надійності енергосистеми для задоволення цього споживання. У 
ході аналізу враховуються всі питання, що стосуються генерації, 
електропередачі, постачання палива та заходів щодо управління 
споживанням. Крім того, NERC виявляє несистемні фактори, які можуть 
вплинути на надійність, такі як наслідки старіння персоналу, 
природоохоронне законодавство. 
Як узагальнений показник балансової надійності в енергосистемі США 
приймається резерв потужності, який розраховується у відсотках від чистого 
максимуму навантаження (Net Internal Demand − NID). Останній менше 
загального максимуму навантаження (Total Internal Demand) на величину 
регульованого навантаження: суму переривається (обмежується) за 
контрактами (contractually interruptible or curtaila ble load), безпосередньо 
керованої диспетчером (direct load control) і навантаження як резерву 
потужності ( load as a capacity resource). Чистий максимум характеризує 
тверде навантаження (firm load), надійність електропостачання якого 
гарантується у межах прийнятих нормативів. Величина регульованого 
навантаження в енергосистемі США в 2008 р. становила 3,2% загального 
максимуму, відповідно твердого − 96,8%. 
Другий важливий момент у забезпеченні балансової надійності в ЕЕС 
Північної Америки − це завдання рекомендованих NERC резервів потужності 
в розрізі підзон. Саме таке завдання резерву генерації враховує обмежену 
пропускну здатність зв'язків між підзонами, тобто необхідний резерв стає 
функцією власної генерації, контрактних перетоків потужності між 
підзонами та можливостей аварійної взаємодопомоги підзон з урахуванням 
мережевих обмежень. Знаючи рекомендовані резерви потужності підзон, 
неважко розрахувати їх для зон та енергооб'єднань. 
Значення рекомендованого NERC резерву потужності для підзон 
знаходяться в межах від 9,7% до 22,3% чистого максимуму навантаження. 
Вони приймаються, виходячи з пропозицій регіональних відділень NERC, і 
розрізняються відповідно до характеристик навантаження, генерації, зв'язків 
34 
 
та умов регулювання. 
NERC підкреслює, що кожна підзона може мати свій власний рівень 
резерву. У тих випадках, коли пропозиції відсутні, NERC рекомендує рівень 
резерву за співвідношенням теплової (у 2009 р. – 15 %, у 2008 р. – 13 %) та 
гідро- (у 2009 р. – 10 %, у 2008 р.). − 9%) генерації. 
Рекомендовані резерви потужності NERC залежать від рівня 
фактичного резерву в підзонах. У зв'язку з економічними кризами фактичний 
резерв потужності в ЕЕС Північної Америки зріс з 16,3% в 2008 р. до 28,4% в 
2009 р. При цьому змінилися і значення рекомендованого резерву, який не є 
аналогом розрахункового резерву, отриманого з нормативного рівня 
надійності. 
Таким чином, рекомендовані NERC у підзонах ЕЕС Північної Америки 
резерви потужності не збігаються з розрахунковим резервом, отриманим при 
нормативі надійності LOLE, що дорівнює 0,1 діб/рік. Розподіл необхідного 
резерву на рекомендований і розрахунковий є прийнятним. При істотній 
надмірності системи рекомендований резерв може бути більше 
розрахункового, а при дефіциті потужності менше. Тому, сукупне 
використання понять розрахункового та рекомендованого резерву відбиває 
кілька різні вимоги до бажаного рівня генерації підзони. У той самий час ці 
відмінності вносять відому невизначеність щодо оцінки необхідного резерву 
потужності. У разі, якщо розрахункові резерви потужності не викликають 
сумнівів щодо використання інформації, а також адекватності реальним 
умовам обчислювальних комплексів для їх оцінки, можна обмежитися їх 
використанням. В іншому випадку, корисне використання поняття 
рекомендованого резерву, не обов'язково збігається з розрахунковим. 
Далі проаналізуємо практичний досвід країн ЄС по забезпеченню 
надійності в електроенергетиці. Останнім часом країнах Західної Європи, 
перспективний розвиток ЕЕС все більшою мірою враховує необхідність 
забезпечення надійності [44]. Посилення уваги питанням забезпечення 
надійності ЕЕС в Європі носить об'єктивний характер і пов'язане з цілою 
35 
 
низкою системних аварій, що відбувалися під впливом технічних та 
організаційних проблем функціонування лібералізованої електроенергетики: 
збільшення інтенсивності транскордонних обмінів електроенергією та 
посилення завантаження міжсистемних зв'язків, розрізненості суб'єктів 
оперативного управління на європейському континенті та ін Досвід ліквідації 
аварій надає потужний імпульс до вдосконалення нормативних, методичних 
та організаційних підходів у забезпеченні надійності ЕЕС. Послідовно 
вдосконалюється загальноєвропейська вертикаль управління з деталізацією 
на національному рівні, переглядаються правила планування розвитку та 
функціонування ЕЕС, посилюється кооперація операторів системи 
електропередачі, розвивається програмне та інформаційне забезпечення, 
запускаються дослідницькі проекти [44]. 
Реалізація стратегічних цілей у галузі електроенергетики ставить перед 
спеціалістами ряд викликів як при проектуванні розвитку ЕЕС, так і на етапі 
її експлуатації і потребує ретельного аналізу з метою забезпечення надійності 
ЕЕС. 
На міжнародному рівні вивченням питань розвитку ЕЕС займається 
Міжнародне енергетичне агентство (IEA) в рамках угоди ENARD (Electricity 
Networks Analysis, Research and Development). Проводяться дослідження 
щодо вдосконалення системи електропередачі у світлі майбутніх змін за 
межами 2020 р., які бачаться у зміні парадигми електричної мережі за 
рахунок впровадження в ЕЕС значної кількості змінних джерел енергії на 
базі відновлюваних джерел, розподіленої генерації, а також активну участь 
споживачів в управлінні режимами ЕЕС [40]. 
Прагнення до підвищення енергоефективності та екологічності 
електроенергетики веде до нового ступеня розвитку ЕЕС, на якій суттєво 
ускладнюється завдання забезпечення надійного функціонування ЕЕС та 
електропостачання споживачів. У рамках ринкової моделі взаємовідносин 
велика відповідальність лягає на інфраструктурну частину ЕЕС − електричну 
мережу, та її оператора, який змушений приймати рішення в умовах великої 
36 
 
невизначеності щодо наявної потужності джерел електроенергії, особливо 
відновлюваних джерел, та перетікань потужності електричною мережею. В 
рамках енергооб'єднання потрібне також посилення координації між 
операторами ЕЕС. Всі ці фактори сприяють перегляду практики, що 
склалася, планування розвитку та управління ЕЕС, а також механізмів 
забезпечення надійності. 
Далі, на основі опрацювання значного числа публікацій, проаналізуємо  
тенденції у розвитку методичного та нормативного забезпечення надійності 
ЕЕС на рівні Європейського союзу та національних рівнях − рівнях 
розвинених країн Західної Європи. Як можна буде бачити, аналіз підходів до 
управління надійністю ЕЕС, розглянутий на прикладі Північної Америки, та 
подальший аналіз показують відносну узгодженість загальносвітових 
тенденцій у сфері забезпечення надійності ЕЕС. 
Важлива роль в нормативному забезпеченні надійності у 
Європейському Союзі (ЄС) відводиться державним регулюючим органам, які 
здійснюють моніторинг надійності ЕЕС. Загальні правила до країн-членів ЄС 
сформульовані у директивах, які встановлюють зобов'язання щодо аналізу 
надійності на національному рівні в умовах лібералізованої 
електроенергетики. Згідно з директивою 2003/54/ЄС, ст. 4, держава повинна 
здійснювати моніторинг надійності ЕЕС, включаючи: аналіз балансу 
потужності, прогноз навантаження та оцінку запланованої або генерації, що 
будується, оцінку якості експлуатації електричної мережі, аналіз заходів 
щодо покриття пікового споживання та дій у разі втрати одного або кількох 
джерел потужності. 
За результатами аналізу повинен публікуватися звіт кожні два роки не 
пізніше 31 липня, що містить основні висновки та заходи щодо забезпечення 
надійності. У пізнішій директиві 2005/89/ЄС, ст. 7, п.1, також закріплено 
вимогу щодо публікації звіту, який повинен включати: аналіз 
експлуатаційної надійності електричної мережі; прогноз споживання та 
генерації на період 5 років; аналіз перспективної надійності на період від 5 до 
37 
 
15 років; інвестиційні наміри операторів системи електропередачі на період 5 
і більше років. 
Аналіз надійності енергосистем у Європі проводиться на 
національному рівні, а також на загальноєвропейському рівні в рамках 
кооперації операторів системи електропередачі, а саме TSO − Transmission 
System Operator, які в умовах лібералізації електроенергетики обтяжені 
зобов'язаннями системного характеру з оперативного управління та розвитку 
основної електричної мережі ЕЕС. До 2009 р. спільна робота з аналізу 
надійності енергосистеми об'єднаної Європи проводилась у рамках 
Європейського об'єднання операторів електропередачі ETSO. З 2009 року 
найвищою формою інтеграції операторів є Європейська мережа операторів 
електропередачі ENTSO-E (European Network of Transmission System 
Operators for Electricity), що включає Союз операторів Континентальної 
Європи (UCTE), Асоціацію операторів Ірландії (ATSOI), операторів Балті 
(BALTSO), операторів Скандинавських країн (NORDEL), Асоціацію 
операторів Великої Британії (UKTSOA). ENTSO-E об'єднує 42 операторів 
електропередачі з 34 країн і представляє одну з найважливіших 
інфраструктурних основ європейської економіки, промисловості та сфери 
послуг [30 − 33]. 
Створення ENTSO-E передбачено в нормативних положеннях 714/2009 
третього пакету законів про ринки електроенергії та газу, який набув 
чинності з початку 2011 р. Освіта EN-TSO-E покликана посилити взаємодію 
операторів щодо контролю міжсистемних перетікань потужності. Відповідно 
до нормативних положень EC 714/2009, стаття 8, до завдань ENTSO-E 
входить розробка: загальних засобів управління електричною мережею для 
координації в нормальних та аварійних умовах, у т.ч. загальну класифікацію 
інцидентів та планів досліджень; десятирічного плану розвитку мережі, 
включаючи аналіз балансової надійності в Європі, ргулярно кожні два роки;- 
рекомендацій щодо технічної взаємодії з операторами третіх країн; річний 
робочої програми; щорічного звіту; щорічного аналізу балансової надійності 
38 
 
на літо та зиму. 
При цьому аналіз балансової надійності в Європі ґрунтується на 
національних оцінках надійності, які готують самостійно оператор системи 
електропередачі, і включає оцінку надійності на п'ятирічний період, а також 
на період від 5 до 15 років. 
Запобігаючи набранню чинності нормативними положеннями EC 
714/2009, ENTSO-E у 2010 р. випустила Прогнозний звіт про системну 
надійність на період до 2025 р. та Ретроспективний звіт про системну 
надійність за 2009 р., продовжуючи практику загальноєвропейського аналізу. 
У рамках нової організації також підготовлено перший Десятирічний план 
розвитку електричної мережі в Європі на період до 2020 р., який координує 
інфраструктурні інвестиції на загальноєвропейському та регіональному 
рівнях для досягнення цілей енергетичної політики. 
Серед учасників ENTSO-E найбільшої уваги з точки зору методичної 
бази та досвіду проведення аналізу надійності енергооб'єднань заслуговує 
UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), оскільки 
ENTSO-E є наступником практики аналізу надійності, прийнятої в 
континентальній частини Західної Європи. Нижче цьому питанню аналізу 
надійності складних енергооб᾿єднань буде приділено особливу увагу. 
Велику роль у виробленні політики перспективного розвитку ЕЕС та 
вирішення питань забезпечення надійності ЕЕС грають професійні асоціації, 
наприклад, EURELECTRIC. Роль таких організацій полягає в лобіюванні 
інтересів галузі перед урядами країн ЄС, узагальнюючому аналізі тенденцій 
розвитку, виробленні консолідованої думки професійної громадськості щодо 
функціонування та розвитку електроенергетики, обміні досвідом, виробленні 
спільних правил та ін. За формою ці організації є саморегульованими і 
некомерційними партнерствами, якими державою делеговано низку 
серйозних функцій, що має відповідну законодавчу базу. Така практика 
Західної Європи є великим досягненням в управлінні надійністю ЕЕС, у т.ч. 
щодо підвищення відповідальності суб'єктів електроенергетики за надійність 
39 
 
ЕЕС. 
Здійснення енергетичної політики в Європі відбувається за активної 
участі регулюючих організацій. З 2003 р. діє некомерційна Рада 
європейських енергетичних регуляторів CEER (Council of European Energy 
Regulators), яка об'єднує 29 національних регуляторів і створена для захисту 
інтересів споживачів та полегшення створення єдиного ринку газу та 
електроенергії в Європі. CEER є платформою для взаємодії, інформаційного 
обміну та взаємодопомоги між національними регуляторами та загалом з 
інститутами Європейського союзу. CEER працює в тісній взаємодії з 
Європейською групою регуляторів з електроенергії та газу ERGEG (European 
Regulators Group for Electricity and Gas), створеною як дорадчий орган при 
Європейській комісії для формальної взаємодії з енергетичними 
регуляторами. 
У рамках нормативних положень EC 713/2009 Третього пакету законів 
створюється Європейське агентство з кооперації енергетичних регуляторів 
ACER (European Agency for Cooperation of Energy Regulators), яке розпочало 
роботу з 2011 р. ACER покликане координувати роботу національних 
регуляторів, приймати рішення щодо умов та термінів доступу, режимної 
надійності міжсистемної інфраструктури, відслідковувати розвиток 
європейських енергетичних ринків, брати участь у створенні європейських 
мережевих правил та ін. Таким чином, важлива роль регулятора полягає у 
забезпеченні скоординованого розвитку генеруючих потужностей та 
електричної мережі з метою забезпечення надійності ЕЕС. 
Як показано в [41] оптимальний розвиток ЕЕС з урахуванням 
надійності здійснюється, як правило, за критерієм рівності витрат на 
утримання генерації в ЕЕС і вартості відключення навантаження, що 
відповідає певному рівню резервів потужності або виражається у вигляді 
математичного очікування тривалості обмеження електричного 
навантаження. Національні правила та технічні сторони питання 
забезпечення надійності ЕЕС у країнах Європи сьогодні багато в чому 
40 
 
базуються на інвестиційних умовах минулих років, незважаючи на 
реформування електроенергетики. Це пояснюється тим, що ринок не здатний 
поки що запропонувати більш ефективні з економічної точки зору критерії. 
Проте правила та технічні сторони питання забезпечення надійності ЕЕС 
сформувалися у Європі по-різному. Наприклад, мови у Франції 
використовується критерій необхідності інвестування у розвиток ЕЕС як 
математичного очікування тривалості обмеження електричної навантаження, 
а дотримання критерію використовуються ринкові механізми. У 
Великобританії критерієм необхідності в інвестиціях є величина резерву 
потужності, причому резерв є суто інформативним критерієм для управління 
децентралізованими інвестиціями і не має жорстких механізмів реалізації. 
В джерелі [48] розглянуто методичні підходи до оцінки надійності 
ЕЕС, які застосовуються на загальноєвропейському рівні в рамках об'єднання 
операторів континентальних країн Європи – UCTE. 
Методологія аналізу системної надійності ЕЕС описана в методичних 
вказівках [48], розроблених UCTE для ретроспективної оцінки та 
прогнозування на майбутнє на різних рівнях територіальної ієрархії: країна – 
член UCTE в цілому; п'ять регіональних блоків: Північно-Західний, 
Північно-Східний, Південно-Східний, Південний, Південно-Західний; у 
межах UCTE. 
Аналіз надійності відбувається при тісній взаємодії головної організації 
UCTE з регіональними групами операторів електропередачі. 
Оцінка системної надійності проводиться розрахунковим шляхом за 
певною процедурою та вимагає обов'язкового надання даних про баланс 
електроенергії та потужності в ЕЕС країн-учасників UCTE, у т.ч. за складом 
генерації та її надійності, пропускної спроможності міжсистемних зв'язків та 
ін Оцінка системної надійності проводиться для стаціонарних умов і 
фактично є оцінкою балансової надійності ЕЕС. Надійність оцінюється на 
всіх етапах тимчасової ієрархії з підготовкою відповідних звітів: 
ретроспективний звіт (System Adequacy Retrospect) за минулий рік;  
41 
 
прогнозний звіт (System Adequacy Forecast), що включає прогноз на рік 
уперед, середньостроковий та довгостроковий прогноз на 5 та 10 років 
уперед; статистичний річний звіт (Statistical yearbook.). 
Прогнозні оцінки надійності виконуються для двох сценаріїв:  
консервативний − з урахуванням споруджуваних або запланованих до 
введення потужностей; оптимістичний − з урахуванням можливих 
додаткових вводів потужностей на підставі ринкових сигналів. 
Надійність оцінюється для характерних режимів ЕЕС, а саме: ранок та 
вечір зими та ранок літа. В таких проміжках і контролюється величина 
резерву потужності та пропускної спроможності електричної мережі. 
Аналіз балансової надійності енергосистеми проводиться на підставі 
розрахункових величин наявної потужності генерації та потужності 
навантаження, що надаються операторами країн-членів UCTE. 
Як основні показники надійності використовуються: величина 
залишкової потужності генерації − RC (Remaining Capacity), залишкового 
запасу − RM (Remaining margin), номінального запасу з надійності − ARM 
(Adequacy Reference Margin). Перевищення потужності генерації над 
навантаженням (RC>0) свідчить про дотримання балансової надійності в 
нормальних умовах. А в інших випадках критерієм балансової надійності є 
перевищення залишкової потужності генерації над номінальним запасом 
надійності (RC>ARM). 
Потужність навантаження в ЕЕС для нормальних умов оцінюється з 
урахуванням технічних, економічних, політичних факторів. Максимальне 
розрахункове значення навантаження визначається як для нормальних умов з 
урахуванням запасу на випадок пікового навантаження MAPL (Margin 
Against Peak Load) і запасу на випадкові відхилення навантаження (а також 
зниження наявної потужності генерації) через кліматичні умови SC (Spare 
Capacity). 
У розрахунок генеруючої потужності приймається потужність (Reliable 
Available Capacity), що дорівнює сумі всієї генеруючої потужності, за 
42 
 
вирахуванням: потужностей, що не використовуються, через станційні або 
мережеві обмеження; потужностей у поточному чи капітальному ремонті; 
незапланованих простоїв устаткування, зокрема. з причини відмов; 
первинного, вторинного та третинного резервів потужності. 
Величина номінального запасу за надійністю ARM визначається за 
сумою запасу на випадок пікового навантаження MAPL і на випадкові 
відхилення навантаження SC, при цьому SC розраховується на 1% ризику 
дефіциту потужності.  
Крім прогнозних оцінок надійності також проводиться 
ретроспективний аналіз надійності роботи ЕЕС за минулий рік, у якому 
аналізуються режими, запаси потужності, виявлені порушення у роботі 
енергосистеми та інші параметри. У цьому результати аналізу формуються у 
річному звіті, і навіть у вигляді самостійних документів. Наприклад, 
статистичний річний звіт представляє широкий перелік ретроспективних 
даних про енергосистему країн - членів UCTE: виробництво та споживання 
електроенергії, обміни потужністю, перелік електромережевих елементів 
тощо, за такими показниками: місяць, коли сталася подія; назва та 
місцезнаходження підстанції; причина аварії/порушення (обслуговування, 
будівництво, навантаження, помилкове спрацьовування, відмова захисту або 
іншого елемента, зовнішні впливи та ін.); величина недовідпущеної енергії, 
МВт-год; загальна втрата потужності, МВт; час відновлення, хв; 
еквівалентний час перерви електропостачання, хв (обчислюється як 
ставлення недовідпущеної енергії до електроспоживання за останні 12 
місяців). 
Наприклад, у Німеччині за 2008 р. зафіксовано 5 інцидентів (з них 3 на 
одній і тій же підстанції), що призвели до сумарної недовідпустки 27716 
МВт-год електроенергії, при цьому 3 рази одноразово втрачалося більше 1 
ГВт потужності і час восе -становлення становило 3-6 год. 
На основі даних з [50], можна зробити висновок, що на національному 
рівні оцінка надійності ЕЕС у Європі проводиться у згоді із 
43 
 
загальноєвропейськими вимогами, проходить на регулярній основі та має 
певний формат та методичне забезпечення. При цьому додатково 
враховуються внутрішні правила та характерні риси. У більшості країн 
Європи характеристикою надійності є рівень резервів потужності під час 
пікового електроспоживання. При цьому в ряді країн (Німеччина, Австрія, 
Іспанія, Скандинавські країни) у розрахунку наявної потужності генерації 
враховуються непланові простої обладнання, а в інших країнах 
(Великобританія, Італія) у розрахунок приймається вся встановлена 
потужність. 
У низці країн (Франція, Іспанія, Італія, Скандинавські країни) 
проводиться розрахунок балансу споживання та генерації електроенергії, що 
суттєво важливо для оцінки надійності енергосистем зі значною часткою 
гідрогенерації. 
Найбільш глибокі оцінки надійності ЕЕС проводяться у Франції, 
Бельгії та Нідерландах, де розраховуються імовірнісні показники надійності 
ЕЕС. Деякі відмінності в аналізі надійності ЕЕС існують також в обліку 
зовнішніх електричних зв’язків. Так, у Великій Британії враховуються 
можливість імпорту електроенергії з Франції для збереження балансу 
виробництва та споживання. Французький оператор системи електропередачі 
розраховує балансову надійність ЕЕС на найгірший випадок − без 
урахування можливості імпорту із сусідніх країн. Іспанський оператор 
системи електропередачі враховує довгострокові контракти на імпорт із 
Франції. У Німеччині та Австрії аналіз надійності ЕЕС проводиться без 
урахування зв’язків із зовнішніми енергосистемами, незважаючи на те, що 
реально ці енергосистеми імпортують електроенергію із сусідніх країн. 
Далі, на основі зробленого аналізу, розглянемо докладніше практику 
аналізу надійності ЕЕС на національному рівні деяких країнах Європи [34, 
39]. 
Розглянемо особливості аналізу надійності ЕЕС у Франції. Згідно із 
законом Франції 2000-108 «Про модернізацію та розвиток послуг 
44 
 
електропостачання», оператор системи електропередачі − RTE, регулярно (не 
рідше ніж через два роки) проводить оцінку балансової надійності на період 
до 15 років, за результатами якої публікується звіт (Generation adequacy 
report), який використовується міністерством енергетики для розробки 
багаторічних інвестиційних планів [35]. 
У ході перспективного аналізу надійності визначається розрахунковий 
рівень споживання електроенергії, а також сукупна потужність джерел 
генерації та їх структура для кількох сценаріїв, що відрізняються темпами 
зростання навантаження та введення нових потужностей, що генерують [35]. 
При цьому аналіз енергобалансу проводиться на період 5 років для перевірки 
ефективності прийнятих інвестиційних програм щодо виконання вимог до 
рівня надійності ЕЕС та визначення ризику дефіциту потужності, а також на 
більш тривалий період 15 років для визначення потреб у генеруючих 
джерелах при плануванні розвитку ЕЕС [35]. Критерієм балансової 
надійності ЕЕС служить значення LOLE, яке вважається допустимим, а то й 
перевищує 3 години на рік, що відповідає відносної тривалості бездефіцитної 
роботи 0,9997. Додатково використовуються показники надійності: 
ймовірність дефіциту потужності, недопущена енергія та величина дефіциту 
потужності [35]. 
Розрахунки ведуться методом статистичного моделювання з 
урахуванням імовірнісного характеру кліматичних умов і готовності 
генеруючих джерел. При цьому генеруючі джерела моделюються з 
урахуванням експлуатаційних витрат (витрати на паливо та вартість викидів 
вуглекислого газу), а потенціал зниження електроспоживання моделюється 
фіктивним генератором з дуже високими експлуатаційними витратами. При 
визначенні величини додаткової потужності, необхідної для виконання вимог 
балансової надійності, передбачається, що потужності розміщуватимуться на 
теплових електростанціях, а докладніший аналіз параметрів нових 
електростанцій не проводиться. 
Крім довгострокового аналізу надійності також публікуються звіти з 
45 
 
аналізом на майбутній сезон (зима/літо) − Seasonal prospective analysis. У 
щорічному аналізі генерації/споживання на майбутню зиму визначаються 
необхідні обсяги резервів, виходячи зі значення ризику в 1% (імовірність 
перевищення споживання над генерацією), і розраховуються міжграничні 
перетікання (максимуми експорту та мінімуми імпорту) [35]. 
Результати ретроспективного аналізу функціонування ЕЕС наводяться 
у технічному звіті, в якому аналізується електроспоживання, генерація, 
перетікання потужності, ринкові тенденції тощо. у порівнянні з попередніми 
роками. Надійність ЕЕС аналізується у розділі про функціонування ЕЕС. Для 
оцінки використовуються такі показники як: системна хвилина, частота 
відключень, а також кількість значних системних подій із класифікацією за їх 
тяжкістю на 6 груп [33]. Характеристики надійності функціонування ЕЕС 
Франції за даними технічних звітів RTE такі: системна хвилина (без 
урахування обмеження навантаження) становить близько 3 хвилин (з 
тенденцією до зниження протягом 2000−2007 рр.), частота тривалих 
відключень (понад 3 хвилини) близько 0,05−0,1 разів (за 2000-2007 рр.), 
частота короткочасних відключень (від 1 сек до 3 хвилин) − 0,45-0,65 разів 
(за 2000−2007 рр.). У 2009 р. еквівалентний час відключень становив 2 хв та 3 
сек без урахування надзвичайних подій (шторми) та обмеження 
навантаження, 6 хв 21 сек – з урахуванням погашення навантаження, 18 хв 40 
сек – сумарно. Усі вищенаведені дані взяті з джерела [33]. 
Далі розглянемо особливості аналізу надійності ЕЕС у Великій 
Британії [44]. У Великобританії оновлено Системний кодекс, запроваджено 
Британські стандарти надійності, див табл. 1.1 та якості, спочатку знято масу 
проблем для всіх гравців шляхом об'єднання в рамках єдиної компанії – 
функцій оператора передавальної електричної мережі; у 2008 році створено 
Міністерство енергетики та боротьби зі змінами клімату, покликане 
відобразити підвищення значущості енергобезпеки та ефективного розвитку 
енергетики. 
 
46 
 
Таблиця 1.1 
Рекомендовані мінімальні стандарти надійності електропостачання у 
Великій Британії 
Забезпечення Максимальний 
Рекомендований Мінімальна 
електропостачання, час відновлення 
діапазон кількість 
Категорія % від максимального вимкненого 
максимальних нормально 
надійності навантаження живлення 
навантажень, включених 
Після першого Після другого Після другого 
МВт ланцюгів 
включення включення відключення 
1 100 % 75 % >200 — 3 
33% за рахунок 
2 100 % перемикань, де 40-200 2 год 2 
це можливо 
Обмежене за 2 год (після 
3 100 % рахунок 15-40 першого 2 
перемикань, де включення) 
це можливо 
100% за 
4 Теж саме 8-15 15 хв 1 
рахунок 
5 пТереежм сиакмане ь Теж саме 1-8 2 год 1 
6 — — <1 — 1 
 
Системний кодекс, затверджений Національною електромережевою 
компанією за погодженням з Регулятором у новій редакції в 2009 р., 
складається з п'яти кодексів, що входять до нього, у тому числі кодексу 
планування (Planning Code), балансуючого кодексу (Balancing Code), кодексу 
поточних операційних правил роботи (Operation Codes), кодексу технічних 
умов для технологічного приєднання (Connection Code та Connection 
Conditions) та кодексу правил надання інформації суб'єктами 
електроенергетики та споживачами (Data Registration Code) [47]. 
Поряд із Системним кодексом прийнято і діє Кодекс взаємодії 
системного оператора і власника мережі, що регламентує питання 
планування ремонтів, виробництва оперативних перемикань, пуску 
47 
 
електростанцій «з нуля», проведення системних експериментів тощо. 
Згідно з угодою про торгівлю та передачу електроенергії BETTA 
(British Electricity Trading and Transmission Arrangements), яка вступила в дію 
1 квітня 2005 року, оператор системи електропередачі Великобританії - 
NGET, повинен щорічно випускати Семирічний звіт (Seven year statement - 
SYS) з аналізом всієї передавальної електричної мережі. Протягом року звіт 
коригується щодо нових приєднань до електричної мережі з інтервалом 
приблизно три місяці [43]. 
Вимоги до надійності ЕЕС сформульовані в британському стандарті 
надійності та якості у вигляді детерміністичних критеріїв, встановлених 
емпіричним шляхом та визначають мінімально необхідну пропускну 
здатність основної електричної мережі для умов максимального 
навантаження в ЕЕС. Однак оператор NGET вже стикається зі зростаючими 
невизначеностями щодо сценаріїв розвитку генерації та навантаження під час 
планування розвитку електричної мережі в ЕЕС у зв'язку з будівництвом 
нових електростанцій, у т.ч. на базі відновлюваних джерел. У зв'язку з цим 
оператор розвиває методологію планування електричної мережі на основі 
ймовірнісної оцінки будівництва нових електростанцій і виведення з 
експлуатації існуючих, прогнозування потужності вітроустановок і 
навантаження електроспоживання [44]. 
У методі оцінки ймовірності будівництва електростанцій проекти 
електростанцій ранжуються за п'ятьма ознаками: наявності дозволу на 
будівництво, фінансової спроможності інвесторів, наявності урядової 
підтримки, відпрацьованості технології, вартості палива. Ці ознаки 
нерівнозначні, і кожен має певну вагу, яка встановлюється оператором 
(найбільшу значимість має дозвіл на будівництво). Ознака може набувати 
значень від 1 до 5 (від «дуже слабо» до «відмінно»). Проект електростанції в 
результаті оцінюється за сукупністю ознак з урахуванням їх значень та ваги, 
що в нормалізованому вигляді визначає можливість приєднання 
електростанції до електричної мережі [44]. 
48 
 
Імовірність закриття електростанції визначається з урахуванням вимог 
Директиви Євросоюзу 2001/80/EC щодо великих електростанцій на 
паливному паливі, що передбачає закриття електростанцій з великими 
викидами оксидів азоту та сірки до 2015-2016 р. Згідно з цими термінами 
ймовірність закриття з кожним збільшується з 0% до 99% [44]. 
Наявна потужність вітроустановок прогнозується для трьох типів 
електростанцій: острівних, прибережних і морських, із застосуванням закону 
розподілу Вейбулла для моделювання швидкості вітру. Розмір 
електроспоживання прогнозується на розрахункові умови найхолоднішого 
періоду ACS (Average Cold Spell) за нормальним законом розподілу. 
Визначення ймовірних перетікань потужності електричної мережі 
проводиться методом імітаційного моделювання, що дозволяє оцінити 
діапазон можливих значень із заданою ймовірністю. Нові методологічні 
підходи застосовані під час підготовки звіту SYS [44]. 
У звіті SYS аналізується попит на електроенергію, потужності 
електростанцій та пропускну здатність електричної мережі з урахуванням 
існуючих т а планованих електромережних об'єктів. Величина 
електроспоживання прогнозується оператором системи електропередачі на 
розрахункові умови найбільш холодного періоду з урахуванням втрат 
потужності при передачі електроенергії, втрат у розподільчій мережі, 
експорту у зовнішні енергосистеми, для умов суміщеного максимуму 
електроспоживання без урахування заходів щодо управління споживанням. 
Базовий прогноз електроспоживання доповнюється прогнозами мінімального 
та максимального електроспоживання, що різняться темпами реалізації 
урядових програм щодо спільного вироблення електроенергії та тепла, 
темпами економічного зростання, цінами на паливо тощо. 
На додаток до прогнозу навантаження, що формується оператором, у 
звіті SYS також визначається прогнозна величина електроспоживання, 
визначена за інформацією від споживачів. Як правило, цей прогноз вищий за 
базовий прогноз оператора і близький до максимального варіанту прогнозу 
49 
 
електроспоживання [44]. 
Величина генерації не прогнозується оператором електропередачі, а 
визначається на підставі існуючих і передбачуваних проектів, за якими є 
угоди про приєднання. 
Розмір резервів потужності оцінюється для 4-х варіантів з урахуванням 
невизначеностей у розвитку генерації: існуючі потужності; існуючі чи 
споруджувані потужності; «узгоджений варіант» − існуючі, що будуються та 
заплановані потужності, що отримали певні дозволи (згідно з главою 36 
Закону про електроенергетику 1989 року та главу 14 Закону про 
електроенергетику 1976 року); «варіант SYS» − існуючі електростанції та 
станції, за якими укладено двосторонню угоду (проте без гарантії виконання 
плану введення потужності). 
Величина резервів потужності аналізується в широкому спектрі різних 
поєднань варіантів електроспоживання та потужності генерації для періоду 
максимальних навантажень. При цьому у складі генерації враховуються 
також потужності вітроустановок в декількох варіантах з величиною 
потужності, що розташовується, від 0 до 100 % [44]. 
При аналізі електричної мережі виділяються критичні перерізи (Critical 
Zones), у яких необхідно контролювати перетікання потужності при 
зростанні електроспоживання та розвитку генерації. Величина 
передбачуваних перетікань через перерізи оцінюється ймовірно (для значень 
ймовірності 50% і 90%) і порівнюється з поточним значенням і необхідною 
(згідно з детерміністичному правилу) величиною пропускної здатності. При 
цьому величина обмежень пропускної здатності визначається значенням 
термічного навантаження або величезної напруги у вузлах електричної 
мережі [44]. 
Крім SYS, також щорічно публікуються аналітичні звіти на майбутній 
сезон (Winter/summer outlook report). Ці звіти стосуються енергетики загалом: 
газової галузі та електроенергетики. Вони аналізується можливий рівень 
споживання з урахуванням прогнозу погоди, наявні потужності генерації і 
50 
 
оцінюється резерв потужності для різних сценаріїв. Ретроспективна 
інформація про функціонування ЕЕС за минулий період публікується у 
відповідній річній звітності (Annual Reports). Усі вищенаведені дані взяті з 
джерела  33]. 
Далі розглянемо особливості аналізу надійності ЕЕС у Нідерландах 
[55]. Щороку оператор системи електропередачі TenneT випускає звіт, в 
якому аналізується надійність електропостачання. Робота над звітом 
проводиться відповідно до закону про електроенергетику (Section 4a, 
subsection 1 of the Electricity Act 1998), на запит Міністра економіки. Метою 
аналізу є прогнозування навантаження та планування розвитку систем 
електропостачання на період 7 років. Відповідно до Директиви 2005/89/EC 
також проводиться аналіз на перспективу 15 років [49]. 
Також TenneT співпрацює з операторами Німеччини, Франції, Бельгії 
та Люксембургу в рамках П'ятистороннього енергетичного форуму та 
проводить спільні оцінки щодо аналізу подій, що відбуваються в регіоні 
одночасно [49]. 
Балансова надійність оцінюється значенням LOLE, що є стандартним 
показником надійності у сусідніх країнах. Нормоване значення LOLE 
становить 4 години на рік, що відповідає відносній тривалості бездефіцитної 
роботи ЕЕС 0,9995. Додатково обчислюється значення дефіциту (надлишку) 
потужності щодо величини генеруючої потужності, що відповідає заданому 
стандарту LOLE [49]. 
Аналіз балансової надійності на перспективу проводиться для кількох 
варіантів: базовий; випадок з гіршими характеристиками надійності 
генерації; варіант із неповною реалізацією запланованих вводів; варіант з 
підвищеним зростанням електроспоживання. 
У базовому варіанті для оцінки балансової надійності 
використовуються дані про неготовність генеруючого обладнання, що 
надаються виробниками [49]. 
У другому варіанті оцінка балансової надійності проводиться з 
51 
 
використанням статистичних даних про неготовність генерації, які вищі за 
оцінки виробників. 
У третьому − балансова надійність оцінюється також за статистичними 
даними про неготовність генерації, а також у припущенні, що близько 
половини запланованих до введення генеруючих потужностей не буде 
введено. 
У четвертому − балансова надійність оцінюється в умовах варіанта 3-
тього, а також у припущенні про малі наслідки економічної кризи, при яких 
зниження споживання електроенергії не буде. 
Для оцінки резервів потужності аналізується кілька величин: 
оперативний резерв, неоперативний резерв, величина потужностей, що 
генерують, величина імпорту потужності [54]. 
Крім аналізу балансу генерації та навантаження також проводиться 
аналіз пропускної спроможності електричної мережі з метою оцінки 
можливості експорту і (або) імпорту електроенергії до сусідніх країн 
(Німеччина, Бельгія). При цьому дається оцінка номінального значення 
сумарної пропускної спроможності, а також значення пропускної 
спроможності з урахуванням відмов, ремонтів, перетікання замкнутими 
контурами від вітрогенерації. Отримані значення зіставляються з величиною 
надлишку (дефіциту) потужності в енергосистемі за всіма варіантами аналізу 
балансової надійності. Усі вищенаведені дані взяті з джерела [54]. 
Далі розглянемо особливості аналізу надійності ЕЕС у Скандинавських 
країнах. Так, усередині блоку NORDEL, що поєднує енергосистеми Норвегії, 
Швеції, Данії та Фінляндії, аналіз перспективного розвитку енергосистем 
проводиться регулярно, і раз на два роки готується План розвитку 
енергосистеми (Grid master plan) [41]. 
План розвитку енергосистеми є прикладом скоординованих на 
регіональному рівні дій операторів скандинавських країн. План розглядає 
короткостроковий період (наступний рік), період на 7 років наперед, а також 
включає прогноз на довгострокову перспективу понад 15 років. Дається 
52 
 
також економічна оцінка ефективності заходів щодо розвитку енергосистеми: 
посилення перерізів основних електричних зав’язків міжсистемного значення 
(у тому числі з енергосистемами Континентальної Європи та Великобританії) 
та всередині країни [47]. 
Оцінка балансу потужності проводиться для пікового періоду 
споживання та умов холодних зим (з повторюваністю 1 раз на 10 років). При 
складанні балансу по блоку NORDEL враховується фактор одночасності 
електроспоживання, і навіть для генерації з урахуванням вітроустановок. 
Оцінка балансу електроенергії проводиться для середніх кліматичних 
умов, а також для умов малої та великої кількості опадів. У перспективі до 
2015 р. блок NORDEL загалом є енергодефіцитним і імпортуватиме 
електроенергію із сусідніх країн для підтримки балансу [47]. 
Критерієм надійності енергосистеми є забезпечення попиту 
електроенергію з ймовірністю 0,1 % (LOLP=0,001 на рік). При цьому 
розглядаються дві причини порушення надійності: порушення балансової 
надійності; обмеження ринку (невідповідність заявок на пропозицію та 
попиту). 
Оцінка надійності проводиться на розрахунковій моделі MAPS, в якій 
беруться до уваги обмеження пропускної спроможності електричної мережі 
ЕЕС, а величина імпорту оцінюється в половину від реальних значень. 
Модель, що використовується, заснована на методі статистичного 
моделювання і дозволяє оцінювати значення таких показників надійності, як 
LOLP, LOEE, EENS, EUE [44]. 
Додатково проводиться аналіз наслідки події відмови енергоблоків із 
загальної причини на атомних станціях, що має малу ймовірність, але 
драматичні наслідки для енергосистеми NORDEL. 
В оцінці балансу електроенергії як сценарій майбутнього розвитку на 
період до 2015 р. розглядається «традиційний» варіант BAU (Business As 
Usual), заснований на поточних тенденціях. А на період до 2025 р. 
розглядається кілька сценаріїв: «клімат та інтеграція» − увага приділяється 
53 
 
кліматичним обмеженням та напряму на інтеграцію з Європейським Союзом, 
розглядаються умови швидкого економічного зростання та високих цін на 
паливо та викиди CO2; «державний акцент» − увага приділяється 
кліматичним обмеженням при слабкій інтеграції з Євросоюзом в умовах 
більш повільного економічного зростання та низьких цін на паливо та викиди 
CO2; сценарії BAU+ та BAU− − збереження поточних тенденцій, середній 
ступінь інтеграції з Євросоюзом, середній рівень цін на паливо та викиди 
CO2, відмінності у сценаріях полягають в обсягах вводів генеруючої 
потужності. 
Економічний аналіз ефективності заходів щодо розвитку 
енергосистеми проводиться з урахуванням наступних факторів: дії ринкових 
принципів оптимізації використання генеруючих потужностей; дії ринку 
системних послуг (регулювання потужності та ін); зменшення ризику 
енергорегулювання; ризику енергодефіциту; потенціал зниження 
електричних втрат [48]. 
Розрахунки економічної ефективності проводяться за спеціальною 
моделлю Samlat, розробленої у Фонді наукових і промислових досліджень 
(SINTEF) при Норвезькому технологічному інституті (NTH) в Тронхеймі. 
Модель оптимізує виробництво та енергообміни для покриття споживання та 
є комбінацією ринкової моделі та моделі потокорозподілу з урахуванням 
пропускних здібностей між областями [48]. 
Аналіз пропускної спроможності електричної мережі проводиться з 
метою виділення обмежень в основних перерізах та визначення 
пріоритетності розвитку електричних зв'язків для їх нейтралізації. 
Ретроспективна оцінка надійності функціонування ЕЕС дається на 
підставі аналізу статистики аварійності в електричній мережі напругою 
понад 100 кВ, яка публікується окремим звітом [48]. У ній визначаються 
показники надійності ЕЕС − кількість збурень (одна або серія відмов у 
мережі) та величина недопоставленої енергії (з диференціацією за класами 
напруги). Відмови у мережі диференціюються через виникнення, характеру 
54 
 
протікання. Обладнання класифікується за типом та номінальною напругою. 
Наприклад, середня кількість обурень за 10 років (дані на 2007 р.) становить 
1422, величина недопоставленої енергії в 2007 році склала 4702,2 МВт-год 
[48]. Усі вищенаведені дані взяті з джерела [48]. 
Далі розглянемо аналіз особливостей забезпечення надійності ЕЕС в 
Ірландії [56]. 
Оператор системи електропередач Ірландії − EirGrid, керуючий всією 
основною електричною мережею напругою 110 кВ і вище, щорічно виконує 
аналіз балансової надійності на сім наступних років і публікує відповідний 
звіт. Уточнення на майбутній зимовий сезон проводиться в рамках 
підготовки окремого звіту (Winter outlook report) [47]. 
Оцінка надійності включає прогноз електроспоживання, оцінку 
потужності генерації та розрахунок показників балансової надійності. 
Прогноз навантаження здійснюється з урахуванням економічного розвитку 
країни та тенденцій останніх років. Розглядається три сценарії: базовий, 
мінімальний і максимальний [47]. Використовується лінійна регресійна 
модель залежності електроспоживання від розміру валового внутрішнього 
продукту, душевого споживання товарів та послуг, а також чисельності 
населення. В оцінках пікового електроспоживання враховуються 
температурні та погодні умови, зміни у звичках побутових споживачів, а 
також програми управління електроспоживанням [47]. 
У розрахунках потужності генерації враховуються введення та виводи 
обладнання з експлуатації, недиспетчеризовані потужності (малі установки, 
відновлюані джерела). У розрахунках потужності генерації враховується 
ненадійність обладнання у двох варіантах: за прогнозними значеннями 
коефіцієнта готовності від власників електростанції і на підставі прогнозних 
значень оператора, оцінених з урахуванням ретроспективних значень. При 
цьому у другому випадку значення коефіцієнта готовності, як правило, 
нижче за рахунок впливу малоймовірних подій зі значним ефектом, що 
виявляються тільки в сукупності генеруючого обладнання в енергосистемі 
55 
 
[47]. 
В оцінці балансової надійності окремо аналізується потенціал 
накопичувачів електроенергії через інтенсивний розвиток вітроенергетики в 
Ірландії. 
Оцінка надійності ЕЕС проводиться на імовірнісній моделі з оцінкою 
значення LOLE (мінімальне, максимальне, середнє значення, а також 
середньоквадратичне відхилення) та перевіркою на відповідність 
енергосистеми стандарту балансової надійності LOLE = 8 годин/рік, що 
відповідає відносній тривалості бездефіцитної роботи ЕЕС 0,9991 [47]. 
Розрахунки ведуться з урахуванням показників готовності генеруючого 
обладнання та без урахування обмежень пропускної спроможності 
електричної мережі. Використовується річний графік навантаження з 
погодинними інтервалами. У складі генеруючих потужностей окремо 
виділяються вітрогенерація, потужність якої в розрахунках віднімається з 
величини навантаження, і потужності гідроакумулюючих станцій, що мають 
обмеження на вироблення електроенергії. Використовується такий показник 
надійності, як системна хвилина, прийнятне значення якого дорівнює 3,5 
[47]. 
EirGrid також виконує аналіз перспективного розвитку електричної 
мережі на 7 років і публікує Прогноз розвитку електричної мережі згідно з 
вимогою частини 38 закону про електроенергетику (Electricity Regulation Act, 
1999) [47]. У першу чергу, звіт спрямований на інформування учасників 
ринку електроенергії про можливість приєднання нової генерації та великого 
навантаження до електричної мережі в майбутньому, виходячи з обмежень 
пропускної спроможності електричної мережі, прогнозних значень 
споживання та потреби у генерації, розрахункових рівнів струмів КЗ, і навіть 
вимог стандартів планування. Детальний опис планів розвитку електричної 
мережі наводиться у супутньому документі «План розвитку електричної 
мережі», розрахований на період 5 років наперед. Довгострокова стратегія 
розвитку електричної мережі, що включає вимоги до майбутньої мережі на 
56 
 
національному та регіональному рівнях, представлена у документі Grid 25 
[47]. 
Аналіз функціонування енергосистеми за минулий рік проводиться 
згідно з вимогою 18 ліцензії оператора (Licence Condition 18 of the 
Transmission System Operator Licence). Відповідний ретроспективний звіт 
включає статистичну інформацію про виробництво та споживання 
електроенергії, про розвиток енергосистеми, а також містить окремі глави з 
оцінки надійності функціонування електричних станцій, мереж та 
енергосистеми в цілому [47]. 
Надійність електричної мережі оцінюється окремо для ліній 
електропередачі та трансформаторів за класами напруги 110-400 кВ за 
допомогою коефіцієнта готовності з урахуванням планових простоїв 
обладнання. Причини неготовності класифікуються за такими категоріями: 
вимушений простий або відмова (відмова і АПВ, відмова з відключенням на 
час більше 10 хвилин, вимушене відключення без спрацьовування захисту); 
вимоги безпеки (для проведення робіт) та системної надійності (для 
запобігання каскадному розвитку відключень); введення нового обладнання; 
ремонти та обслуговування; інші причини. 
Готовність генеруючого устаткування оцінюється середніми 
значеннями коефіцієнта готовності протягом тижня, три місяці і протягом 
року (останні 52 тижні), і навіть коефіцієнтом вимушених простоїв протягом 
тижня і 4 тижні. Усі вищенаведені дані взяті з джерела [47]. 
Далі проаналізуємо яким чином здійснюється забезпечення надійності 
функціонування ЕЕС у Німеччині [48]. У Німеччині оновлено енергетичне 
законодавство та проведено суттєве укрупнення енергетичних компаній, які, 
по суті, зберегли вертикально-інтегрований характер. У Німеччині діють 
Кодекс магістральних мереж (Transmission Code, 2007), що розподіляє 
відповідальність за роботу енерго-системи та визначає умови підключення до 
електричних мереж, вимоги до планування розвитку енергосистеми, 
оперативного планування та управління її роботою, забезпечення стійкості, 
57 
 
вимоги до експлуатації електричних мереж та генеруючих об'єктів тощо, та 
Кодекс розподільчих мереж (Distribution Code, 2003) [50]. 
 
Висновки по розділу 1 
1. Оптимальний рівень надійності пристроїв та систем РЗА 
визначається на основі оцінки збитків, завданих споживачам перервою 
електропостачання, втрат, пов'язаних з аварійним ремонтом, а також витрат, 
пов'язаних з підвищенням надійності. 
2. Назріла нагальна необхідність відтворити повноцінну інформаційно-
аналітичну систему в електроенергетиці країни. Важливою частиною такої 
проблеми є інформатизація та інтелектуалізація пристроїв та систем РЗА. 
3. Важливим завданням майбутнього періоду, вирішення якого 
необхідне для забезпечення ефективного управління надійністю, зокрема в 
електроенергетиці, є створення системи моніторингу надійності 
4. Моніторинг надійності повинен організовуватися суб'єктами 
енергетичного ринку за їх виконуваними функціями при координації та 
узагальнення даних по галузі з боку органу, що буде уповноваженим 
державою. 
5. Концепція Smart Grid, є логічним наслідком еволюційного розвитку 
енергетичної техніки і технологій у інформаційному типі суспільного 
виробництва, що нині формується. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
58 
 
РОЗДІЛ 2 
ВИЗНАЧЕННЯ ПОКАЗНИКІВ НАДІЙНОСТІ РЕЛЕЙНОГО ЗАХИСТУ 
ТА АВТОМАТИКИ НА ОСНОВІ ЗАСТОСУВАННЯ ЗАГАЛЬНОЇ 
ТЕОРІЇ ОЦІНКИ НАДІЙНОСТІ ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНИХ ПРИСТРОЇВ 
 
2.1 Визначення кількісних показників надійності електротехнічних 
пристроїв 
Кількісні показники надійності електротехнічних пристроїв є 
чисельними характеристиками, які використовуються для оцінки ступеня 
надійності та частки безвідмовної роботи електротехнічного обладнання. 
Надійність електротехнічних пристроїв важлива, особливо у таких галузях, 
як енергетика, телекомунікації, медична техніка тощо. 
Серед основних кількісних показників надійності, які прийнято 
розглядати в розвинених країнах Заходу можна особливо виділити такі: 
1. Середній напрацьований ресурс (MTTF − Mean Time To Failure) −  
середній час, протягом якого пристрій залишається працездатним до першої 
відмови. 
2. Середній час відновлення (MTTR − Mean Time To Repair) − середній 
час, потрібний для відновлення пристрою після відмови. 
3. Ймовірність безвідмовної роботи (reliability) − ймовірність того, що 
пристрій працюватиме без збоїв протягом певного періоду часу. 
4. Інтенсивність відмов (failure rate) − кількість відмов пристрою за 
одиницю часу. 
5. Середній час між відмовами (MTBF − Mean Time Between Failures) − 
середній час, що проходить між двома послідовними відмовами. 
6. Ймовірність відмови за період експлуатації − ймовірність того, що 
пристрій відмовить протягом певного часу експлуатації. 
 
59 
 
Ці показники допомагають приймати рішення щодо надійності 
пристроїв, планувати технічне обслуговування та забезпечувати безперервну 
роботу систем. 
Далі розглянемо кількісні показники надійності, які традиційно 
використовуються при розрахунках надійності в Україні.  
Критерієм надійності будемо вважати деяку ознаку за якою можна 
визначити надійність різних пристроїв, зокрема й електротехнічних в т. ч. 
РЗА. 
Серед найчастіше використовуваних критеріїв надійності 
використовуються: 
−  ймовірність безвідмовної роботи за певний час − P(t); 
−  середнє наробіток (напрацювання) до першої відмови − Тсер; 
−  частота відмов − α(t); 
−  інтенсивність відмов − λ(t); 
−  наробіток (напрацювання) на відмову − tcр; 
−  параметр потоку відмов − ω(t); 
−  коефіцієнт готовності − Кг; 
−  функція готовності − Кг(t). 
−  коефіцієнт готовності − Кг; 
Кількісне значення критерію надійності конкретного виробу 
вважатимемо за характеристику надійності. 
Усі критерії надійності поділяються на 2-ва види: 
1)  критерії, що характеризують надійність невідновлюваних виробів 
(пристроїв); 
2)  критерії, що характеризують надійність відновлюваних виробів 
(пристроїв). 
Невідновлювані вироби − це такі вироби, які у процесі виконання своїх 
функцій не допускають ремонту. У разі відмови такого виробу, виконувана 
60 
 
функція збивається та її необхідно починати спочатку. До цієї категорії  
відносяться однократної та багатократної дії вироби. 
Відновлювані вироби − це такі вироби, які при своїй роботі допускають 
ремонт. При відмові відбувається зупинка функціонування виробу на час 
ремонту. На рис. 2.1 показано часову діаграму функціонування 
невідновлюваних і відновлюваних електротехнічних пристроїв. 
Далі розглянемо детально критерії надійності невідновлюваних 
електротехнічних пристроїв. Будемо досліджувати таку модель випробувань. 
Вважатимемо, що на випробуванні знаходиться N0 пристроїв і нехай 
випробування будуть завершеними при 100% пристроїв які відмовили. 
Причому замість тих пристроїв, що відмовили, нові та поремонтовані не 
застосовуються. У такому випадку критеріями надійності подібних пристроїв 
будуть:  ймовірність безвідмовної роботи − Р(t);  частота відмов  − α(t);  
інтенсивність відмов  − λ(t);  середнє напрацювання до першої відмови − Тсер. 
 
 
 
Рис. 2.1. Діаграма функціонування невідновлюваних 
і відновлюваних пристроїв: а) невідновлювані вироби, де tнр – час безперервної 
роботи; П.О. − початок операції; К.О. − кінець операції; б) відновлювані вироби, де tр 
−  час справної роботи; tп − час вимушеного простою. 
 
Ймовірністю безвідмовної роботи − це ймовірність того, що за певних 
умов експлуатації в заданому інтервалі часу (або деяких границях заданого 
напрацювання) не відбудеться ніоднієї відмови. 
Тоді можемо записати вираз 
 
P(t) = P(T>t)                                              (2.1) 
61 
 
де t – проміжок часу за який визначається імовірність безвідмовної роботи; Т 
− час роботи пристрою від моменту його вмикання 1-ї відмови. 
 
Ймовірність безвідмовної роботи через статистичні дані обчислюється 
за виразом 
N0 − n(t)
P(t) = ,                                                (2.2) 
N0
 
де N0 − число пристроїв на початку випробування; n(t) − число пристроїв, які 
зіпсувалися за час t; P (t)  – статистичне значення ймовірності безвідмовної 
роботи.  
 
Якщо буде влика кількість пристроїв N0, значення P (t)  майже дорівнює 
P(t). В практичних випадках буває більш зручним користуватися 
характеристикою ймовірності відмови − Q(t). 
Q(t) − це ймовірність того, що за певних умов експлуатації в заданому 
часовому проміжку буде хоча б одна відмова. На основі цих визначень 
можемо запасати  
Q(t) = P(T ≤ t), 
Q(t) = 1 − P(t).                                         (2.3) 
 
Наступна кількісна харатеристика − частота відмов  (t) .  (t)  − це 
відношення кількості пристроїв, що відмовили, в одиницю часу до загальної 
кідькості випробовуваних пристроїв при умові, що ті пристрої, що вийшли з 
ладу не відновлюються. 
Тоді отримаємо 
n(t)
 (t) = ,                                               (2.4) 
N0t
62 
 
t
t −
де n(Δt) – кількість пристроїв, що відмовили за проміжок часу від 2  до 
t
t +
2 . 
 
Частота відмов є законом розподілу часу роботи пристрою до першої 
відмови.  
Звідси можемо записати 
(t) = −P(t) =Q(t) ,  
t
Q(t) =  (t)dt
0 , 
t
P(t) =1−  (t)dt.                                               (2.5) 
0
 
Нступна характеристика − інтенсивністю відмов −  (t) .  (t)  − це 
відношення числа прстроїв які відмовили в одиницю часу до середньої 
кількості пристроїв, що справно функціонують за цей самий час. 
Тоді отримаємо 
n(t)
 (t) =
N cpt                                                 (2.6) 
 
де Nср = (Ni + Ni+1)/2 – середня к-сть нормально функціонуючих пристроїв на 
проміжку часу Δt; Ni – к-сть пристроїв нормально функціонуючих початку 
проміжку часу Δt; Ni+1 – к-сть пристроїв які нормально функціонують в кінці  
інтервалу Δt. 
 
Ймовірнісна оцінка інтенсивності відмов ( (t) ) знаходиться так 
 
 (t)
(t) = .                                                 (2.7) 
P(t)
63 
 
 
Величини  (t)  та Р(t)  співвідносяться за виразом 
 
t
− (t )dt
P(t) = e 0 .                                            (2.8) 
 
Наступна характеристика − середнє напрацювання до першої відмови − 
Тср.  Тср − це математичне очікування часу функціонування пристрою до  
відмови. 
Величина Тср, обчислюється через  (t)  так 
 
+
M t =Tcp =  t (t)dt.                                     (2.9) 
−
 
Через те, що час t позитивне число, а також Р(0) = 1, а Р() = 0 , то тоді 
отримаємо 

Тср =  P(t)dt.                                          (2.10) 
0
 
За значеннями статистичних даних про відмови, величина Тср 
знаходиться  за виразом 
N0
 ti
T = i=1
cp ,                                            (2.11) 
N0
 
де ti − час безвідмовної роботи і-го пристрою; N0 − число випробуваних 
пристроїв. 
На основі виразу 2.11, для визначення величини Тср треба знати 
моменти часу виходу з ладу усіх пристроїв. Тому для обчислення Тср 
64 
 
користуватися зазначеною формулою незручно. На основі даних про  число 
пристроїв, що вийшли з ладу, ni в кожному з і-го інтервалу часу, Тср краще 
визначати з рівняння 
m
nitcpi
T i=1
cp 
N0                                            (2.12) 
 
Величини у 2.12 такі, як  tcpi та m визначаються за виразами: 
 
(t
t i−1 + ti ) tk
cpi = ,  m = ,  
2 t
 
де  ti-1 – час початку і-го інтервалу; ti − час кінця і-го інтервалу; tk − час, 
протягом  якого вийшли з ладу всі пристрої;  Δt = ti-1−ti – проміжок часу. 
 
2.2 Оцінки показників надійності пристроїв РЗА 
За оцінки надійності пристроїв РЗА найчастіше застосовуються такі  
закони розподілу Р(t) : експоненціальний, усічений нормальний, Релея, Гама, 
Вейбулла, логарифмічно-нормальний. 
В джерелі [40] наведено вирази для оцінки кількісних характеристик 
надійності виробів при різних законах розподілу Р(t) . 
Далі, на рис. 2.2 приводяться типово-стандартні залежності кількісних 
характеристик надійності електротехнічних пристроїв. 
Вказані критерії дають змогу в достатньо повній мірі оцінити 
показники надійності невідновлюваних пристроїв, в т.ч. електротехнічного 
призначення. За допомогою цих критеріїв також можна оцінити надійність 
відновлюваних пристроїв до першої втрати функціональності.  
Вважається, що найповноцінніше надійність електротехнічних 
пристроїв, в т.ч. пристроїв РЗА можна характеризувати величиною α(t) − 
частота відмов. Такий висновок робимо на основі передбачення, що частота 
65 
 
відмов є щільністю розподілу. Із-за цього робимо висновок, що всю 
інформацію про випадкове явище несе в собі − час безвідмовної роботи. 
Величина Тср в достатній мірі наочно характеризує надійність. Але  
використання цього критерію обмежено у випадках: час роботи системи 
набагато менше середнього часу безвідмовної роботи; закон розподілу часу 
безвідмовної роботи не однопараметричний і для досить повної оцінки 
вимагаються моменти вищих порядків; система резервована; інтенсивність 
відмов непостійна; час роботи окремих частин складної системи різний. 
Величина  (t)  (інтенсивність відмов) є найзручнішою 
характеристикою надійності найпростіших елементів. Ця харатеристика 
дозволяє просто обчислювати кількісні характеристики надійності складної 
системи. 
В багатьох випадках найвигіднішим критерієм надійності складної 
системи є P(t) (ймовірність безвідмовної роботи). Основними перевагами є: 
− P(t) входить і якості співмножника в інші, більш загальні 
характеристики системи, наприклад в ефективність і вартість; 
−  P(t) характеризує зміну надійності за певний час; 
− P(t) може визначатися досить просто розрахунковим шляхом. 
Далі доцільно розглянути надійності відновлюваних пристроїв, 
оскільки багато пристроїв РЗА підпадають під дану категорію.  
Вважатимемо, що на випробування поставлено N пристроїв і ті пристрої, що 
відмовили, відразу заміняються справними. Дослідження вважаються 
завершеними, тоді, коли число відмов досягає величини, достатньої для 
оцінки надійності з заданою точністю. В зазначеному випадку, коли не 
враховувати час на відновлення системи, тоді кількісними характеристиками 
надійності будуть параметр потоку відмов ω(t) і напрацювання на відмову tср. 
 
66 
 
 
 
Рис. 2.2. Стандартні закони розподілу надійності: 
а) експонентний; б) усічений нормальний; в) - закон Релея;  
г) - гамма; д) - закон Вейбулла; е) логарифмічно-нормальний закон. 
 
Величина ω(t) − це відношення числа пристроїв, що відмовили за 
одиницю часу до числа випробовуваних виробів при тому, що всі пристрої, 
що вийшли з ладу, заміняються справними. 
67 
 
Тоді отримаємо  
n(t)
 (t) =
Nt                                             (2.13) 
t t
t − t +
де n(Δt) – кількість пристроїв, що відмовили, за час від 2  до 2 ;  
     N – кількість пристроїв, що досліджуються;  
     Δt – проміжок часу. 
 
Вищенаведене співвідношення визначенням параметра потоку відмов 
на основі статистичних даних. Величина ω(t) і α(t) (частота відмов) пов’язані  
інтегральним рівнянням Вольтери другого роду 
 
t
(t) = (t)+ ( ) (t − )d .                                  (2.14) 
0
 
За величиною α(t) можна знайти усі інші характеристики надійності 
невідновлюваних виробів. Звідси робимо висновок, що вираз 2.14 є головним 
співвідношенням, яке поєднує кількісні характеристики надійності 
невідновлюваних і відновлюваних виробів при миттєвому відновленні. 
В деяких випадках вираз 2.14 можна записати у вигляді виразу з 
простору зображень за Лапласом, а саме: 
 
 (s) (s)
(s) = ,     (s) = .                               (2.15) 
1− (s) 1+(s)
 
Ці вирази дають змогу знайти одну характеристику знаючи іншу, тоді 
коли мають місце перетворення Лапласа зображень α(s) і ω(s), а також  
зворотні перетворення для співвідношень 2.15. 
Величина ω(t) характеризується такими властивостями: 
а) для будь-якого моменту часу незалежно від закону розподілу часу 
безвідмовної роботи справедливе співвідношення ω(t) > α(t). 
68 
 
б) незалежно від типу α(t) величина ω(t) при t→  прямує до 1/Tср. Це 
означає, що при тривалій експлуатації електротехнічних пристрою, що 
ремонтується, його величина ω(t) незалежно від закону розподілу часу 
безвідмовної роботи є стаціонарним; 
в) коли справедливо, що λ(t) > ω(t) > α(t), якщо λ(t) – спадаюча 
функція, тоді ω(t) > λ(t) > α(t); 
г) коли λ(t) ≠ const величина ω(t) не дорівнює сумі параметрів потоків 
відмов окремих складових пристрою, а саме 
 
N
с (t) i (t).                                          (2.16) 
i=1
 
Це дає змогу стверджувати, що при розрахунках кількісних 
характеристик надійності складної системи не можна додавати існуючі в 
даний час значення інтенсивностей відмов елементів, які були отримані по 
статистичним даним, тому що зазначені величини є фактично параметрами 
потоку відмов; 
д) коли λ(t) = λ = const, то справедливим є вираз ω(t) = λ(t) = λ. 
Станом на теперішній час частот використовуються статистичні дані 
про відмови. Такі дані отримуються в умовах практичної експлуатації 
електротехнічних пристроїв. У таких випадках, вони часто обробляються так, 
що характеристики надійності, які маються, є не λ(t), а насправді величиною 
ω(t). Інколи це вносить погрішності і навіть помилки при розрахунках 
надійності.  
Доцільно [40] визначати λ(t) за величиною ω(t). Послідовність  таких  
розрахунків зводиться до наступних кроків: 
− на основі статистичних даних про відмову елементів пристроїв, які 
ремонтуються, далі за виразом 2.13 розраховується і будується гістограма 
для ωi(t); 
− гістограма замінюється кривою, яка описується аналітичним виразом; 
69 
 
− знаходимо зображення за Лапласом ωi(s) функції ωi(t); 
− далі по наявній величині αi(s) за виразом 2.15 отримуємо  зображення 
за Лапласом від  αi(s); 
− по зображення αi(s) отримуємо оригінал αi(t); 
− далі розраховуємо за виразом для інтенсивності відмов 
 
 (t)
 (t) = i ;                                           (2.17) 
i t
1− i (t)dt
0
 
−  отримуємо графічну залежність λi(t). 
Тоді, коли маємо λi(t) = λi = const, це значення й приймається для 
розрахунку імовірності безвідмовної роботи. У такому випадку будемо 
важати справедливим експонентний закон надійності. 
Вищенаведений алгоритм не може бути застосована, коли неможливо 
знайти за зображенням α(s) оригінал величини α(t). Тоді доводиться 
використовувати наближені методи для розв’язання рівняння 2.14. В таких 
випадках користуються обчислювальними засобами. 
Напрацюванням на відмову − це середнє значення часу між суміжними 
відмовами. 
Така величина визначається по статистичним даним про відмови по 
виразу  
n
 ti
t = i=1
ср ,                                               (2.18) 
n
 
де ti − час справної роботи виробу між (і−1)-ою і і-ою відмовами; n − число 
відмов за деякий час t. 
 
По виразу 2.18 робимо висновок, що в цьому випадку напрацювання на 
відмову визначається за даними випробування одного зразка виробу. Тоді, 
70 
 
коли на випробуванні знаходиться N зразків протягом часу t, то 
напрацювання на відмову обчислюється за формулою 
 
N n j
 tij
j=1 i=1
tcp = N
n j
j=1                                             (2.19) 
 
де tij  − час справної роботи j-го зразка виробу між (і−1)-ою і і-ю відмовами;       
nj - число відмов за час t j-го зразка. 
 
Характеристика «напрацювання на відмову» є наочною 
характеристикою надійності. Через таку особливість вона одержала широке 
поширення на практиці. 
Попередньо розглянуті характеристики надійності не описують 
готовності виробу до виконання своїх функцій у необхідний момент часу. 
Для таких оцінок розглядають наступні: коефіцієнт готовності, коефіцієнт 
змушеного простою. 
Коефіцієнт готовності, Кг − це відношення часу справної роботи до 
суми часів справної роботи і змушених простоїв виробу, узятих за той самий 
календарний термін.  
Тоді можемо записати 
t p
Кг = ,                                             (2.20) 
t p + tп
 
де tр – сумарний час справної роботи пристрою; tп – сумарний час змушеного 
простою. 
 
Величини tр і tп розраховуються за виразами 
 
71 
 
n n
t p = t pi ,   tп = tпi .                                     (2.21) 
i=1 i=1
 
де tpi − час роботи пристрою між (і−1)-ою і і-ою відмовами; tпi − час 
змушеного простою після і-ої відмови; n − число відмов (ремонтів) виробу. 
 
Вираз (2.20) є статистичним визначенням коефіцієнта готовності Кг. 
Для переходу від статистичного визначення Кг до ймовірнісного, величини tр 
та tп заміняються математичними сподіваннями часу між суміжними  
відмовами і часу відновлення відповідно.  
У такому випадку отримаємо  
 
tcp
Кг =
tcp + tв                                               (2.22) 
 
де tcp − напрацювання на відмову; tв − середній час відновлення. 
 
Коефіцієнтом вимушеного простою Кп, називається відношення часу 
змушеного простою до суми часів справної роботи і змушених простоїв 
виробу, що беруться за той самий календарний період. 
Тоді отримаємо 
t
Кп =
п
                                             (2.23) 
tср + tп
 
Або, якщо перейти до середніх значень, отримаємо 
 
t
Кп =
в .                                             (2.24) 
tср + tв
 
Величини Кп і Кг пов'язані виразом 
72 
 
Кп=1−Кг .                                                (2.25) 
 
Розраховуючи надійність відновлюваних технічних систем як правило 
Кг знаходять за виразом 
 
Тср
Кг = .                                             (2.26) 
Тср + tв
 
Вираз 2.26 справедливий тільки тоді, коли справедливим є tcp = Tср. 
Часто Кг, розрахований за 2.26, ототожнюють з ймовірністю, що в 
будь-який момент часу відновлювана система справна. Але справедливим є 
те, що ці характеристики нерівноцінні та можуть бути рівноцінними лише за 
певних умов. 
Для визначення фізичного змісту Кг отримаємо вираз для ймовірності 
застати систему в справному стані. Будемо використовувати найпростіший  
випадок, а саме коли інтенсивність відмов і інтенсивність відновлення є 
постійним в часі. 
Нехай при t = 0 система знаходиться в справному стані, тобто P(0) = 1. 
Тоді ймовірність застати систему в справному стані визначається за 
співвідношеннями: 
 
t
  −
Р (t) = + e−(+ )t К t
г ,  Pг (t) = K г+(1−Кг )е
г в ,               (2.27) 
 +   + 
де 
1
 = , 1 Тср
   = ,   К
Т г = . 
ср t Тср + t
в в
 
Вираз 2.27 встановлює залежність між коефіцієнтом готовності 
системи та ймовірністю застати її в справному стані в будь-який момент часу 
t. 
73 
 
За виразом 2.27 робимо висновок, що Pг(t)→Кг при t→ . Це означає, 
що Кг є фактично ймовірністю застати пристрій у справному стані при 
усталеному процесі експлуатації. 
В певній кількості випадків, критеріями надійності відновлюваних 
систем можуть бути також критерії надійності невідновлюваних систем [25]. 
Це такий перелік критеріїв: ймовірність безвідмовної роботи, частота відмов, 
середнє напрацювання до першої відмови, інтенсивність відмов.  
Ця потреба є завжди, коли є необхідність знайти оцінку надійності 
відновлюваної системи до першої відмови. Також це може бути необхідним у 
випадку, коли застосовується резервування з відновленням  резервних 
пристроїв, які відмовили у процесі функціонування і тоді коли відмова всієї 
резервованої системи не допускається. 
 
2.3 Оптимізовані комплексні показники надійності для пристроїв 
РЗА 
Коли оцінюємо надійність саме пристроїв РЗА, то в загальному 
випадку можна застосовувати практично всі розглянуті в попередньому 
пункті показники. Але у зв’язку з особливостями роботи і складністю вибору 
оптимального варіанту релейного захисту не припиняються пошуки 
оптимізованих показників надійності спеціально для схем РЗА [1 − 3, 5 − 9, 
11 − 25]. 
Серед таких показників можна особливо відзначити так званий 
відсоток неправильних дій Δ,%. Такий показник один з найбільш часто 
використовуваних показників надійності релейного захисту. Особливо коли 
застосовуємо статистичну оцінку надійності релейного захисту при 
практичній експлуатації. 
Використовуються і інші спеціано розроблені для пристроїв РЗА 
показники, розглянемо і їх. 
Математичне очікування втрати ефективності від неідеальної 
надійності РЗ 
74 
 
 
М[Е] = МХ[Е] + МЗ[Е] + МВ[Е],                            (2.28) 
 
де МХ[Е], МЗ[Е], МВ[Е] – математичне очікування втрати ефективності від 
хибних, зайвих та відмов у спрацюванні РЗ відповідно.            
 
Для реальних об'єктів енергетики розрахунок МХ[Е], МЗ[Е], МВ[Е] як 
правило ведеться через математичні очікування недовідпуску електричної 
енергії МХ[НЕ], МЗ[НЕ], МВ[НЕ] за виразами:   
 
МХ[Е] = с1 МХ[НЕ], МЗ[Е] =  с2  МЗ[НЕ], МВ[Е] = с3 МВ[НЕ].       (2.29) 
 
У вищенаведених виразах  с1, с2 , с3 − це «вартість ненадійності» [44]. 
В деяких випадках величину МВ[Е] не вдається оцінити виразом 2.29, 
так як основна складова залежить не від недовідпуску електроенергії, а від 
вартості ремонтів пошкодженого обладнання.  
У будь-якому випадку кожна зі складових в 2.29 при розрахунку 
надійності пристроїв релейного захисту може бути представлена в так: 
 
МХ[Е] = КЛ×1/Т0.ср,                                          (2.30) 
 
МЗ[Е]=  ∑n
 r КЗr×qr,                                           (2.31) 
 
МВ[Е] = ∑m
 iКВi×qi,.                                          (2.32) 
 
де КЛ, КЗr, КВi – вартісні коефіцієнти, які враховують міру важливості відмов  
при виконанні відповідних функцій та частоту виникнення вимог до 
функціонування РЗ; n, m – загальна кількість виконуваних релейним 
захистом функцій неспрацювання при зовнішніх коротких замиканнях, та 
спрацювання при внутрішніх коротких замиканнях; Т0.ср – середній час 
75 
 
напрацювання релейного захисту на одне неправильне спрацювання; qr, qi – 
коефіцієнти неготовності релейного захисту при зовнішньому короткому 
замиканні та аварії ділянці, яка захищається. 
В роботі [44] представлено методику зведення декількох техніко-
економічних показників до одного Зр ( затрати розрахункові) 
 
Зр = ΔКЕН + ΔВЕ  − М[Е],                                       (2.33) 
 
де ΔК − додаткові капітальні вкладення в створення нового пристрою 
релейного захисту; ЕН  − коефіцієнт банківського кредиту; ΔВЕ  − витрати, що 
враховують підвищення затрат на експлуатацію та обслуговування релейного 
захисту; М[Е] − математичне очікування зниження втрати ефективності 
функціонування через неідеальність технічної досконалості і надійності 
внаслідок застосування нових пристроїв реоейного захисту. 
 
Критерієм вибору оптимального значення величини Зр є 
 
Зр = min.                                                   (2.34) 
 
Критерій 2.34 використовують тоді, коли затрати на створення і 
обслуговування пристрою релейного захисту в одному числовому діапазоні з 
математичним очікуванням М[Е]. Тоді ж коли М[Е] значно перевищує 
зазначені затрати, тоді використовують М[Е] при функціонуванні пристрою 
релейного захисту. В такому виадку необхідно прагнути мінімізувати збитки, 
тобто М[Е] = min. 
Найчастіше при розрахунках надійності релейного захисту показник 
М[Е] визначається так 
 
k n n
M[E]= 1 +kвiq  
РЗii +kв  jqРЗj j ,
 Т0.ср i=1 j=1                       (2.35)
76 
 
 
де k , k , kвj  − вартісні коефіцієнти, які враховують вартість ненадійності 
1 вi
відповідно в режимах помилкових спрацьовувань, зайвих спрацьовувань і 
відмов в спрацьовуванні РЗ; q , qРЗj  − коефіцієнти неготовності релейного 
РЗi
захисту при виникненні короткого замикання поза зоною і в зоні захисту 
відповідно;  ,  j  − параметри потоків відповідних коротких замикань поза 
i
зоною і в зоні захисту відповідно; Т0.ср  − середнє напрацювання на відмову в 
режимі чергування. 
Ще один спеціальний показник надійності релейного захисту − 
безрозмірний комплексний показник надійності РЗ. Недоліком описаних 
вище показників є їх відносна нестабільність при різних випадках 
застосування [00]. 
Спроби деяких дослідників вирішити вказану проблему шляхом 
введення єдиної нормативної величини вартості ненадійності в повній мірі не 
дали позитивного результату ще й тепер. 
З метою зробити показник надійності релейного захисту більш 
«стійким», а значить в меншій мірі залежним від різних мінливих чинників, 
можна брати до уваги та використовувати на практиці безрозмірний 
комплексний показник надійності R, який обчислюється за виразом 
(знайдений на основі 2.35) 
 
k n n
R = 11 +kвiiqРЗi +kв  jjq .  
РЗj
Т0.ср i=1 j=1                               (2.36)
 
В дослідженні [51]  наведено ще один спрощений, фактично такий, що 
випливає з отриманий з 2.36 варіант безрозмірного показника надійності 
пристрою релейного захисту 
 
77 
 
F = q +  +Х .  
                                       (2.37)
 
де q  − середня ймовірність відмови при єдиній вимозі – неготовність 
спрацювання;   − середня ймовірність зайвих спрацювань при зовнішніх КЗ; 
  − середній параметр потоку хибних спрацювань РЗ;   − ваговий 
Х
коефіцієнт складової ненадійності неспрацювання при зовнішніх КЗ;   − 
теж, що і  , але без КЗ. 
 
Висновки по розділу 2 
1. Кількісні показники надійності електротехнічних пристроїв є 
чисельними характеристиками, які використовуються для оцінки ступеня 
надійності та частки безвідмовної роботи електротехнічного обладнання в 
т.ч. пристроїв і систем РЗА. 
2. Визначено, що за оцінки надійності пристроїв РЗА найчастіше 
приймаються такі  закони розподілу: експоненціальний, усічений 
нормальний, Релея, Гама, Вейбулла, логарифмічно-нормальний. 
3. У зв’язку з особливостями роботи і складністю вибору оптимального 
варіанту побудови РЗА не припиняються пошуки оптимізованих показників 
надійності спеціально для схем релейного захисту та автоматики.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
78 
 
РОЗДІЛ 3 
РОЗРОБКА ТА МОДЕРНІЗАЦІЯ АПАРАТНИХ ЗАСОБІВ РЗА ДЛЯ  
ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ ЇХ ФУНКЦІОНУВАННЯ 
 
3.1 Загальні підходи до підвищення надійності роботи релейного 
захисту та автоматики  
Надійна робота системи електропостачання значною мірою залежить 
від надійної роботи електрообладнання, пристроїв релейного захисту та 
автоматики. Важливо як правильно вибрати зазначене вище устаткування, 
так і належним чином підтримувати його надійність у процесі експлуатації, 
тобто повинні виконуватися організаційні заходи щодо його зберігання, 
ремонту та використання; профілактичне обслуговування з урахуванням 
характеристик зносу та старіння цього обладнання. Якщо воно має 
ремонтопридатність і заміна його зношених деталей здійснюється 
перевіреними і приробленими деталями, то в експлуатації можна забезпечити 
високу живучість обладнання, розрахованого на багаторазове використання. 
У процесі експлуатації важливе значення мають суб'єктивні чинники, 
тобто ступінь кваліфікації обслуговуючого персоналу та рівень організації 
експлуатації. Надійність, яка властива даному виробу, може бути і не 
реалізована через ці фактори. 
При виборі електрообладнання РЗА необхідно виходити з таких 
основних положень: електрообладнання повинно задовольняти умовам 
тривалої номінальної роботи, режиму навантаження (форсований режим), 
режиму можливих КЗ і перенапруг і відповідати умовам навколишнього 
середовища (відкрита або закрита установка, температура, задимленість, 
вологість та ін.) 
Одними з головних елементів у системі РЗА промислових підприємств 
є високовольтні вимикачі, від роботи яких залежить надійне та безпечне 
функціонування як окремих вузлів, так і всієї системи в цілому. Тому висока 
надійність визначає їх головне достоїнство, оскільки відмова вимикача веде 
79 
 
до розширення аварії і більш значних матеріальних втрат. При виборі типу 
вимикачів керуються такими вимогами: 
А) час відключення вимикача має бути найменшим, що дозволяє 
зменшити наслідки аварійного режиму, а також збільшити запас стійкості 
паралельної роботи підстанцій і, отже, пропускну спроможність ліній 
електропередачі; 
Б) габаритні розміри вимикача повинні бути мінімальними, що 
дозволяє зменшити розміри РУ і, отже, здешевити установку; 
В) комутаційний ресурс вимикача має бути найбільшим, що дозволяє 
спростити експлуатацію та скоротити витрати на ремонт. 
Також, при виборі вимикачів необхідно враховувати їх пожеже 
безпеку, відсутність викиду масла тощо. 
Станом на теперішній час найбільш надійними вимикачами 
вважаються вакуумні [26]. Їхні переваги такі: невеликі габарити, простота 
конструкції, відсутність стиснутого повітря або трансформаторного масла, 
вибухобезпечність, висока швидкодія − 0,05…0,075 с, висока швидкість 
відновлення дугогасного проміжку, безшумність роботи, відсутність викиду 
в атмосферу, герметизація дугогасного пристрою, значний комутаційний 
ресурс близько від  50 тисяч до 100 тисяч спрацьовувань при номінальних 
струмах і близько 100 спрацьовувань при відключенні короткого замикання, 
пожежобезпека, малі експлуатаційні витрати, великий термін служби, що 
складає близько 25 років, широкий діапазон температури навколишнього 
середовища, що становить від -70 ° С до +200 ° С, підвищена стійкість до 
ударних та вібраційних навантажень, а також зручність обслуговування тощо  
Між силовим вимикачем і роз'єднувачем повинні передбачатися 
механічне і електромагнітне блокування, що не допускають відключення 
роз'єднувача при включеному вимикачі, коли в ланцюзі протікає струм 
навантаження. 
Для менш відповідальних споживачів з метою зниження вартості РУ 6-
10 кВ підстанції замість силових вимикачів невеликої та середньої 
80 
 
потужностей застосовують вимикачі навантаження, здатні відключати робочі 
струми ліній, трансформаторів та інших приймачів електроенергії. Для 
відключення струмів КЗ, що перевищують допустимі значення для вимикачів 
навантаження, останні комплектуються кварцовими запобіжниками ПК. При 
експлуатації такого комплекту необхідно враховувати, що при кожному 
відключенні вимикача навантаження відбувається знос газогенеруючих 
дугогасних вкладишів, що обмежують кількість допустимих відключень КЗ. 
Широке застосування в системах електропостачання промислових 
підприємств знаходять вимірювальні трансформатори струму та напруги, які 
є основними джерелами інформації для пристроїв РЗА. 
Точна робота вимірювальних трансформаторів забезпечує надійне та 
швидке відключення ділянки з коротким замиканням та своєчасне 
повідомлення про недопустимі перевантаження електрообладнання. Від 
справності та точності роботи трансформатора струму залежать не тільки 
правильний та точний постійний облік електроенергії, що відпускається 
споживачам, а й безперебійність їхнього електропостачання, збереження 
самої електроустановки в аварійних режимах роботи до спрацювання 
релейного захисту. 
У Правилах улаштування електроустановок наведені вимоги до 
точності трансформаторів струму, яка в однаковій мірі важлива і необхідна 
як для традиційних електромеханічних та напівпровідникових аналогових 
реле, так і для цифрових реле в складі комп’ютерних терміналів РЗА, 
особливо при використанні цифрових струмових захистів із зворотно 
залежними часо-струмовими характеристиками. Це можна пояснити тим, що  
більшість пристроїв РЗ, зокрема і цифрові, отримують основну інформацію 
від традиційних електромагнітних трансформаторів струму. 
Якщо має місце сильне спотворення форми вторинного струму 
вимірювального трансформатора струму може статися відмова захисту через 
ненадійне замикання контактів деяких реле, наприклад це відноситься до 
широко розповсюдженого реле типу РТ-40. 
81 
 
Якщо говорити про надійність пристроїв релейного захисту, то 
розрізняють апаратну надійність та надійність функціонування. Апаратна 
надійність не залежить від характеристик об'єкта, на якому встановлено цей 
пристрій. Надійність функціонування пов'язана з виконанням функцій, які 
покладені на даний пристрій, і залежить від властивостей об'єкта, що 
захищається або автоматизується. На відміну від елементів систем 
електропостачання, відмови яких призводять до виведення їх з роботи, 
наслідком відмови пристроїв РЗ може бути хибне спрацьовування, або хибне 
неспрацьовування, коли воно необхідно. Така зайва дія може бути як у 
момент відмови пристрою релейного захисту − маємо хибне спрацьовування, 
так і при різного роду збуреннях в системі На такі збурення пристрій РЗ не 
повинен реагувати, тобто маємо неселективне спрацьовування. 
Надійність підстанцій як елемента системи електропостачання 
залежить від швидкості та безвідмовності дії пристроїв релейного захисту та 
автоматики повітряних ліній та трансформаторів. 
Під час роботи ЕЕС виникають короткочасні перехідні процеси, 
викликані змінами перетікань потужності, аварійними режимами, діями 
засобів протиаварійної автоматики тощо. Ці процеси можуть погано 
відбиватися на режимі роботи споживачів електроенергії, особливо 
промислових підприємств коли там є безперервний технологічний процес. 
Практичний досвід експлуатації ЕЕС показав, що значна частина 
автоматичних відключень повітряних ліній викликається нестійкими 
ушкодженнями, що самоусуваються. Пристрій автоматичного повторного 
вмикання (АПВ) дозволяє у більшості відключень відновити нормальну 
схему електропостачання. Також успішно може бути використано АПВ, 
якщо відключення лінії сталося через помилкову або неселективну роботу 
РЗ. 
Нестійкі пошкодження можуть виникати також на виводах 
трансформаторів, шинах підстанцій, шинних збірках та ін. 
Застосування пристроїв автоматичного повторного вмикання  
82 
 
живлячих кабельних ліній (КЛ) 6-10 кВ в системах електропостачання 
промислових підприємств не завжди доцільно, оскільки пошкодження в цих 
випадках, як правило, є стійкими. Дії автоматичного повторного вмикання  
при стійкому короткому замиканні на КЛ можуть спричинити подальший 
розвиток аварії та ще більші ушкодження. 
Далі, у табл. 3.1 наведено середні оцінки показників надійності 
основних видів пристроїв релейного захисту, дані взяті з джерела [40]. 
 
Таблиця 3.1 
Середні оцінки показників надійності релейного захисту  
Інтенсивність відмов , шт. на рік 
Тип пристрою  Неселек- Ймовірність відмови 
РЗА необхідних, хибних, -3
-3 -3 тивних, в спрацюванні, 10  
10  10  
10-3 
ДФЗ-2 1,3 10 19 2,4 
ПЗ-162, ПЗ-164, 
1,0 3,9 18 7,8 
ПЗ-164А 
ПЗ-158, ПВБ-158 0,77 6,8 27 5,9 
ПЗ-157, ПЗ-158, 
0,7 7,7 7,3 5,7 
ПЗ-159 
ПЗ-151, ПЗ-152, 
0,30 0,74 1,8 8,0 
ПЗ-153 
ДЗШ 0,16 4,2 11 29 
УРОВ 0,044 2,8 2,8 63 
ДЗТ 0,032 1,4 5,6 22 
Газовий захист 0,014 4,4 0,93 3,0 
МТЗ − 1,4 2,6 0,6 
АПВ 1,3 − − 7,2 
АВР 0,11 7,0 − 117 
 АЧР 0,18 1,7 2,5 1,6 
 
Успішна дія автоматичного повторного спрацювання має місце на ПЛ. 
В таких випадках електропостачання можна відновити за проміжок часу, 
83 
 
менше однієї секунди, а це, у свою чергу, дає змогу підвищити надійність 
електропостачання споживачів. 
Іншим досить ефективним засобом підвищення надійності 
електропостачання є відновлення живлення споживачів за допомогою 
автоматичного повторного вимкання, що відома пвд абревіатрою − АВР. В 
цьому випадку підключаються резервні джерела замість пошкоджених або 
помилково відключених. 
На промислових підприємствах різних галузей промисловості широко 
використовуються синхронні двигуни потужністю до 5000 кВт (наприклад, 
для приводу насосів, компресорів). Часто саме на них припадає близько 75 % 
всієї споживаної підприємством електроенергії. Короткочасне, на протязі 
0,15…0,2 с зниження напруги до рівня 0,6Uном призводить до випадання з 
синхронізму цих двигунів, зупинки компресорів і навіть розладу 
технологічного процесу. Успішна дія релейної автоматики АПВ і АВР у цих 
схемах не забезпечить безперебійність роботи. У таких випадках, з метою 
підвищення надійності системи електропостачання із синхронним 
навантаженням, застосовуються швидкодіючі АВР. 
Основними ж споживачами електроенергії на промислових 
підприємствах є асинхронні двигуни, які в силу специфіки своєї роботи 
негативно впливають на значення коефіцієнта реактивної потужності tg φ. 
Для підвищення коефіцієнта реактивної потужності tg φ застосовують різні 
способи компенсації реактивної потужності, в тому числі і за допомогою 
конденсаторних установок. Практичний досвід експлуатації показав, що 
доцільніше замінювати, де це можливо, асинхронні двигуни на синхронні, 
тому, що синхронний режимі перезбудження може працювати джерелом 
реактивної потужності і приводним двигуном одночасно. В такому випадку 
підвищується надійність систем електропостачання, оскільки замість 
асинхронного двигуна з конденсаторною установкою буде працювати тільки 
синхронний двигун сам по собі. Також, конденсаторні установки мають 
власні недоліки, що знижують надійність системи електропостачання, а саме: 
84 
 
генерована чи реактивна потужність істотно залежить від напруги, окремі 
конденсатори можуть виходити з ладу за наявності в мережі вищих 
гармонічних складових чи інтергармонік. Також вони мають недостатню 
міцність, особливо при коротких замиканнях і особливо при перенапругах. 
 
3.2 Вплив надійності комутаційних апаратів та пристроїв 
релейного захисту і автоматики на надійність ЕЕС в цілому 
З метою локалізації елемента, який відмовив, і забезпечення подачі 
живлення у вузол навантаження від резервного джерела повинно спрацювати 
електрообладнання РЗА, а також комутаційні апарати, на які впливає РЗА 
[27]. 
Розглянемо схему розподільчої установки (РУ), яка має дві секції шин, 
між якими встановлений секційний вимикач QB. Цей секційний вимикач 
оснащений пристроєм автоматичного вмикання резерву − АВР  
двосторонньої дії, як показано на рис. 3.1. 
 
 
 
Рис. 3.1. Схема АВР на забезпечення надійності електроспоживання: 
G1, G2 − джерела живлення; Q1…Q4 − вимикачі; QB − секційний вимикач;  
Л1, Л2 − живлячі лінії; Sн1, Sн2 − навантаження 
 
 У нормальному режимі кожна секція шин живиться від джерела 
живлення по своїй лінії, а секційний вимикач знаходиться у відключеному 
положенні. 
У разі пошкодження лінії Л1 релейний захист на вимикачі Q1 подає 
85 
 
команду на його відключення, вимикач Q1 відключає лінію Л1 від джерела 
живлення G1. Під дією релейного захисту вимикач Q3 відключає  лінію Л1 
від вузла навантаження. При зникненні напруги на секції з навантаженням 
Sн1 спрацьовує пристрій АВР, що включає вимикач QB. Після включення 
напруга від лінії Л2 через вимикач QB подається на шини для 
електропостачання навантаження Sн1. 
Фактично кількість операцій із забезпечення надійності у вузлі 
навантаження значно більше, ніж зазначено, оскільки в кожен комплект 
релейного захисту входить кілька реле різного призначення (реле струму, 
реле часу і т. д.). При цьому кожен елемент під час виконання відповідної 
операції може допустити відмову. Тоді надійність відновлення живлення у 
вузлі навантаження може бути не забезпечена. Тому при аналізі надійності 
систем електропостачання повинні враховуватися як елементи головних 
ланцюгів, а й ланцюгів РЗА, сигналізації, контролю параметрів системи 
електропостачання. 
 
3.3 Використання цифрових реле та терміналів релейного захисту 
як частини автоматизованої системи керування енергетичним об’єктом 
Цифрові реле релейного захисту є невід’ємною складовою частиною 
автоматизованих систем керування (АСК) технологічного процесу 
енергетичного об’єкту. Головними функціями АСК є відображення 
технологічного процесу у вигляді мнемосхем, у засобах сигналізацій та 
сповіщень про аварійні ситуації і т.п. Крім того АСК здійснюють ведення 
звітів та забезпечення зв'язку оператора з керованим ним процесом тощо. 
Очевидним є те, що АСК є системами реального часу і в теперішній час 
будуються на основі персональних та спеціалізованих комп’ютерних 
пристроїв, за допомогою яких забезпечується зв'язок з джерелом інформації, 
а також обробка одержуваної інформації та подання її у зручному вигляді для 
диспетчерського відділу. 
З позицій АСК цифрові пристрої релейного захисту є тобто 
86 
 
терміналами. Саме тому інколи цифрові пристрої релейного захисту  
називають релейними терміналами. 
Програмне забезпечення для АСК безперервно вдосконалюється. 
Алгоритмічне та програмне забезпечення АСК пишеться на основі готових 
бібліотечних функцій з використанням простих мов програмування. Так, 
наприклад, створення робочого вікна (екранного терміналу) на екрані 
персонального компʼютера, див. рис. 3.2. включає кілька кроків: 
− створення статичного зображення робочого вікна; 
− формуання динамічних об'єктів робочого вікна; 
− обробка інформації, а саме: формування звітів, побудова графічних 
відображень зміни параметра процесу в часі тощо. 
 
  
 
Рис. 3.2. Приклад виведення інформації на екранний термінал 
 
Розглянемо цей процес більш докладно. Статичне зображення робочого 
вікна включає фон або ще як називають − мнемосхему об'єкта, постійні 
(статичны) написи і т. п. Для створення статичного зображення, як правило, 
використовуються зовнішні графічні редактори, а готове зображення потім 
передається в загальний програмний пакет. 
Динамічні об'єкти створюються за допомогою спеціалізованого 
87 
 
графічного редактора, також побудованого на основі використання 
бібліотечного принципу. Зовнішній вигляд динамічних об'єктів може 
змінюватися в залежності від фактичного стану об'єкта, що відображається. 
Наприклад, у полі вимикача формується зображення замкнутого чи 
розімкнутого контакту. Динамічні об'єктам присвоюються логічні імена, під 
якими вони фігурують в алгоритмі управління. При використанні типових 
програмних пакетів проектувальник АСК шляхом відповідей на питання 
персонального компʼютера здійснює прив'язку логічних імен динамічних 
об'єктів до конкретних первинних пристроїв введення-виведення інформації 
таких, як реле, термінали тощо. 
Для опису алгоритмів управління застосовуються або спеціалізовані 
мови з використанням бібліотеки типових логічних функцій таких, як І, АБО 
і подібних, або ж прості мови високого рівня, наприклад, BASIC. 
Зазвичай бібліотеки програмного забезпечення для АСК містять 
типовий набір функцій для реалізації: органів управління (вимикачів, 
роз'єднувачів тощо); екранних елементів для відображення параметрів 
процесу (у вигляді цифрових або аналогових індикаторів та табло); 
можливості створення та ведення архівів подій та аварій, а також 
відстеження параметрів процесу з вибіркою значень через задані проміжки 
часу; подання інформації в зручному для оператора вигляді, наприклад, 
гістограмами або тимчасовими графіками; засобів захисту від 
несанкціонованого доступу до системи з використанням паролів тощо. 
Для підключення до мережі мікропроцесорні реле об'єднуються за 
допомогою екранованої витої пари або оптоволоконного кабелю в групи до 
52-х і під'єднуються до порту комп'ютера робочої станції або шлюзу через 
пристрій конвертора протоколу. Далі всі мікропроцесорні (реле) чи цифрові 
пристрої промислового підприємства можуть бути об'єднані в глобальну 
обчислювальну мережу з перекладом традиційних функцій телемеханіки на 
мову обчислювальної техніки. Таким чином, всі виміряні значення та 
зафіксовані сигнали можуть бути спрямовані на відповідний рівень 
88 
 
управління, видані на монітор оперативного персоналу для відображення або 
збережені в архіві на цифрових запам’ятовуючих носіях. Дистанційне 
управління комутаційними апаратами здійснюється оперативним персоналом 
також по обчислювальній мережі шляхом управління спрацьовуванням 
відповідних вихідних реле мікропроцесорних пристроїв. Також дистанційно 
персоналом служби релейного захисту та автоматики може бути зроблено 
зміну уставок захистів, а також переключення з однієї їх групи на іншу. Те чи 
інше дистанційне управління захищається паролем відповідного рівня 
доступу. 
Отже, цифрові реле дозволяють створювати локальні (на одному 
об'єкті) або глобальні (на підприємстві) автоматизовані системи управління 
електричними мережами. 
Далі сформулюємо основні підходи стосовно технічного 
обслуговування цифрових реле. Всі види технічного обслуговування, 
перевірки та періодичність їх проведення регламентуються правилами 
технічного обслуговування пристроїв релейного захисту та автоматики. 
Вимоги до технічного обслуговування конкретного пристрою релейного 
захисту та автоматики визначаються його виробником та включаються до 
технічного завдання, технічних умов та інструкції з експлуатації. Як правило, 
підготовка цифрового пристрою релейного захисту та автоматики до роботи 
передбачає зовнішній огляд, перевірку опору ізоляції, встановлення та 
перевірку уставок, тестову перевірку відповідно до технічного 
обслуговування. Виробляється ранжування реле, тобто створення 
внутрішньої схеми: призначення входів, вихідних реле, світлодіодів, 
введення або виведення окремих ступенів захисту.  
Однак цифрові пристрої захисту більш інформативні і суттєво 
відрізняються за конструктивним виконанням від їх аналогових 
попередників. Так, висока щільність монтажу, використання багатошарових 
друкованих плат, відсутність принципових схем та повної інформації з 
алгоритмів функціонування вузлів робить цифрові пристрої захисту 
89 
 
ремонтно-придатними лише до рівня окремих конструктивних модулів. 
Вбудовані системи самодіагностики та контролю, як правило, виводять на 
дисплей код несправності, що спрощує пошук пошкодженого вузла. Однак 
навіть найдосконаліші принципи не можуть забезпечити 100%-й 
самоконтроль. Тому мікропроцесорні пристрої також повинні піддаватися 
технічному обслуговуванню за участю персоналу. 
Завдяки високій інформативності цифрових пристроїв релейного 
захисту та автоматики їх несправність і несправності в ланцюгах 
вимірювальних трансформаторів, приводів вимикачів можуть бути виявлені 
непрямими способами. Так, практично всі цифрові пристрої можуть надати 
інформацію про контрольовані величини, вхідні і вихідні сигнали 
управління. Аналізуючи ці дані, можна своєчасно виявити обриви у вхідних 
та вихідних ланцюгах. За інформацією, що запам'ятовується в аварійних 
режимах (чисельні значення струмів КЗ, час запуску тих чи інших 
вимірювальних органів тощо), можна переконатися у правильному 
узгодженні уставок як цього пристрою РЗА, і захисту суміжних ділянок. Ще 
більші можливості для такого аналізу відкриваються при включенні 
пристроїв РЗА в АСУ ТП, коли вся необхідна інформація може бути 
отримана оперативно з різних джерел. 
Традиційний спосіб перевірки пристрою РЗА шляхом подачі зовнішніх 
сигналів від пристрою перевірки з контролем основних параметрів релейних 
органів (порога спрацьовування, коефіцієнта повернення, часу 
спрацьовування і т. д.) також спрощується, якщо цей пристрій 
мікропроцесорний. По-перше, мале споживання ланцюгах струму і напруги 
дозволяє автоматизувати процес перевірки, використовуючи 
мікропроцесорні пристрої для перевірки пристроїв релейного захисту та 
автоматики. Дане обладнання зводить до мінімуму участь людини у 
проведенні перевірки та оформленні звітності, а збереження результатів 
перевірки у вигляді файлів дозволяє легко зіставляти результати перевірок, 
проведених у різний час. Уставки цифрових реле легко можуть бути 
90 
 
отримані через персональні комп’ютери і за необхідності оформлені у 
вигляді документа. У той же час слід мати на увазі, що пристрій може бути 
повністю перевірений за допомогою звичайних перевірочних пристроїв. 
При роботі з мікропроцесорними пристроями релейного захисту слід 
вживати всіх заходів, що унеможливлюють пошкодження електронних 
компонентів статичною електрикою. При ремонті апаратура повинна 
розташовуватися на заземленому струмопровідному столі. Тіло працюючого 
повинно мати потенціал столу, що зазвичай забезпечується за допомогою 
заземленого кільця або браслета. Такі заходи захисту обумовлені тим, що 
електричний заряд, що знаходиться на тілі людини, здатний руйнувати 
напівпровідникові структури, причому статична електрика може і не 
викликати вихід виробу з ладу відразу ж, але схиляє цей виріб до відмови в 
майбутньому. 
При обслуговуванні мікропроцесорних пристроїв ні в якому разі не 
слід розстиковувати і з'єднувати роз'ємні з'єднання блоків пристрою, коли 
воно знаходиться під напругою. Це обумовлюється не стільки міркуваннями 
техніки безпеки, а вельми високою ймовірністю виходу інтегральних 
мікросхем при недотриманні черговості підключення зовнішніх ланцюгів. 
Загальне правило таке: на мікросхему має бути подано спочатку напруга 
живлення і тільки потім − вхідні сигнали. У момент розстикування та 
стикування роз'ємів ця умова часто не виконується, що і призводить до 
пошкоджень обладнання. 
Всі мікропроцесорні реле оснащені інтерфейсом RS485 для організації 
дистанційного зв'язку тобото підключення до комп'ютерної мережі 
віддаленої передачі інформації. Інтерфейс RS485 відноситься до послідовних 
інтерфейсів обміну цифрових реле. В послідовних інтерфейсах для передачі 
даних використовується єдиний інформаційний ланцюг. По такому ланцюзі 
послідовно один за одним передаються інформація побітно. В деяких 
випадках використовується гальванічна розв'язка зовнішніх сигналів від 
загального проводу схеми інтерфейсу. За рахунок цього можна з'єднувати 
91 
 
пристрої, які мають різні потенціали відносно землі. При використанні 
послідовного інтерфейсу можливі два різні способи передачі даних, а саме: 
асинхронний, синхронний. У пристроях релейного захисту та автоматики 
найчастіше використовується асинхронний режим. 
Асинхронний режим при передачі даних потребує використання 
найменшої фізичної кількості ліній в каналі зв'язку, як показано на рис. 3.3. 
 
Рис. 3.3. Структурна організація типового послідовного інтерфейсу 
 
 Кожному байту передує старт-біт, поява якого сигналізує приймачу про 
початок посилки. Завершує інформаційну посилку стоп-біт, який забезпечує 
паузу між посилками. Детально процедура обміну розкрита в [13, 17]. 
Передача цифрової інформації між окремими пристроями релейного 
захисту та автоматики, найчастіше, здійснюється послідовним способом 
передачі даних. Така лінія заснована на застосуванні витої пари провідників, 
коаксіального кабелю, або оптичного світловоду. Залежно від довжини лінії, 
дані які передаються можуть багаторазово перепідсилюватися для 
відновлення амплітуди і часових характеристик. 
В сенсі фізичних способів передачі інформації, інтерфейси 
послідовного зв'язку можна розділити на потенціальні й струмові. 
Більш детально про інтерфейс зв’язку RS485, який застосовується для 
обміну між пристроями РЗА, то можна сказати наступне: 
− максимальна довжина кабелю зв'язку − 1200 м, якщо з 
ретрансляторами то можна значно більш віддалено; 
92 
 
− режим роботи − дуплексний або напівдуплексний «загальна шина» 
(один комп'ютер з RS-232C через конвертор RS-232/ RS-485 може 
підтримувати обмін інформацією з 32 пристроями РЗА, з'єднаними 
паралельно по лінії зв'язку); 
− логічний «0» відповідає рівню 0В напруги; логічна «1» від +4В до 
+5В; 
− швидкість обміну даними досягає 10 Мбіт/с; 
− наявна гальванічна розв'язка; 
− фізична лінія зв'язку − з дротів, а саме три екрановані дроти в режимі 
напівдуплексу. 
Переважна кількість сучасних цифрових реле та інтерфейсів 
використовує інтерфейс RS-485, який розміщений на задній панелі і носить 
назву системний порт. Такий порт використовується в двох випадках: 1) для 
підключення комп'ютеру з налагоджувальною програмою, 2) порт зв'язку з 
верхнім рівнем автоматизованої системи керування. 
Проведений аналіз дав змогу виявити такий недолік інтерфейсу RS-485, 
а саме, оскільки інтерфейси комп'ютеру й пристрою релейного захисту 
відрізняються, то потрібні конвертори інтерфейсів. 
Проведений аналіз дав змогу виявити такі переваги інтерфейсу RS-485:  
− досить велика максимально можлива довжина лінії зв'язку; 
− висока швидкість обміну; 
− наявність гальванічної розв'язки; 
− так званий режим роботи − «загальна шина», тобто можливість 
підключення на один порт комп'ютеру до 32-х пристроїв релейного захисту 
та автоматики; 
− простота реалізації й відносна дешевизна лінії зв'язку. 
На рис. 3.4 показано приклад організації послідовного зв'язку для 
підстанції 3−110 кВ на основі застосування послідовного інтерфейсу RS-
485[19]. 
93 
 
 
Рис. 3.4. Приклад організації послідовного  типового послідовного зв'язку для 
підстанції 3−110 кВ на основі застосування послідовного інтерфейсу RS-485 
 
Сфера застосування інтерфейсу простягається від підключення 
комп'ютера з налагоджувальною програмою,а також як порт зв'язку з верхнім 
рівнем автоматизованої системи керування енергетичним об’єктом. Також 
слід відмітити, що кабельна система зв'язку з автоматизованою системою 
керування порівняно дешева та проста в монтажі. 
В багатьох випадках для цифрових реле та терміналів із інтерфейсом 
RS-485, які використовуються на високовольтних підстанціях на напругу 
220−750 кВ і які віддалені від РУ високої напруги застосовують паралельний 
принцип побудови збору та управління, але без використання оптоволокна. 
На рис. 3.5 показано приклад організації такої системи. 
На відміну від попереднього прикладу (рис. 3.4) використовується вже 
асинхронний сервер з послідовними портами RS-485, до яких за допомогою 
екранованої витої пари за схемою зірка підключаються цифровий термінал. 
Перевагою є те, що конвертори в цьому випадку не використовуються.  
 
94 
 
                    
 
Рис. 3.5. Приклад побудови паралельного  дротового зв'язку для підстанції 220−750 
кВ на основі застосування послідовного інтерфейсу RS-485 
 
Особливості підходу представленого на рис. 3.5. такі: при збереженні переваг 
паралельного опитування апаратна частина системи стає набагато дешевшою 
через відсутність конверторів і оптоволоконних кабелів. 
 
3.4 Обґрунтування доцільності застосування послідовного 
інтерфейсу на основі оптоволоконного каналу зв’язку 
Оптоволокно з’явилося в другій половині минулого століття. 
Найбільша дальність зʼязку за допомогою оптоволокна становить до 120 км. 
 Функціональна схема апаратного забезпечення каналу зв’язку на 
основі оптоволокна представлено на рис. 3.6.  
З передавальної сторони на випромінювач світла, яким є світлодіод або 
напівпровідниковий лазер, поступає електричний сигнал, який потрібно 
передати по лінії зв'язку. Цей сигнал модулює оптичне випромінювання 
джерела світлодіода чи лазера, далі електричний сигнал перетворюється в 
оптичний. Корисна інформація кодується шляхом зміни інтенсивності світла. 
95 
 
 
 
Рис. 3.6. Функціональна схема апаратного забезпечення каналу зв’язку 
на основі оптоволокна 
 
Як правило використовується довжиною хвилі світлового 
випромінювання 800 нм, це є інфрачервона область невидимого спектру. На 
стороні приймача сигнал з оптичного волокна подається на фотодетектор. У 
сучасних волоконно-оптичних системах як фотодетектор застосовуються 
лавинні фотодіоди з швидкодією в кілька наносекунд. Вони мають 
чутливістю 1000 фотонів/с. 
Структурна схема процесу передачі інформації зображена на рис. 3.7. 
 
 
 
Рис. 3.7. Структурна схема процесу передачі інформації в волоконно оптичному 
каналі зв’язку 
 
На рис. 3.8 представлено структурну схему передавача оптичного 
сигналу. 
 
96 
 
 
 
 
Рис. 3.7. Структурна схема передавача оптичного сигналу 
 
Перетворювач коду (ПК) посилає сигнал на модулятор. Схема 
оптичного модулятора побудована у вигляді передавального оптичного 
модуля (ПОМ). В цьому модулі, крім модулятора є схеми стабілізації 
потужності й частоти випромінювання напівпровідникового лазеру чи 
світлодіоду. Потім промодульований сигнал через диференціальний 
підсилювач ПС-1 надходить на модулятор з випромінювачем (МОД). Далі 
сигнал випромінюється в основне волокно. Для контролю потужності 
передавача використовується фотодіод (ФД), на який через допоміжне 
волокно ОВ-2 подається частина оптичного сигналу, що передається. Завдяки 
введенню негативного зворотного зв’язку забезпечується стабілізація робочої 
точки випромінювача. При підвищенні температури енергетична 
характеристика лазерного діоду Для зменшення температурної залежності 
характеристик оптичного передавача використовується схема 
термостабілізації (СТС). Схема СТС підтримує потужність випромінювання 
постійною при неминучих змінах температури.  
На рис. 3.9 представлено структурну схему приймача оптичного 
сигналу. 
 
 
97 
 
 
 
Рис. 3.8. Структурна схема приймача оптичного сигналу 
 
Приймальний пристрій на вході містить фотодетектор (ФД). 
Фотодетектор призначено для перетворення оптичного сигналу в 
електричний. Далі сигнал подається на малошумний підсилювач (ПС), який 
необхідний для підсилення отриманого слабкого електричного сигналу до 
номінального рівня. Далі підсилений сигнал через фільтр (Ф), що забезпечує 
оптимальний прийом, надходить до пристрою лінійної корекції (ЛК). У 
цьому пристрої компенсуються частотні спотворення електричного ланцюга 
на стику фотодіода й першого транзистора підсилювача. Потім сигнал 
надходить на вхід вирішального пристрою (РП), де приймається рішення про 
прийнятий символ. На виході оптичного приймача є перетворювач коду 
(ПК), що перетворить код лінійний у стиковий код, який далі подається на 
обробку до логічної частини цифрового реле РЗА. 
Після проведеного аналізу, можна зробити висновок, що найбільш 
оптимальним каналом передачі інформаціє для цифрових терміналів РЗА у 
складі АСК може бути рекомендовано використання саме оптоволоконної 
лінії передавання інформації. 
Перевагами послідовного оптоволоконного інтерфейсу є: висока 
швидкість передачі даних − до 10 Гбіт/с; великій відстані передавання − до 
120 км; нечутливий до інтерференції; оптичний кабель не має 
електропровідності і індуктивності, тобто кабелі не піддаються 
електромагнітним завадам, немає гальванічного (провідного) звʼязку між 
передавальною та приймальною стороною, тому забезпечується висока 
електромагнітна сумісність, в оптичній системі, передавальна та приймальна 
98 
 
сторони, електрично повністю ізольовані один від одного, і зникає багато 
проблем, пов'язаних із заземленням і зняттям потенціалів, які характерні для 
з'єднання електричних кабелів тощо; у порівнянні з коаксіальними кабелями, 
у яких швидкість і втрати істотно залежать від частоти, дисперсія (залежність 
фазової швидкості хвилі від частоти) оптоволокна незначна, отже значно 
менше розширення (спотворення) імпульсів при передачі; висока безпека при 
експлуатації. Виключається винос електричного потенціалу з 
електроустановки; неможливе загоряння кабелю через КЗ тощо; не 
використовується дефіцитна мідь; високі експлуатаційні характеристики: 
малий радіус згину, невисокі масо-габаритні показники, некритичність до 
умов прокладки, можна здійснювати прокладку поруч із силовими 
електричними кабелями. 
Проте для оптоволоконних каналів властивий також і ряд недоліків: 
необхідні оптичні з'єднувачі з малими оптичними втратами і значним 
механічним ресурсом, точність виготовлення таких елементів лінії зв'язку 
повинна відповідати довжині хвилі випромінювання, тобто похибки повинні 
відповідати частці мікрона, через це виробництво компонентів оптичних 
ліній зв'язку дуже дороге й для монтажу потрібна висока кваліфікація 
персоналу; для монтажу оптичних волокон потрібно прецизійне, а тому 
дороге технологічне устаткування; як наслідок, при аварії (обриві) оптичного 
кабелю, витрати на відновлення вищі, ніж при роботі з мідними кабелями. 
 
3.5 Оптимальна схема підключення цифрового терміналу РЗА із 
оптоволоконним послідовним інтерфейсом 
Цифрові термінали РЗА у складі АСК на основі оптоволоконного 
послідовного інтерфейсу можуть бути запропоновані як найбільш оптимальні 
на енергообʼєктах з напругою 220 кВ і вище. Безпосереднє з'єднання з 
комп'ютером неможливе. Крім того для більшості оптоволоконних пристроїв 
неможливе з'єднання кабельною системою для послідовного зняття 
інформації, оскільки більша частина цифрових реле має один оптичний порт, 
99 
 
цифрові реле з двома оптопортами застосовуються нечасто, оскільки 
виникають додаткові затримки в передачі інформаційного сигналу із-за  
затримок на ретрансляцію. Тому доцільно на практиці використовувати 
перетворення сигналу з послідовного інтерфейсу типу RS-485 в 
оптоволоконний інтерфейс та подальшою передачею сигналу по 
оптоволоконному каналу. Більш вигідним бачиться структура коли 
використовується інтерфейс RS-485 на основі застосування екранованої витої 
пари з подальшим перетворенням в оптичний сигнал за допомогою 
конвертора RS-485/FO безпосередньо в шаф цифрового терміналу РЗА у 
складі АСК з різними варіантами опитування, як показано на рис. 3.9. 
 
 
 
Рис. 3.10. Приклад побудови оптимальної кабельно-оптичної мережі для 
підключення пристроїв, що мають оптоволоконний інтерфейс. I − паралельне 
опитування (дорожчий варіант); II − паралельне опитування (дешевший варіант); III 
− послідовне опитування. 
 
 
 
100 
 
 Висновки по розділу 3 
1. Одними з головних елементів у системі РЗА промислових 
підприємств є високовольтні вимикачі, від роботи яких залежить надійне та 
безпечне функціонування як окремих вузлів, так і всієї системи в цілому.. 
2. Вимірювальні трансформатори струму та напруги, є основними 
джерелами інформації для пристроїв РЗА, тому для забезпечення загальної 
надійності пристроїв РЗА в першу чергу необхідно забезпечувати високу 
надійність таких трансформаторів. 
3. Надійність пристроїв релейного захисту поділяється на апаратну 
надійність та надійність функціонування. 
4. Цифрові реле та термінали РЗА є невід’ємною складовою частиною 
АСК технологічного процесу енергетичного об’єкту. 
5. Мікропроцесорні реле та термінали доцільно оснащувати 
інтерфейсом RS485 послідовного типу для організації дистанційного зв'язку 
для віддаленої передачі інформації.  
6. Обґрунтовано ефективність та доцільність застосування 
послідовного інтерфейсу на основі оптоволоконного каналу зв’язку. 
7. На основі проведеного аналізу створені рекомендації по доцільності 
подальшого розвитку оптимальної структури підключення цифрового 
терміналу РЗА із оптоволоконним послідовним інтерфейсом. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
101 
 
ВИСНОВКИ 
В магістерській роботі проведене дослідження, були обґрунтовані та 
отримали подальший розвиток методи та засоби підвищення надійності 
релейного захисту та автоматики електроенергетичних систем. 
Також були розглянуті питання по вибору найбільш ефективних шляхів 
розвитку інтелектуальних засобів РЗА для підвищення надійності. У тому 
числі отримані наступні результати: 
1. Проведений аналіз показав, що назріла нагальна необхідність 
широкого впровадження та подальшого розвитку повноцінної інформаційно-
аналітичної інтелектуалізованої системи в електроенергетику України. 
Важливою частиною такої проблеми є інформатизація та інтелектуалізація 
пристроїв та систем РЗА. 
2. Подальшого розвитку потребує концепція Smart Grid, яка є логічним 
наслідком еволюційного розвитку енергетичної техніки і технологій у 
інформаційному типі суспільного виробництва, що нині формується. 
3. Показано, що в якості кількісних оцінок надійності пристроїв РЗА 
доцільно приймати наступні закони розподілу: експоненціальний, усічений 
нормальний, Релея, Гама, Вейбулла, логарифмічно-нормальний. 
4. Показано, що у зв’язку з особливостями роботи і складністю вибору 
оптимального варіанту побудови РЗА потрібний подальший розвиток  
оптимізованих показників надійності спеціалізованих до засобів релейного 
захисту та автоматики.
 
5. Було показано, що мікропроцесорні реле та термінали найбільш 
доцільно оснащувати інтерфейсом RS485 послідовного типу для організації 
дистанційного зв'язку для віддаленої передачі інформації.  
6. Обґрунтовано ефективність та доцільність застосування 
послідовного інтерфейсу на основі оптоволоконного каналу зв’язку. 
7. На основі проведеного аналізу створені рекомендації по доцільності 
подальшого розвитку оптимальної структури підключення цифрового 
терміналу РЗА із оптоволоконним послідовним інтерфейсом. 
102 
 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Кідиба В.П. Релейний захист електроенергетичних систем: 
Підручник. – Львів: Вид-во НУ «Львівська політехніка», 2013. – 533 с. 
2.  Яндульський, О. С. Релейний захист. Цифрові пристрої релейного 
захисту, автоматики та управління електроенергетичних систем 
[Електронний ресурс]: навчальний посібник / О. С. Яндульський, О. О. 
Дмитренко; НТУУ «КПІ», 2016. – 103 с. 
3. Релейний захист і автоматика: Навч. посібник / С. В. Панченко, В. 
С. Блиндюк, В. М. Баженов та ін.; за ред. В. М. Баженова. – Харків: 
УкрДУЗТ, 2020. – Ч. 1. – 250 с., рис. 41, табл. 20. ISBN 
4. Релейний захист і автоматика: Навч. посібник / С. В. Панченко, В. 
С. Блиндюк, В. М. Баженов та ін.; за ред. В. М. Баженова. – Харків: 
УкрДУЗТ, 2020. – Ч. 2. – 276 с., рис. 48, табл. 19. ISBN 
5. Релейний захист розподільних мереж / В. М. Лагутін, В. В. Тептя, 
В. А. Видмиш. – Вінниця : ВНТУ, 2017. – 70 с. 
6. Правила улаштування електроустановок. Харків: Видавництво 
«Форт», 2017. 760 с. 
7. Баженов В. М., Одєгов М. М. Сучасні технології та методи 
побудови систем релейного захисту і автоматики в електроенергетиці. URL: 
web.kpi.kharkov.ua/avkib/uk/metodichne - zabezpechennya/. 
8. Баженов В. М. Швидке вимкнення пошкоджень в розподільних 
мережах. Вісник Харківського національного технічного університету 
сільського господарства імені Петра Василенка. Технічні науки. Вип. 153 
«Проблеми енергозабезпечення та енергозбереження в АПК України». 
Харків: ХНТУСГ, 2014. С. 22-24. 
9. Баженов В. Н., Кулешов В. С., Кулешова К. В. Запобіжні та 
післядіючі функції для релейного захисту. Вісник Харківського національного 
технічного університету сільського господарства імені Петра Василенка. 
103 
 
Технічні науки. Вип. 186 «Проблеми енергозабезпечення та 
енергозбереження в АПК України». Харків : ХНТУСГ, 2017. С. 23-25. 
10. Баженов В. Н. Релейний захист елементів електричної мережі з 
напругою 110 . . . 0,4 кВ: посіб. для практик. розрахунків. Харків: Планета-
Прінт, 2017. 96 с. 
11. Кідиба В. П., Шелепетень Т. М. Захист ліній електро- пересилання. 
Львів: Вид. Нац. ун-ту «Львівська політехніка», 2004. 185 с. 
12. Розрахунок релейного захисту та систем автоматики в 
електроенергетиці / В. Н. Баженов, Є. І. Сокіл, О. Г. Гриб та ін. Харків: ФОП 
Панов В.М., 2017. 412 с. 
13. Баженов В. Н., Ехсоні Субхон. Мікропроцесорний захист 
розподільчої мережі 10-35 кВ: Тези доповідей ХХІІІ Міжнар. наук.-практ. 
конф. Ч. 2 (20-22 травня 2015 р., Харків) / за ред. Е. I. Сокола. Харків: НТУ 
«ХПІ», 2015. С. 162-163. 
14. Сабадаш І. О. Новітні мікропроцесорні технології в експлуатації 
мереж 6-35 кВ. Электрические сети и системы. 2011. № 6. С. 35-40. 
15. Баженов В. М., Кулешова К. В. До питання про ефективність 
струмової відсічки в розподільних електричних мережах. Вісник Харківського 
національного технічного університету сільського господарства імені 
Петра Василенка. Технічні науки. Вип. 175 «Проблеми енергозабезпечення 
та енергозбереження в АПК України». Харків: ХНТУСГ, 2016. С. 33-35. 
16. Баженов В. М., Одегов М. М. Швидкодіючий релейний захист 
вузлових схем живлення розподільних мереж. Збірник наукових праць 
Українського дер.жавного університету залізничного транспорту. Харків: 
УкрДУЗТ, 2015. Вип. 153. С. 73-79. 
17. ПМ РЗА «Діамант» Релейний захист та протиаварійна автоматика. 
URL : http://hartron-inkor.com. 
18. Кідиба В. П., Шелепетень Т. М. Захист трансформаторів та 
автотрансформаторів. Львів: Вид. нац. ун-ту «Львівська політехніка», 2004. 
104 
 
180 с. 
19. Баженов В. Н., Беліченко Т. П. Застосування мікроЕОМ для 
вирішення завдань захисту електропостачання: навч. посіб. Харків: УЗПІ, 
1985. 90 с. 
20. Баженов В. Н. Сучасні системи релейного захисту та автоматики 
тягових підстанцій.Збірник наукових праць. Харків: НТУ «ХПІ», 2011. № 41. 
С.8-14. 
21. Баженов В. Н., Ехсоні Субхон. Умови функціонування 
дистанційного захисту вузлової схеми живлення розподільчої мережі. Вісник 
НТУ «ХПІ». Серія: Енергетика: надійність та енергоефективність. Харків: 
НТУ «ХПІ», 2015. № 12. С. 6-8. 
22. Баженов В. Н. Проектування релейного захисту електроустановок 
енергоблоку електричних станцій: посіб. на курс. проект. Харків: НТУ "ХПІ", 
2017. 84 с. 
23. Шелепетень Т. М. Захисна автоматика електричних мереж: навч. 
посіб. для студ. спец. 7.090602 та 8.090602 «Електричні системи та мережі» 
усіх форм навчання. Львів, 2002. 157 с. 
24. Баженов В. Н. Аналіз роботи релейного захисту та автоматики для 
післяаварійного відновлення схеми електропостачання. Вісник Національного 
політехнічного університету «ХПІ»: зб. наук. праць. Серія: Енергетика: 
Надійність та енергоефективність. Харків: НТУ «ХПІ», 2013. № 17(990). С. 
18-25. 
25. Релейний захист та автоматика енергетичних систем / В. Н. 
Баженов, К. В. Ушаповський, О. Г. Гриб та ін. Харків: «Друкарня Мадрид», 
2015. 340 с.Alstom. URL: http://www.alstom.com - 2014 р. 
26. АВВ. URL: http://www.abb.com − 2016 р. 
27. Siemens. URL: http://www.downloads.siemens.com − 2016 р. 
28. Баженов В. М., Одєгов М. М. Сучасні технології та методи 
побудови систем релейного захисту і автоматики в електроенергетиці. URL: 
105 
 
web.kpi.kharkov.ua/avkib/uk/metodichne- zabezpechennya. 
29. Баженов В. М., Одєгов М. М. Релейний захист. Комплексні 
контрольні тести: навч.-метод. посібник для підготовки до комп’ютерного 
тестування. Харків: Планета − Принт, 2018. 100 с. 
30. ENTSO-E System adequacy forecast 2010-2015, 2010. 
31. ENTSO-E System adequacy forecast 2010-2025, 2010. 
32. ENTSO-E Ten-year network development plan, 2010-2020, 2010. 
33. French electricity report, RTE, 2009. 
34. Generation adequacy report 2010-2016, EirGrid, 2009. 
35. Generation adequacy report on the electricity supply-demand balance in 
France, RTE, 2009. 
36. Grid 25, EirGrid, 2009. 
37. Grid disturbance and fault statistics report, Nordel, 2007. 
38. Grid master plan, Nordel, 2008. 
39. Migliavacca G., L’Abbate A., Losa I. and oth. Prospects for transmission 
planning in Europe toward a sustainable energy future: the REALISEGRID project 
// CIGRE 43-th Session, pub. C1-105, Paris, 2010. 
40. Pignon V., Hermon F., Cepeda-Forero I.M. and oth. Investment criteria 
for generation capacity and interconnections in regional electricity market // 6-th 
int. conf. on Applied Infrastructure Research, Berlin, 2007. 
41. Security and Quality of Supply Standard, National Electricity 
Transmission System, 2009. 
42. Security of supply monitoring report 2008-2024, Tennet, 2009. 
43. Seven year statement 2009, National grid, 2010. 
44. Technical results - French electricity supply industry, RTE, 2007. 
45. Transmission Development Plan 2008-2012, EirGrid, 2009. 
46. Transmission Forecast Statement 2010-2016, EirGrid, 2009. 
47. Transmission System Performance Report, EirGrid, 2009. 
48. UCTE Statistical yearbook, 2008. 
106 
 
49. UCTE System adequacy methodology, 2009. 
50. Uhlen K. Cirio D., Haarla L. and oth. IEA ENARD: International 
collaboration on development in transmission systems R&D // CI- GRE 43-th 
Session, pub. C4-305, Paris, 2010. 
51. Zhang Xiao-Ping, Rehtanz Ch., Pal B. Flexible AC Transmission 
Systems: Modelling and Control. - Springer, 2006. 
52. Hewitson Leslie, Brown Mark, Balakrishnan Ramesh. Practical Power 
Systems Protection. Oxford; Burlington, MA: Newnes, 2005. 289 p. 
53. Preve C. Protection of electrical networks. GB: Antony Rowe Ltd, 
Chippenham, Wiltshire, 2006. 508 р. 
54. Protective Relaying: Principles and Applications J. Lewis Blackburn and 
Thomas J. Domin, 2014. 482 p. 
55. Ramesh Bansal. Power system protection in smart grid environments: 
taylor & francis, 2018. 624 р. 
56. Barsali S., Ceraolo M., Pelacchi P. Control techniques of Dispersed 
Generators to improve the continuity of electricity supply. IEEE, 2002. Vol. 2. P. 
789-794. 
57. Smart Power Crids − Talking about a Revolution. IEEE Emerging 
Technology Portal. 2009. 356 p. 
58. Gurevich V. Electronic Devices on Discrete Components for Industrial 
and Power Engineering. CRC Press (Taylor & Francis Groop), Boca Raton - 
London - New York, 2008. 419 p. 
59. Sepam series 80- Protection Relays for Custom Applications. URL: 
http://www.schneider-electric.com/products/ww/ en/4700-protection-relays-by-
range/4755-sepamseries-80/93 5-sepam- series-80. 
60. Стахов Р.В. Використання інтелектуальних технологій для 
підвищення ефективності функціонування релейного захисту та автоматики 
електричних мереж / Р. В. Стахов, К.М. Ключка // Збірник тез (за 
матеріалами 38-ї Міжнародної науково-практичної конференції «Сучасні 
107 
 
аспекти модернізації науки: стан, проблеми, тенденції розвитку», 07 
листопада 2923 року), м. Брно (Чехія). 07 листопада 2023. – С. 405. 
61. Методичні рекомендації до підготовки магістерської роботи 
бакалавра для здобувачів освітнього ступеня магістр спеціальності 141 
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання 
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Яценко І.В., Самойлик О.В.]; 
М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси: ЧДТУ, 
2021. – 32 с.
Репозиторій ЧДТУ
