58
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2,
сентябрь
2016
58
Автоматизация
процессов
оперативно
-
технологического
управления
электрическими
сетями
:
опыт
внедрения
и
эксплуатации
в
филиалах
ПАО
«
МРСК
Центра
и
Приволжья
»
Решение
о
модернизации
Центров
управления
электрическими
сетями
(
ЦУС
)
филиалов
ПАО
«
МРСК
Центра
и
Приволжья
» (
до
2015
года
—
ОАО
«
МРСК
Центра
и
Приволжья
»)
было
при
-
нято
в
2007
году
,
и
уже
в
2008
году
были
реализованы
проекты
по
модернизации
существующих
ОИК
в
пяти
филиалах
ком
-
пании
: «
Нижновэнерго
», «
Рязаньэнерго
»,
«
Тулэнерго
», «
Ивэнерго
»
и
«
Владимир
-
энерго
».
Для
всех
ЦУС
было
выбрано
единое
решение
— SCADA —
система
с
возможностью
наращивания
функцио
-
нала
до
уровня
OMS/DMS
системы
.
Це
-
левой
функционал
автоматизированной
системы
диспетчерского
управления
представлен
на
рисунке
1.
Очевидно
,
что
создание
системы
было
начато
с
функций
SCADA,
для
чего
было
закуплено
соответствующее
аппа
-
Важной
составляющей
процесса
обеспечения
надежного
энергоснабжения
потребителей
является
высокий
уровень
оперативно
-
технологического
управления
электрическими
сетями
.
Традиционные
оперативно
-
информационные
ком
-
плексы
(
ОИК
)
позволяют
решить
задачу
пассивного
мони
-
торинга
текущего
состояния
электрической
сети
,
но
не
обес
-
печивают
расчет
и
анализ
сложившегося
электрического
режима
сети
,
не
проводят
оценку
его
надежности
в
рамках
планируемых
мероприятий
по
изменению
режима
работы
электрической
сети
.
В
данной
статье
описан
практический
опыт
реализации
масштабного
проекта
по
созданию
совре
-
менной
SCADA/DMS
системы
в
российских
условиях
и
про
-
анализированы
полученные
результаты
.
Владимир
КОРОВИН
,
директор
департа
мента
корпоративных
и
технологических
АСУ
Андрей
ИВАНОВ
,
начальник
депар
-
тамента
оперативно
-
технологического
и
ситуационного
управления
Сергей
АНДРУС
,
первый
заместитель
генерального
директора
—
глав
-
ный
инженер
ПАО
«
МРСК
Центра
и
Приволжья
»
Управление
сетями
59
59
ратное
и
программное
обеспечение
и
проведены
необходимые
строительно
-
монтажные
и
пуско
-
наладочные
работы
.
Программно
-
технический
ком
-
плекс
(
ПТК
)
ЦУС
филиала
состоял
из
серверного
оборудования
(12–14
серверов
),
оборудования
ло
-
кальной
вычислительной
сети
(6–8
коммутаторов
),
видеостены
(
разной
конфигурации
),
двух
шлюзов
телемеханики
и
порядка
15–20
автоматизирован
-
ных
рабочих
мест
(
АРМ
)
пользователей
.
ПТК
об
-
ладал
необходимыми
свойствами
стопроцентного
горячего
резервирования
каждого
из
компонентов
используемого
программного
,
аппаратного
и
сете
-
вого
оборудования
.
Рабочее
место
диспетчера
ЦУС
каждого
филиа
-
ла
было
оснащено
видеостеной
.
Выбор
в
пользу
ви
-
деостены
был
определен
возможностью
поддержки
специальной
функции
SCADA — «
тандемного
ре
-
жима
»,
при
котором
с
видеостеной
могут
одновре
-
менно
работать
до
6
АРМ
оперативного
персонала
,
используя
свои
штатные
средства
человеко
-
машин
-
ного
интерфейса
.
На
уровне
производственных
отделений
и
РЭС
было
предложено
использовать
комбинированную
модель
оснащения
рабочего
места
диспетчера
средствами
отображения
.
Были
утверждены
«
Типо
-
вые
технические
требования
по
организации
рабо
-
чего
места
диспетчера
в
части
систем
отображения
Рис
. 1.
Целевой
функционал
автоматизированной
системы
диспетчерского
управления
SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition)
—
автоматизированная
система
сбора
данных
о
состоянии
оборудования
сети
,
их
обработки
,
хранения
и
отображения
в
различных
видах
(
мнемосхемы
,
графики
,
списки
,
протоко
-
лы
,
диаграммы
и
пр
.)
на
различных
средствах
визуализации
(
ДЩ
,
видеостене
,
АРМ
диспетчеров
)
с
целью
обеспечения
комплексного
мониторинга
состояния
электрической
сети
опе
-
ративным
персоналом
ЦУС
;
ГИС
(Geo Information System)-
интерфейс
—
встроенная
в
SCADA
функция
,
позволяющая
обеспечивать
отображение
информации
о
местоположении
и
состоянии
объектов
элек
-
трической
сети
на
многослойной
ГИС
-
подложке
на
тех
же
средствах
визуализации
и
с
поддержкой
всех
функций
SCADA;
DMS (Distribution Management System)
—
расчетно
-
ана
-
литическая
система
,
позволяющая
производить
расчет
и
мо
-
делирование
режимов
работы
электрической
сети
,
предотвра
-
щать
возникновение
аварийных
ситуаций
и
минимизировать
потери
в
случае
их
неизбежности
.
Она
также
обеспечивает
существенную
оптимизацию
работы
диспетчеров
,
предлагая
наиболее
рациональные
действия
с
заранее
просчитанными
последствиями
в
конкретной
ситуации
;
OMS (Outage Management System)
—
система
оператив
-
ного
управления
плановыми
и
аварийными
работами
.
Предна
-
значена
для
улучшения
показателей
надежности
,
сокращения
времени
перерывов
энергоснабжения
потребителей
,
сниже
-
ния
недоотпуска
электроэнергии
при
аварийных
отключениях
.
60
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2,
сентябрь
2016
и
оперативно
-
информационных
комплексов
(
ОИК
)»,
в
соответствии
с
которыми
определены
способы
коллективного
отображения
информа
-
ции
в
зависимости
от
количества
условных
еди
-
ниц
(
у
.
е
.)
оборудования
объектов
управления
в
подразделениях
.
При
выводе
информации
на
экран
системы
коллективного
отображения
для
нормальной
ра
-
боты
диспетчера
должно
быть
обеспечено
удоб
-
ство
восприятия
схемы
сети
и
видимость
каждого
элемента
на
схеме
(
элементы
линий
,
подстан
-
ций
,
положения
коммутационных
устройств
,
местоположение
работающих
бригад
и
проч
.).
Размер
системы
коллективного
отображения
за
-
висит
от
количества
элементов
на
схеме
.
Стои
-
мость
зависит
от
общего
количества
элементов
и
числа
активных
элементов
.
При
сравнительно
небольшом
количестве
элементов
на
схеме
стоимость
дис
-
петчерского
щита
(
ДЩ
)
существенно
превышает
стоимость
видеопанели
.
Поэтому
применение
ДЩ
на
диспетчерском
пункте
(
ДП
)
оправдано
лишь
в
тех
случаях
,
когда
на
ДП
есть
необходимость
в
отображении
большой
схемы
и
зна
-
чительного
объема
телеинформации
о
состоянии
обору
-
дования
объектов
управления
(
у
.
е
.
больше
3500).
В
связи
с
этим
ДЩ
целесообразно
устанавливать
только
в
произ
-
водственных
отделениях
и
больших
РЭСах
.
В
ДП
РЭС
с
количеством
у
.
е
.
от
2000
до
3500
схему
сети
вполне
достаточно
разместить
на
видеостене
,
состо
-
ящей
из
1–4-
х
видеопанелей
,
это
не
повлечет
снижения
наглядности
и
удобочитаемости
оперативной
схемы
.
В
ДП
РЭС
с
количеством
у
.
е
.
менее
2000
достаточно
установить
на
рабочем
месте
диспетчера
монитор
с
боль
-
шой
диагональю
,
где
он
сможет
вести
оперативную
схему
как
при
помощи
передаваемой
телеметрической
инфор
-
мации
,
так
и
вручную
(
при
отсутствии
телеинформации
).
Видеостена
оказалась
самым
дорогостоящим
в
экс
-
плуатации
элементом
ЦУС
.
Передовые
на
тот
момент
времени
видеостены
с
использованием
видеокубов
про
-
екционного
типа
требовали
относительно
высоких
расхо
-
дов
на
электропитание
и
кондиционирование
гермозоны
в
круглосуточном
режиме
,
а
также
периодической
(
при
-
мерно
1
раз
в
год
)
замены
дорогостоящих
проекционных
ламп
.
Тем
не
менее
,
как
показал
опыт
филиалов
ПАО
«
МРСК
Центра
и
Приволжья
»,
применение
видеостены
в
ЦУС
по
сравнению
с
традиционным
«
светлым
»
диспет
-
черским
щитом
имеет
ряд
преимуществ
,
а
именно
:
•
отсутствуют
какие
-
либо
затраты
на
обновление
изо
-
бражения
мнемосхемы
электрической
сети
на
видео
-
стене
,
все
изменения
производятся
программными
средствами
и
отображаются
на
видеостене
(
местопо
-
ложение
,
масштаб
,
цветовая
гамма
и
пр
.),
как
это
было
задано
в
системе
при
осуществлении
инжиниринга
данных
;
•
чрезвычайная
гибкость
отображения
необходимой
оперативному
персоналу
информации
в
конкретный
момент
времени
.
Диспетчер
по
ситуации
может
выве
-
сти
на
видеостену
как
традиционную
для
ЦУС
одноли
-
нейную
мнемосхему
электрической
сети
,
так
и
любую
другую
информацию
графически
(
режимную
схему
,
мнемосхему
любой
подстанции
,
наборы
графиков
,
протоколы
событий
,
ГИС
-
отображение
участка
сети
и
пр
.);
•
видеостена
может
использоваться
не
только
как
моно
-
литное
средство
отображения
одного
графического
мнемокадра
,
а
может
быть
разделена
на
несколько
так
называемых
«
логических
мониторов
»,
на
каждый
из
которых
диспетчер
может
выводить
необходимую
ему
в
конкретный
момент
времени
информацию
.
Как
правило
,
видеостена
делится
на
3
или
5
логических
мониторов
разной
отображающей
площади
,
на
одном
из
которых
постоянно
выводится
однолинейная
мне
-
мосхема
электрической
сети
,
а
на
оставшихся
малых
мониторах
—
вспомогательная
аналитическая
инфор
-
мация
(
рисунок
2).
При
этом
состав
,
размеры
и
рас
-
положение
логических
мониторов
могут
меняться
по
команде
диспетчера
в
любой
момент
времени
;
•
дополнительные
преимущества
для
использования
видеостены
дает
«
умная
» SCADA.
АРМ
операторов
в
совокупности
с
функцией
«Drag&Drop»
предоставля
-
ет
очень
удобный
и
быстрый
доступ
к
функциям
си
-
туационно
-
аналитической
поддержки
для
всей
смены
оперативного
персонала
ЦУС
.
На
основе
опыта
филиалов
ПАО
«
МРСК
Центра
и
При
-
волжья
»
мы
готовы
дать
нашим
коллегам
следующие
ре
-
комендации
в
части
использования
видеостен
в
составе
ПТК
ЦУС
.
•
В
связи
с
высокой
стоимостью
приобретения
и
эксплу
-
атации
видеостены
этот
элемент
ПТК
целесообразно
использовать
только
на
уровне
ЦУС
филиала
,
где
воз
-
Рис
. 2.
Пример
компоновки
«
логических
мониторов
»
на
видеостене
ЦУС
Управление
сетями
61
никает
реальная
потребность
отображать
большие
объемы
графических
данных
.
При
этом
освободив
-
шийся
ДЩ
ЦУС
можно
в
дальнейшем
использовать
в
любом
диспетчерском
пункте
филиала
,
где
суще
-
ствует
такая
потребность
.
•
Больше
не
значит
лучше
.
Видеостена
для
конкретного
ЦУС
должна
иметь
оптимальные
габариты
,
которые
зависят
от
размеров
помещения
,
количества
рабочих
мест
диспетчеров
,
размера
и
плотности
отображения
простых
и
сложных
элементов
на
обзорной
мнемосхе
-
ме
сети
,
параметров
освещенности
помещения
и
др
.
Более
того
,
современные
SCADA/DMS
системы
за
счет
работы
функции
«
процессор
топологии
»
позво
-
ляют
существенно
сократить
количество
отображае
-
мых
графических
элементов
,
тем
самым
существенно
снизив
требования
к
площади
отображающей
поверх
-
ности
видеостены
.
•
Видеостену
удобно
использовать
как
общий
источник
информации
для
всех
диспетчеров
в
смене
.
Работу
с
локальными
объектами
(
ВЛ
,
подстанции
,
графики
из
-
мерений
и
пр
.)
удобнее
проводить
на
локальных
АРМ
,
используя
функцию
«Drag&Drop».
•
Лучшими
эксплуатационными
параметрами
обладают
видеостены
на
LED-
элементах
.
Такие
видеостены
бо
-
лее
надежны
и
долговечны
,
требуют
меньше
свобод
-
ного
пространства
для
сооружения
гермозоны
.
•
В
качестве
фона
для
видеостены
рекомендуется
вы
-
бирать
черный
цвет
.
Это
комфортно
для
диспетче
-
ра
с
точки
зрения
эргономики
и
позволяет
большую
часть
времени
не
«
засвечивать
»
светогенерирующие
элементы
(
светодиоды
)
видеостены
,
что
увеличивает
срок
их
службы
и
снижает
нагрузку
на
сеть
электро
-
питания
.
•
Необходимо
преодолеть
консерватизм
диспетчеров
и
стимулировать
их
к
активному
использованию
виде
-
остены
в
своей
работе
.
Диспетчеры
могут
восприни
-
мать
видеостену
как
статичный
электронный
ДЩ
,
не
используя
все
возможности
видеостены
по
назначе
-
нию
,
предпочитая
работать
«
по
старинке
».
Опыт
пока
-
зывает
,
что
ситуация
меняется
,
как
только
становятся
очевидны
все
преимущества
отображения
информа
-
ции
на
видеостене
или
видеопанелях
.
Несколько
рекомендаций
по
оснащению
АРМ
дис
-
петчеров
.
По
нашему
опыту
оптимальным
является
ис
-
пользование
на
рабочем
месте
диспетчера
не
менее
трех
широкоформатных
мониторов
с
минимальным
разреше
-
нием
1920
х
1080.
При
этом
два
монитора
должны
работать
в
технологическом
контуре
АСДТУ
,
а
третий
использо
-
ваться
для
работы
диспетчера
с
другими
приложениями
(
электронный
журнал
,
система
отчетов
,
корпоративная
электронная
почта
и
пр
.).
В
2013
году
на
заседании
технического
Совета
МРСК
Центра
и
Приволжья
было
принято
решение
о
дальней
-
шем
развитии
АСДТУ
филиалов
Общества
.
Были
запла
-
нированы
следующие
работы
:
•
модернизация
уже
работающих
в
пяти
филиалах
АСДТУ
(«
Нижновэнерго
», «
Тулэнерго
», «
Рязаньэнер
-
го
», «
Владимирэнерго
», «
Ивэнерго
») —
расширение
функциональности
существующей
SCADA
с
ГИС
-
подсистемой
,
а
также
внедрения
нового
функциональ
-
ного
модуля
DMS (
расчетно
-
аналитические
задачи
);
•
внедрение
ПТК
ЦУС
в
объеме
одного
пускового
ком
-
плекса
(SCADA+GIS)
в
четырех
филиалах
: «
Калуга
-
энерго
», «
Кировэнерго
», «
Мариэнерго
»
и
«
Удмурт
-
энерго
».
При
этом
были
поставлены
следующие
управленче
-
ские
задачи
:
1)
унифицировать
и
минимизировать
состав
и
архитек
-
туру
аппаратного
обеспечения
ПТК
ЦУС
во
всех
фи
-
лиалах
Общества
с
целью
снижения
стоимости
ПНР
и
последующей
эксплуатации
комплексов
;
2)
унифицировать
состав
системного
и
прикладного
про
-
граммного
обеспечения
Системы
во
всех
филиалах
вплоть
до
версии
используемого
релиза
;
3)
за
счет
выполнения
пп
.1
и
2
обеспечить
стандартиза
-
цию
,
централизацию
и
,
как
следствие
,
снижение
стои
-
мости
услуг
технической
поддержки
Системы
во
всех
филиалах
;
4)
выбрать
филиал
«
Нижновэнерго
»
в
качестве
площад
-
ки
для
отработки
новых
технологических
функций
АСДТУ
.
Расширение
состава
функций
в
других
филиа
-
лах
проводить
после
их
успешной
апробации
в
«
Ниж
-
новэнерго
»
в
рамках
принятой
политики
унификации
;
5)
обеспечить
качественное
обучение
оперативного
и
ИТ
-
персонала
с
тем
,
чтобы
в
дальнейшем
персонал
филиалов
мог
самостоятельно
актуализировать
мо
-
дель
данных
АСДТУ
и
выполнять
необходимые
регла
-
ментные
работы
с
ПТК
;
6)
организовать
«
горизонтальный
»
обмен
опытом
рабо
-
ты
между
филиалами
Общества
.
Несмотря
на
высокую
надежность
АСДТУ
в
целом
,
в
состав
ПТК
образца
2007
года
входило
большое
коли
-
чество
серверов
и
коммутационного
оборудования
,
что
негативным
образом
сказывалось
на
стоимости
эксплуа
-
тации
ПТК
.
Учитывая
тот
факт
,
что
за
прошедшие
годы
ИТ
-
индустрия
шагнула
далеко
вперед
,
было
решено
ра
-
дикально
минимизировать
количество
серверов
в
ПТК
за
счет
применения
решений
по
виртуализации
на
базе
ПО
VMWare.
В
результате
был
разработан
типовой
ПТК
ЦУС
,
который
включал
в
себя
всего
три
сервера
и
два
коммутатора
,
который
обеспечивал
решение
всех
задач
Системы
,
включая
горячее
резервирование
.
Экономия
от
применения
решения
по
виртуализации
,
по
нашим
оцен
-
кам
,
составила
порядка
20–30%
при
закупке
и
пуско
-
на
-
ладке
аппаратного
обеспечения
ПТК
.
При
этом
основные
технические
характеристики
комплекса
(
например
,
время
62
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2,
сентябрь
2016
отклика
на
запросы
диспетчера
,
глубина
хранения
архи
-
вов
и
пр
.)
существенно
улучшились
.
Также
интересен
практический
опыт
реализации
ГИС
-
интерфейса
к
SCADA.
В
связи
с
существующими
финансовыми
ограничениями
и
невозможностью
при
-
обрести
коммерческую
ГЕО
-
подложку
,
в
рамках
проекта
было
разработано
техническое
решение
на
базе
гео
-
данных
,
свободно
распространяемых
по
лицензии
Open
Database License (ODbL)
организацией
OpenStreetMap
Foundation (www.OpenStreetMap.Org).
Поставщиком
ПО
был
разработан
специальный
конвертор
,
который
по
-
зволил
загрузить
гео
-
данные
OpenStreetMap
заданной
степени
детализации
в
базу
данных
SCADA
и
отобразить
ГИС
-
подложку
в
векторном
и
в
растровом
(
орто
-
фото
)
форматах
в
качестве
дополнительного
слоя
встроенного
в
SCADA
ГИС
-
интерфейса
.
Результаты
работы
оказались
вполне
приемлемыми
для
работы
диспетчера
.
Опыт
экс
-
плуатации
АСДТУ
с
ГИС
-
интерфейсом
показал
,
что
ГИС
-
представление
электрической
сети
имеет
дополнитель
-
ные
преимущества
для
оперативного
персонала
ЦУС
:
диспетчер
имеет
возможность
оперативно
реагировать
на
возникающие
технологические
нарушения
,
что
приво
-
дит
к
сокращению
перерывов
энергоснабжения
потреби
-
телей
.
Основной
технологической
инновацией
2-
й
стадии
проекта
стала
реализация
комплекса
расчетно
-
аналити
-
ческих
задач
(DMS),
поскольку
именно
этот
функционал
дает
основные
конкурентные
преимущества
современ
-
ных
АСДТУ
в
сравнении
с
традиционными
ОИК
.
Основой
для
работы
множества
отдельных
функций
DMS
являет
-
ся
создание
динамической
расчетной
математической
модели
электрической
сети
,
которая
формируется
Сис
-
темой
в
режиме
online
исходя
из
текущего
состава
обо
-
рудования
и
измерений
,
с
количеством
узлов
и
ветвей
,
строго
соответствующим
текущей
топологии
сети
.
Такая
модель
позволяет
с
высокой
степенью
точности
рассчи
-
тывать
и
анализировать
текущий
режим
работы
электри
-
ческой
сети
,
моделировать
планируемые
режимы
работы
электрической
сети
,
рассматривать
аварийные
режимы
работы
электрической
сети
в
ретроспективе
и
выраба
-
тывать
рекомендации
и
мероприятия
по
их
локализации
и
предот
вращению
последствий
.
Модель
сети
является
результатом
работы
ключевой
расчетно
-
аналитической
функции
DMS — «
Оценка
состо
-
яния
».
Отладка
этой
функции
представляет
собой
основ
-
ную
трудность
при
решении
расчетно
-
аналитических
за
-
дач
.
Задачей
«
Оценки
состояния
»
является
определение
режима
,
оптимально
соответствующего
имеющимся
зна
-
чениям
телеметрии
и
топологии
сети
,
а
также
выявление
недостоверных
значений
обрабатываемых
измерений
(
рисунок
4). «
Оценка
состояния
»
должна
выполнять
сле
-
дующие
функции
:
•
определять
наблюдаемые
и
ненаблюдаемые
участки
сети
;
•
производить
оценку
напряжения
на
шинах
,
перетоков
на
основе
данных
ТИ
;
•
выявлять
единственные
и
множественные
недосто
-
верные
ТИ
на
наблюдаемых
участках
сети
;
•
оценивать
ошибку
ТИ
.
Математический
аппарат
«
Оценки
состояния
»
доста
-
точно
требователен
к
качеству
(
прежде
всего
—
достовер
-
ности
)
данных
об
оборудовании
сети
и
данных
измерений
(
ТИ
/
ТС
),
а
также
обязывает
оперативный
персонал
ЦУС
более
качественно
вести
схему
(
топологию
)
сети
,
и
дает
DBS1
DBS2
Виртуальные
машины
ПТК
SCADA
Группа
1
Сетевой
коммутатор
(
основной
)
Сетевой
коммутатор
(
резервный
)
Основной
шлюз
телемеханики
Физический
сервер
А
Физический
сервер
В
Физический
сервер
С
SAN-
коммутатор
(
резервный
)
SAN-
коммутатор
(
основной
)
Система
хранения
данных
(
основная
)
Резервный
шлюз
телемеханики
Группа
2
Группа
3
IPS1
IPS2
BS
WEB
WPS1
...
WPSN
vCenter
Veeam
Bckup
ых
тор
(
ре
(
зерв
Рис
. 3.
Текущая
конфигурация
ПТК
ЦУС
филиалов
ПАО
«
МРСК
Центра
и
Приволжья
»
Управление
сетями
63
больше
возможностей
для
выявления
некорректной
теле
-
информации
,
поступающей
с
объектов
.
Важным
этапом
проекта
стал
комплекс
мероприятий
по
верификации
полученной
динамической
математиче
-
ской
модели
сети
.
Фактически
предстояло
ответить
на
во
-
прос
:
насколько
оперативный
персонал
может
доверять
полученной
модели
и
расчетам
на
ее
базе
?
Для
финаль
-
ной
проверки
точности
модели
был
выбран
метод
про
-
ведения
натуральных
испытаний
,
который
заключается
в
следующем
:
•
выбирается
сложный
режим
работы
сети
с
предстоя
-
щим
(
по
разрешенной
заявке
)
отключением
/
включени
-
ем
ВЛ
;
•
фиксируется
исходное
состояние
физических
процес
-
сов
в
электрической
сети
по
данным
телеметрии
(
так
называемый
«
срез
процесса
») —
все
значимые
пара
-
метры
текущего
режима
электрической
сети
,
после
чего
выбранные
пользователем
логические
мониторы
АРМ
АСДТУ
переводятся
в
режим
моделирования
;
•
в
режиме
моделирования
осуществляются
необходи
-
мые
переключения
,
фиксируется
рассчитанное
состо
-
яние
физических
процессов
в
электрической
сети
,
то
есть
режим
электрической
сети
,
установившийся
по
-
сле
проведения
всех
переключений
;
•
оперативным
персоналом
производятся
оперативные
переключения
в
реальной
сети
;
•
по
данным
телеизмерений
снимаются
параметры
ре
-
жима
электрической
сети
,
сложившиеся
после
прове
-
дения
оперативных
переключений
;
•
параметры
режима
,
полученные
в
результате
модели
-
рования
в
DMS,
сравниваются
с
реальными
измерени
-
ями
после
проведения
переключения
.
Расхождение
между
параметрами
реальных
измере
-
ний
и
смоделированного
режима
не
превышало
2–3%.
Результатом
успешной
реализации
функции
«
Оценка
состояния
»
стала
возможность
использования
прочих
функций
DMS-
пакета
,
таких
как
«
Расчет
установившегося
режима
», «
Анализ
вариантов
отказов
», «
Оптимизация
по
-
токораспределения
»
и
др
.
При
этом
данные
функции
до
-
ступны
диспетчеру
в
том
же
интерфейсе
SCADA
в
любой
момент
времени
в
режиме
online.
Это
позволяет
контро
-
лировать
режим
работы
сети
и
осуществлять
режимную
проверку
текущего
состояния
сети
и
осуществляемых
технологических
операций
без
привлечения
специали
-
стов
Службы
электрических
режимов
.
В
настоящее
время
в
комплексе
АСДТУ
решаются
следующие
практические
задачи
(
на
примере
филиала
«
Нижновэнерго
»):
1)
диспетчерами
при
анализе
в
режиме
реального
вре
-
мени
контролируется
загрузка
оборудования
и
уровни
напряжений
на
секциях
(
системах
)
шин
6–110
кВ
под
-
станций
и
ОРУ
электрических
станций
,
что
позволя
-
ет
избегать
превышения
допустимых
значений
.
При
этом
благодаря
работе
топологического
процессора
АСДТУ
появилась
возможность
отображать
состояние
и
параметры
режима
работы
оборудования
сети
не
за
счет
отображения
трудночитаемых
измерений
,
а
про
-
сто
различной
цветовой
гаммой
.
Это
позволяет
дис
-
Рис
. 4.
Пример
работы
функции
DMS – «
Оценка
состояния
» (
слева
–
ТИ
,
справа
–
оцененные
значения
)
64
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2,
сентябрь
2016
петчеру
оценить
текущее
состояние
сети
буквально
«
одним
взглядом
» (
рисунок
5);
2)
диспетчерами
оценивается
безопасность
проводи
-
мых
переключений
(
в
том
числе
по
согласованным
заявкам
,
поскольку
за
время
,
прошедшее
с
момента
согласования
заявки
,
реальный
режим
сети
мог
изме
-
ниться
);
3)
службой
электрических
режимов
(
СЭР
)
производится
анализ
при
краткосрочном
и
долгосрочном
планиро
-
вании
,
то
есть
при
составлении
годовых
и
месячных
графиков
ремонтов
ЛЭП
и
сетевого
оборудования
опе
-
рационной
зоны
.
При
этом
параллельно
рассматрива
-
ется
(
рассчитывается
)
возможность
совмещения
вы
-
вода
из
работы
различного
оборудования
филиала
для
оптимизации
использования
ресурсов
при
выпол
-
нении
работ
по
техническому
обслуживанию
и
ремон
-
ту
(
ТОиР
);
4)
СЭР
ежедневно
,
при
поступлении
диспетчерской
за
-
явки
по
оборудованию
операционной
зоны
,
производит
расчет
режимов
сети
,
и
заявка
согласовывается
на
ос
-
нове
данных
расчетов
,
с
учетом
режимных
указаний
;
5)
диспетчер
и
СЭР
в
дополнение
к
пункту
4
постоянно
анализируют
надежность
текущего
режима
сети
.
Ана
-
лиз
последствий
возможного
аварийного
отключения
наиболее
загруженного
оборудования
осуществляется
с
помощью
модуля
«
Расчет
вариантов
отказов
(N-1)»;
6)
с
помощью
существующих
наборов
инструментов
SCADA
постоянно
проводится
анализ
состояния
сигна
-
лов
телеинформации
и
телесигнализации
на
предмет
их
недостоверности
(
неисправности
).
При
выявлении
подается
соответствующая
заявка
для
последующего
устранения
в
службу
эксплуатации
и
развития
АСТУ
;
7)
СЭР
производит
локальный
расчет
перспективного
развития
сети
,
а
также
параметров
технологического
присоединения
в
сети
35–500
кВ
.
В
целом
по
итогам
проделанной
работы
в
части
мо
-
дернизации
АСДТУ
филиалов
ПАО
«
МРСК
Центра
и
При
-
волжья
»
можно
заключить
,
что
современные
SCADA/DMS
системы
(
при
условии
их
качественного
внедрения
)
предо
-
ставляют
электросетевым
компаниям
широкие
возможно
-
сти
для
сокращения
капитальных
и
операционных
затрат
.
К
основным
направлениям
такой
работы
можно
отнести
:
•
оптимизацию
программ
ТОиР
за
счет
разработки
опти
-
мального
по
режиму
работы
сети
и
производственным
ресурсам
плана
-
графика
ремонтов
и
отключений
;
•
точную
оценку
текущей
загрузки
оборудования
сети
и
центров
питания
,
что
позволяет
оптимизировать
программы
перспективного
развития
и
технологиче
-
ского
присоединения
к
сетям
;
•
планирование
режимных
мероприятий
по
снижению
технологических
потерь
в
сетях
и
повышения
каче
-
ства
электроэнергии
для
потребителей
;
•
организацию
мониторинга
и
прогнозного
моделирования
опасных
для
оборудования
режимов
работы
сети
с
це
-
лью
недопущения
технологических
нарушений
и
преж
-
девременного
выхода
оборудования
из
строя
.
Рис
. 5.
Пример
использования
цветовой
окраски
состояния
сети
на
базе
данных
«
Процессора
топологии
»
Управление
сетями
Важной составляющей процесса обеспечения надежного энергоснабжения потребителей является высокий уровень оперативно-технологического управления электрическими сетями. Традиционные оперативно-информационные комплексы (ОИК) позволяют решить задачу пассивного мониторинга текущего состояния электрической сети, но не обеспечивают расчет и анализ сложившегося электрического режима сети, не проводят оценку его надежности в рамках планируемых мероприятий по изменению режима работы электрической сети. В данной статье описан практический опыт реализации масштабного проекта по созданию современной SCADA/DMS системы в российских условиях и проанализированы полученные результаты.
