Андрей
БУРОВ
,
начальник
Службы
релейной
защиты
и
автоматики
Центра
управления
сетями
АО
«
Тюменьэнерго
»
Дмитрий
ИСУПОВ
,
начальник
Службы
релейной
защиты
и
автоматики
филиала
АО
«
Тюменьэнерго
»
Нижневартовские
электрические
сети
Татьяна
ГОРЕЛИК
,
к
.
т
.
н
.,
технический
директор
ООО
«
Энерго
-
пром
Авто
ма
ти
за
ция
»
Иерархическая
система
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
от
разнородных
распре
-
деленных
источников
В
статье
рассмотрены
результаты
теоретических
и
экспе
-
риментальных
исследований
и
общие
технические
реше
-
ния
по
иерархической
системе
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
от
разнородных
распределенных
источников
филиала
АО
«
Тюменьэнерго
»
Нижневартовские
электриче
-
ские
сети
,
разработанной
ООО
«
ЭнергопромАвтоматизация
»
с
учетом
опыта
эксплуатации
АО
«
Тюменьэнерго
».
Повы
-
шение
эффективности
управления
электрическими
сетями
,
прежде
всего
,
связано
с
увеличением
объема
,
достоверно
-
сти
,
точности
и
оперативности
получения
и
анализа
аварий
-
ной
информации
о
работе
средств
релейной
защиты
и
авто
-
матики
и
регистрацией
аварийных
событий
электрических
сетей
при
различных
режимах
функционирования
электри
-
ческой
сети
,
что
достигается
внедрением
инновационной
си
-
стемы
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
от
разно
-
родных
распределенных
источников
.
О
СИСТЕМЕ
Для
энергетики
России
приобретают
особо
важное
значение
вопросы
надежности
функцио
-
нирования
оборудования
энергообъектов
,
своевременного
обнаружения
и
регистрации
ава
-
рийных
ситуаций
,
структурированного
анализа
поступающих
аварийных
данных
,
эргономич
-
ного
отображения
их
для
оперативного
принятия
решений
по
управлению
энергообъектом
и
энергообъединением
,
анализа
причин
аварий
и
предотвращения
их
в
будущем
.
Необходимость
обеспечения
надежности
электроснабжения
потребителей
,
сни
-
жения
рисков
и
потерь
,
связанных
с
возникновением
аварийных
режимов
энергообъ
-
единения
и
ликвидацией
их
последствий
,
требует
адекватных
мер
,
направленных
на
повышение
наблюдаемости
энергообъединения
и
надежности
функционирования
элек
-
тросетевого
оборудования
.
Необходимыми
условиями
сокращения
сроков
ликвидации
аварийной
ситуации
,
яв
-
ляются
:
сокращение
времени
сбора
аварийной
информации
,
достаточность
информа
-
ции
и
минимизация
временных
затрат
на
ее
анализ
.
34
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
Диагностика
и
мониторинг
Сергей
ЛОБАНОВ
,
руководитель
Департамента
систем
реального
времени
ООО
«
Энерго
пром
-
Авто
ма
ти
за
ция
»
Инга
СЕНОРМ
,
руководитель
дирек
-
ции
по
координации
продаж
ООО
«
Энерго
-
пром
Авто
ма
ти
за
ция
»
Сокращение
времени
на
устранение
последствий
аварии
зависит
от
оснащенности
объектов
электроэнергетики
средствами
регистрации
аварийных
процессов
и
событий
(
РАС
),
качества
и
полноты
наблюдаемости
аварийных
процессов
,
времени
доставки
пользователям
записанных
средствами
РАС
данных
(
далее
—
аварийной
информации
).
Информационная
система
,
состоящая
из
совокупности
собственно
средств
реги
-
страции
и
программно
-
аппаратных
комплексов
,
осуществляющих
запись
,
обработку
,
передачу
,
хранение
и
представление
аварийной
информации
(
далее
—
система
РАС
)
должна
строиться
по
принципу
иерархической
системы
.
Основными
пользователями
аварийной
информации
,
получаемой
от
системы
РАС
,
являются
подразделения
релей
-
ной
защиты
и
автоматики
(
РЗА
)
и
диспетчерские
службы
собственников
энергообъек
-
тов
,
а
также
службы
Системного
оператора
.
Отличительной
особенностью
действующих
средств
РАС
,
основу
которых
составля
-
ют
различные
микропроцессорные
устройства
,
является
наличие
очень
большого
числа
интеллектуальных
электронных
устройств
(
для
крупного
энергообъекта
их
число
может
быть
более
сотни
).
Сведение
информации
от
этих
разрозненных
информационных
бло
-
ков
в
единую
систему
представляет
самостоятельную
сложную
задачу
,
требующую
вне
-
дрения
специального
программного
обеспечения
.
Цифровые
осциллографы
и
другие
микропроцессорные
устройства
с
функцией
регистрации
,
используемые
на
практике
,
являются
,
в
основном
,
автономными
устройствами
,
предназначенными
для
регистра
-
ции
локальных
аварийных
процессов
.
Под
локальными
процессами
здесь
понимаются
такие
процессы
,
суть
которых
может
быть
расшифрована
по
данным
от
одного
реги
-
стратора
.
При
этом
в
осциллографе
может
присутствовать
только
внутренний
таймер
,
обеспечивающий
привязку
процесса
,
регистрируемого
многоканальной
системой
,
к
сво
-
ему
источнику
времени
.
Такие
системы
оправдывают
себя
при
использовании
на
от
-
носительно
простых
объектах
с
небольшим
числом
тупиковых
присоединений
.
В
этих
схемах
аварийный
процесс
может
охватывать
несколько
присоединений
,
которые
будут
охвачены
одним
регистратором
.
Для
расшифровки
процесса
достаточно
иметь
одну
ос
-
циллограмму
,
имеющую
привязку
к
произвольной
шкале
времени
,
определяемой
тайме
-
ром
данного
регистратора
.
На
больших
объектах
,
имеющих
много
присоединений
,
питающихся
от
разных
шин
,
имеющих
электрические
связи
между
собой
,
анализ
аварийного
процесса
,
затра
-
гивающего
несколько
присоединений
,
требует
объединения
осциллограмм
от
разных
устройств
.
Совмещение
данных
от
различных
несинхронизированных
регистраторов
,
в
общем
случае
,
является
достаточно
сложной
задачей
,
для
решения
которой
необхо
-
дим
персонал
высокой
квалификации
.
Некоторое
упрощение
задачи
получается
,
если
во
всех
регистраторах
предусмотрена
синхронизация
данных
от
одного
внешнего
ис
-
точника
времени
.
В
этом
случае
рассмотрение
сложных
процессов
упрощается
,
однако
все
равно
использование
этой
системы
достаточно
сложно
.
Задача
еще
более
усложняется
,
если
в
качестве
источников
информации
даже
на
од
-
ной
подстанции
используются
данные
от
разнородных
устройств
.
Типичным
примером
является
использование
аварийных
данных
от
автономных
цифровых
регистраторов
и
от
отдельных
микропроцессорных
устройств
:
релейной
защиты
,
регистраторов
места
повреждения
на
ВЛ
,
регистраторов
качества
электроэнергии
,
счетчиков
электроэнер
-
гии
и
т
.
п
.
Во
всех
этих
многофункциональных
устройствах
помимо
основных
функций
имеются
вспомогательные
информационные
блоки
,
которые
фиксируют
информацию
об
аварийном
процессе
.
Стыковка
в
единый
массив
всей
этой
разнородной
аварийной
информации
требует
создания
специального
программного
обеспечения
,
без
которого
значительная
часть
информации
о
наиболее
сложных
авариях
остается
нерасшифро
-
ванной
либо
требует
очень
больших
затрат
со
стороны
обслуживающего
персонала
.
Наиболее
сложны
для
расшифровки
аварийные
данные
в
случае
сложной
систем
-
ной
аварии
,
охватывающей
несколько
подстанций
и
электростанций
.
Сложность
рас
-
шифровки
таких
аварийных
данных
связана
не
только
с
проблемами
временной
синхро
-
низации
,
но
и
с
необходимостью
рассмотрения
очень
большого
объема
информации
.
35
Современная
система
РАС
в
силу
своей
сложности
от
-
носится
к
числу
информационных
подсистем
,
для
которой
актуальны
вопросы
оптимизации
затрат
.
С
этой
точки
зре
-
ния
общая
структура
системы
РАС
должна
строиться
с
уче
-
том
минимизации
числа
микропроцессорных
устройств
,
используемых
в
качестве
источников
аварийной
информа
-
ции
,
сокращения
числа
специализированных
АРМ
.
Одна
-
ко
необходимо
учитывать
,
что
в
ходе
анализа
аварийного
процесса
приходится
по
мере
необходимости
привлекать
дополнительные
источники
(
РЗА
,
ПА
и
т
.
п
.).
Попытка
сразу
минимизировать
поток
информации
приводит
либо
к
не
-
адекватной
оценке
аварийного
процесса
,
либо
к
полному
отказу
в
его
анализе
.
Сложность
организации
комплексного
анализа
систем
-
ных
аварий
обусловлена
функциональной
,
временной
,
территориальной
декомпозицией
общей
задачи
.
Допол
-
нительным
фактором
является
независимая
разработка
технических
систем
и
устройств
,
решающих
отдельные
задачи
регистрации
.
Устройства
создавались
разными
ор
-
ганизациями
разновременно
с
использованием
различных
,
в
том
числе
и
морально
устаревших
,
технических
средств
,
алгоритмов
и
принципов
работы
,
с
применением
отличных
по
степени
упрощения
моделей
и
методов
расчетов
и
ана
-
лиза
режимов
.
Созданная
на
верхнем
уровне
управления
сетью
систе
-
ма
сбора
и
анализа
аварийной
информации
может
быть
использована
для
:
–
сокращения
времени
работы
персонала
,
требующегося
для
разбора
аварийной
ситуации
и
принятия
соответ
-
ствующих
решений
по
их
устранению
;
–
оценки
правильности
работы
противоаварийной
автома
-
тики
;
–
оценки
соответствия
устройств
релейной
защиты
и
авто
-
матики
предъявляемым
требованиям
надежности
и
при
-
годности
для
эксплуатации
;
–
выявления
характерных
причин
неправильных
срабаты
-
ваний
и
отказов
срабатывания
;
–
разработки
организационных
и
технических
мероприя
-
тий
по
улучшению
работы
устройств
РЗА
;
–
выявления
и
устранения
недостатков
выполнения
и
экс
-
плуатации
устройств
.
Компанией
ООО
«
ЭнергопромАвтоматизация
»
с
учетом
опыта
эксплуатации
АО
«
Тюменьэнерго
»
была
разработа
-
на
«
Иерархическая
система
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
от
разнородных
распределенных
источников
для
распределительных
сетей
» (
далее
—
Система
),
кото
-
рая
нацелена
на
решение
накопившихся
проблем
.
Объек
-
том
исследований
стал
филиал
АО
«
Тюменьэнерго
»
Ниж
-
невартовские
электрические
сети
.
Анализ
данных
предпроектного
обследования
свидетель
-
ствовал
о
том
,
что
наблюдаемость
аварийных
процессов
се
-
тей
операционной
зоны
филиала
АО
«
Тюменьэнерго
»
Нижне
-
вартовские
электрические
сети
относительно
невысока
.
Первоочередными
задачами
для
повышения
аварий
-
ной
наблюдаемости
с
целью
повышения
надежности
функ
-
ционирования
энергообъединения
являются
:
–
реализация
предварительного
анализа
эксплуатацион
-
ного
и
технического
состояния
объекта
и
его
режимных
параметров
;
–
просмотр
и
анализ
аварийной
информации
на
верхнем
уровне
управления
сетью
с
энергообъектов
филиала
АО
«
Тюменьэнерго
»
Нижневартовские
электрические
сети
для
контроля
аварийных
,
предаварийных
и
после
-
аварийных
переходных
процессов
.
Вышеописанные
мероприятия
позволяют
повысить
ка
-
чество
и
актуальность
информации
,
собираемой
и
переда
-
ваемой
в
центры
управления
филиала
«
Нижневартовские
электрические
сети
».
Это
дает
возможность
повысить
эф
-
фективность
работы
,
сократить
время
обработки
аварий
-
ной
информации
и
тем
самым
повысить
надежность
рабо
-
ты
энергосистемы
операционной
зоны
филиала
.
В
настоящей
статье
приведены
результаты
внедре
-
ния
Системы
в
филиале
АО
«
Тюменьэнерго
»
Нижневар
-
товские
электрические
сети
,
являющимся
крупнейшим
сетевым
предприятием
в
структуре
АО
«
Тюменьэнерго
».
Предприятие
образовано
в
1979
году
.
Общая
протяжен
-
ность
линий
электропередачи
составляет
более
3000
км
,
радиус
обслуживания
—
до
300
км
.
Крупными
структур
-
ными
подразделениями
филиала
«
Нижневартовские
электрические
сети
»
являются
четыре
района
электриче
-
ских
сетей
:
Мегионский
,
Самотлорский
,
Вахский
и
Варье
-
ганский
.
На
балансе
филиала
находятся
107
подстанций
напряжением
35–220
кВ
.
Филиал
«
Нижневартовские
электрические
сети
»
снаб
-
жает
электроэнергией
все
нефтегазодобывающие
пред
-
приятия
,
расположенные
на
территории
Нижневартовского
района
,
а
также
три
газоперерабатывающих
завода
.
В
зоне
ответственности
предприятия
—
потребители
городов
Ра
-
дужный
,
Мегион
,
Нижневартовск
,
поселка
Излучинск
,
всех
населенных
пунктов
Нижневартовского
района
.
На
сегодняшний
день
Система
осуществляет
сбор
аварийной
информации
со
следующих
объектов
филиала
АО
«
Тюменьэнерго
»
Нижневартовские
электрические
сети
,
расположенных
на
значительном
удалении
друг
от
друга
и
от
диспетчерского
пункта
филиала
:
ПС
220
кВ
«
Узловая
»,
ПС
110
кВ
«
Меридиан
»,
ПС
110
кВ
«
Бахиловская
»,
ПС
110
кВ
«
Факел
»,
ПС
110
кВ
«
Нижневартовская
»,
ПС
110
кВ
«
Ватин
-
ская
»,
ПС
110
кВ
«
Таежная
»,
ПС
110
кВ
«
Центральная
»,
ПС
110
кВ
«
Истоминская
»,
ПС
110
кВ
«
Дельта
».
Расположение
подстанций
,
интегрированных
в
Систе
-
му
,
показано
на
рисунке
1.
Территориальная
удаленность
подстанций
от
централизованного
хранилища
данных
представлена
в
таблице
1.
Следует
отметить
,
что
в
рамках
выполнения
научно
-
исследовательской
работы
были
проведены
патентно
-
ин
-
формационные
исследования
.
Объектом
патентно
-
инфор
-
36
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
Диагностика
и
мониторинг
мационных
исследований
являлись
технические
решения
,
относящиеся
к
системам
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
от
разнородных
распределенных
источников
.
Предмет
поиска
определялся
исходя
из
конкретных
за
-
дач
патентных
исследований
категории
объекта
,
а
также
из
того
,
какие
его
элементы
,
параметры
,
свойства
и
другие
характеристики
предполагалось
исследовать
.
Всего
было
отобрано
11
патентных
документов
,
из
ко
-
торых
: 1
документ
США
, 1
документ
Японии
, 9
документов
Китая
и
7
публикаций
о
системах
регистрации
аварийных
процессов
,
относящиеся
к
объекту
патентно
-
информаци
-
онных
исследований
.
В
2014
году
был
получен
совмест
-
ный
патент
АО
«
Тюменьэнерго
»
и
ООО
«
ЭнергопромАвтоматизация
»
на
изо
-
бретение
—
результат
совместной
работы
по
созданию
иерархической
системы
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
от
разнородных
распре
-
деленных
источников
для
распредели
-
тельных
сетей
.
В
результате
опытной
эксплуатации
с
декабря
2014
года
по
ноябрь
2018
года
отмечена
устойчивая
работа
Системы
сбора
и
просмотра
аварийной
информа
-
ции
в
течение
всего
срока
.
За
отчетный
период
произошло
72
аварийных
со
-
бытия
.
Получение
данных
от
цифровых
устройств
РЗА
отмечалось
в
100%
слу
-
чаев
.
При
возникающих
сбоях
в
связи
с
пропаданием
канала
связи
с
ПС
по
-
лучение
данных
возобновлялось
после
восстановления
канала
.
ОПИСАНИЕ
СИСТЕМЫ
И
ВЫПОЛНЯЕМЫХ
ФУНКЦИЙ
Программно
-
технический
комплекс
иерархической
си
-
стемы
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
от
раз
-
нородных
распределенных
источников
для
распредели
-
тельных
сетей
выполняет
следующие
функции
:
–
работа
с
форматом
COMTRADE
различных
модифи
-
каций
;
–
предварительная
обработка
данных
на
сервере
Системы
—
перекодировка
осциллограмм
аварийных
процессов
от
микропроцессорных
устройств
,
не
под
-
держивающих
стандартные
форматы
,
из
их
внутреннего
формата
в
базу
данных
(
БД
)
и
,
при
необходимости
,
в
универсальный
формат
COMTRADE;
–
объединение
на
сервере
отдельных
осциллограмм
от
устройств
разных
производителей
в
единые
аварийные
процессы
по
признаку
общего
интервала
времени
;
–
ведение
долговременного
архива
аварийных
процессов
;
–
хранение
конфигурации
Системы
;
–
обмен
информацией
со
смежными
системами
в
рамках
соответствующей
автоматизированной
иерархической
системы
сбора
и
просмотра
аварийной
информации
рас
-
пределительных
сетей
филиала
;
–
прием
и
первичная
обработка
информации
о
текущих
режимах
и
состоянии
интегрируемого
оборудования
;
–
получение
аварийной
информации
от
цифровых
защит
и
других
внешних
устройств
разных
производителей
с
подстанционных
серверов
систем
АСТУ
энергообъектов
;
–
предоставление
интерфейсов
доступа
к
архивным
данным
(
предоставление
информации
для
конечных
пользователей
АРМ
);
Рис
. 1.
Расположение
подстанций
филиала
«
Нижневартовские
электрические
сети
»
Табл
. 1.
Территориальная
удаленность
подстанций
Наименование
объекта
Удаленность
от
диспетчерского
пункта
ПС
220
кВ
«
Узловая
»
165
км
ПС
110
кВ
«
Меридиан
»
117
км
ПС
110
кВ
«
Бахиловская
»
235
км
ПС
110
кВ
«
Факел
»
32
км
ПС
110
кВ
«
Нижневартовская
»
13
км
ПС
110
кВ
«
Ватинская
»
26
км
ПС
110
кВ
«
Таежная
»
12
км
ПС
110
кВ
«
Центральная
»
16
км
ПС
110
кВ
«
Истоминская
»
106
км
ПС
110
кВ
«
Дельта
»
13
км
37
–
отображение
осциллограмм
аварийных
процессов
в
рам
-
ках
одного
аварийного
процесса
с
различным
шагом
осциллографирования
;
–
обеспечение
информационного
обмена
с
подстанцион
-
ными
серверами
систем
АСТУ
энергообъектов
в
техно
-
логической
сети
;
–
экспресс
-
анализ
аварийного
процесса
;
–
экспресс
-
обзор
зоны
распространения
аварии
по
объ
-
екту
;
–
синхронизация
компонентов
Системы
;
–
защита
информации
.
Программно
-
технический
комплекс
имеет
трехуровне
-
вую
структуру
(
рисунок
2).
К
верхнему
уровню
Системы
(
программно
-
технический
комплекс
производства
ООО
«
ЭнергопромАвтоматизация
»)
относятся
средства
централизованного
хранения
и
пред
-
ставления
информации
,
АРМ
для
просмотра
и
анализа
ава
-
рийной
информации
.
Верхний
уровень
(
ВУ
)
состоит
из
следующих
техниче
-
ских
средств
:
–
основной
сервер
,
где
концентрируется
аварийная
информация
(
осциллограммы
).
Собранная
информация
используется
для
визуализации
на
дисплее
АРМ
,
сохра
-
нения
в
архивах
,
вычисления
расчетных
параметров
,
вывода
на
печать
;
–
АРМ
для
просмотра
и
анализа
аварийной
информации
.
Сервер
обеспечивает
сбор
информации
с
серверов
под
-
станционного
уровня
АСТУ
энергообъектов
,
а
также
предо
-
ставление
информации
пользователям
АРМ
Системы
.
Основной
сервер
Системы
представляет
собой
резерви
-
рованный
специализированный
сервер
.
К
среднему
уровню
Системы
относится
оборудование
связи
для
передачи
информации
от
серверов
подстанцион
-
ного
уровня
,
установленных
на
подстанции
или
станции
на
верхний
уровень
Системы
.
К
нижнему
уровню
Системы
относятся
подстанционные
серверы
энергообъектов
,
обеспечивающие
сбор
,
обработку
и
передачу
собранной
аварийной
информации
на
верхний
уровень
Системы
.
Для
организации
информационного
взаимодействия
меж
-
ду
сервером
ВУ
Системы
и
подстанционным
оборудованием
энергообъектов
(
передачи
данных
аварийных
осциллограмм
и
другой
аварийной
информации
со
стороны
ПС
)
используют
-
ся
существующие
каналы
связи
,
установленные
на
объектах
.
Для
обеспечения
оперативной
доставки
информации
в
Систему
и
предоставления
ее
пользователю
ширина
кана
-
ла
связи
между
подстанцией
и
сервером
составляет
более
64
кбит
/
сек
.
Программное
обеспечение
(
ПО
)
сервера
Системы
:
–
операционная
система
MS Windows Server 2003 Standart
или
выше
;
–
СУБД
MS SQL Server;
–
специализированное
ПО
для
связи
с
осциллографами
;
–
серверная
часть
—
ПО
сбора
и
анализа
аварийных
осциллограмм
(
ООО
«
ЭнергопромАвтоматизация
»).
АРМ
позволяет
организовать
просмотр
и
анализ
данных
аварийных
осциллограмм
с
удаленных
энергообъектов
.
Для
возможности
мобильной
работы
с
аварийной
ин
-
формацией
,
полученной
с
объектов
филиала
,
в
частности
,
ее
скачиванию
с
сервера
Системы
за
пределами
АБК
(
со
стороны
энергообъектов
),
используется
ноутбук
.
Используется
АРМ
офисного
исполнения
.
ПО
АРМ
:
–
операционная
система
MS Windows XP/7
или
выше
;
–
MS Of
fi
ce;
–
Клиентская
(
прикладная
)
часть
—
ПО
сбора
и
анализа
аварийных
осциллограмм
(
ООО
«
ЭнергопромАвтомати
-
зация
»).
Основу
ПТК
составляет
уникальное
ПО
разработ
-
ки
ООО
«
ЭнергопромАвтоматизация
»,
обеспечивающее
высокий
уровень
автоматизации
обработки
аварийной
информации
,
поступающей
на
диспетчерский
пункт
от
множества
осциллографов
,
расположенных
в
различных
точках
энергообъединения
.
В
серверной
части
производится
:
–
объединение
на
сервере
отдельных
осциллограмм
в
единые
аварийные
процессы
по
признаку
общего
интервала
времени
;
–
ведение
долговременного
архива
аварийных
процессов
на
объекте
;
Рис
. 2.
Структура
программно
-
технического
комплекса
Системы
Интерфейсы
взаимодействия
со
смежными
системами
Оборудование
связи
Шлюзы
АСТУ
/
АСДУ
,
подстанционные
серверы
энергообъектов
Каналы
связи
Сервер
C
истемы
АРМ
C
истемы
ПТК
FTP
,
МЭК
60870-5-104
Сторонние
системы
с
функцией
РАС
(
ОМП
,
контроллеры
присоединения
и
др
.)
РЗА
/
ПА
/
сторонние
системы
с
функцией
РАС
РЗА
/
ПА
Устройства
РАС
38
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
Диагностика
и
мониторинг
–
обработка
осциллограмм
аварийных
процессов
с
раз
-
ным
шагом
осциллографирования
;
–
подготовка
и
архивирование
файла
аварии
для
переда
-
чи
на
верхние
уровни
диспетчерского
управления
.
Сервер
Системы
обеспечивает
прием
аварийных
ос
-
циллограмм
МП
устройств
(
РАС
,
РЗА
и
др
.)
энергообъектов
в
формате
COMTRADE.
Реализована
возможность
преоб
-
разования
осциллограмм
аварийных
процессов
от
микро
-
процессорных
устройств
,
не
поддерживающих
стандартные
форматы
,
из
их
внутреннего
формата
в
формат
базы
данных
и
,
при
необходимости
,
в
универсальный
формат
COMTRADE
на
уровне
программного
обеспечения
смежных
систем
.
На
сервере
Системы
устанавливается
специализиро
-
ванное
ПО
,
которое
обеспечивает
непосредственную
связь
с
осциллографами
,
расположенными
на
объектах
:
–
ПО
для
связи
с
осциллографами
РЭС
-3 (
ПО
«SignW»
компании
ООО
«
Прософт
-
Системы
»);
–
ПО
для
связи
с
осциллографами
НЕВА
(
ПО
«
Нева
»
ком
-
пании
ЗАО
«
НПФ
«
ЭНЕРГОСОЮЗ
»);
–
ПО
для
связи
с
осциллографами
ЭКРА
(
ПО
«DFRLink»
компании
ООО
НПП
«
ЭКРА
»);
–
ПО
для
связи
с
осциллографами
SPAC (
ПО
«SMS»
ком
-
пании
ABB);
–
ПО
для
связи
с
осциллографами
БМРЗ
(
ПО
«
Кон
фи
гу
ра
-
тор
-
МТ
»
компании
ООО
«
НТЦ
«
Механотроника
»).
Передача
осциллограмм
и
доступ
к
ним
производятся
по
общепринятым
протоколам
передачи
данных
(FTP
и
др
.).
На
рабочих
станциях
реализуются
следующие
возмож
-
ности
:
–
возможность
отображения
на
осциллограмме
последо
-
вательности
срабатывания
защит
,
блинкеров
,
коммута
-
ционной
аппаратуры
и
других
дискретных
сигналов
;
–
автоматическая
разбивка
на
кадры
по
критериям
,
зара
-
нее
заданным
пользователем
программы
(
в
один
кадр
попадает
информация
от
физически
связанных
величин
,
например
, 3
фазы
токов
и
3
фазы
напряжений
по
присо
-
единениям
);
–
возможность
сохранения
информации
об
аварии
в
поль
-
зовательском
архиве
на
рабочей
станции
с
различными
комментариями
;
–
многооконный
интерфейс
,
отображающий
осциллограм
-
мы
в
нескольких
кадрах
одновременно
(
рисунки
3, 5);
–
экспресс
-
обзор
зоны
распространения
аварии
по
объ
-
екту
(
перечень
присоединений
,
оборудования
,
сигналов
,
задействованных
в
аварии
) (
рисункок
4).
Рис
. 3.
Отображение
данных
по
трем
устройствам
и
двум
подстанциям
Рис
. 4.
Окно
«
Анализ
аварии
»
39
В
Системе
предусмотрено
наличие
обзорного
кадра
для
экспресс
-
анализа
всего
аварийного
процесса
и
бы
-
строго
перемещения
по
данным
аварии
(
рисункок
6).
Также
в
Системе
имеется
широкий
спектр
инструментов
Рис
. 5.
Отображение
данных
по
двум
устройствам
и
двум
подстанциям
Рис
. 6.
Обзорный
кадр
для
экспресс
-
анализа
всего
аварийного
процесса
для
подготовки
документа
к
печати
(
цвет
,
линии
,
тексты
,
метки
,
стрелки
и
т
.
д
.),
позволяющий
пользователю
автома
-
тизировать
процесс
анализа
осциллограмм
,
предусмотрены
возможности
их
предварительного
просмотра
и
распечатки
.
40
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
Диагностика
и
мониторинг
Рис
. 8.
Векторная
диаграмма
по
двум
устройствам
Рис
. 7.
Векторная
диаграмма
по
двум
устройствам
Также
Системой
реализуются
следующие
возможности
:
–
настройка
конфигурации
программы
просмотра
под
кон
-
кретного
пользователя
;
–
работа
с
группами
сигналов
;
В
Системе
предусмотрено
наличие
векторных
диа
-
грамм
,
разложение
трехфазных
систем
на
прямую
,
обрат
-
ную
и
нулевую
последовательность
,
спектральный
анализ
(
рисунки
7, 8).
41
–
вывод
численного
значения
сигнала
в
область
графи
-
ческого
отображения
и
перемещение
его
в
любое
место
этой
области
;
–
синхронизация
отображения
кадров
;
–
определение
максимальных
и
минимальных
ам
пли
туд
-
ных
и
действующих
значений
на
определенном
времен
-
ном
интервале
.
Внедрение
централизованной
системы
регистрации
аварий
позволяет
снизить
ущерб
от
нарушений
энерго
-
снабжения
целых
регионов
при
сложных
авариях
в
объеди
-
ненных
энергосистемах
за
счет
оперативного
выявления
и
локализации
неисправностей
.
Повышение
эффективности
управления
электрически
-
ми
сетями
,
прежде
всего
,
связано
с
увеличением
объема
,
достоверности
,
точности
и
оперативности
получения
и
ана
-
лиза
аварийной
информации
о
работе
средств
РЗА
и
РАС
электрических
сетей
при
различных
режимах
функциони
-
рования
электрической
сети
операционной
зоны
филиала
.
Таким
образом
,
достигается
:
–
снижение
недоотпуска
электроэнергии
в
энергообъ
-
единении
за
счет
сокращения
сроков
разбора
аварий
и
,
как
следствие
,
уменьшение
времени
ликвидации
технологических
нарушений
;
–
сокращение
количества
аварийных
ситуаций
в
резуль
-
тате
ошибочных
действий
персонала
за
счет
повыше
-
ния
эффективности
регистрации
и
анализа
аварийных
событий
и
процессов
;
–
повышение
эффективности
определения
места
повреждения
на
линиях
электропередачи
;
–
снижение
эксплуатационных
расходов
филиала
за
счет
оперативного
доступа
персонала
к
данным
,
записан
-
ным
средствами
РАС
,
при
расследовании
произошед
-
шей
аварии
посредством
автоматического
сбора
всей
необходимой
информации
на
сервере
Системы
;
–
исключение
повторения
аварийных
ситуаций
благода
-
ря
возможности
проведения
исчерпывающего
анализа
зафиксированных
аварийных
процессов
;
–
сокращение
времени
работы
персонала
,
требующегося
для
разбора
аварийной
ситуации
и
принятия
соответ
-
ствующих
решений
по
их
устранению
.
Интерфейс
работы
с
программой
прост
в
освоении
,
широкие
функциональные
возможности
облегчают
ра
-
боту
служб
РЗА
в
части
получения
аварийной
инфор
-
мации
.
По
результатам
опытной
эксплуатации
созданный
инновационный
продукт
представляет
собой
техноло
-
гическую
базу
для
развития
систем
сбора
и
обработки
аварийной
информации
всех
энергообъектов
филиала
.
ВЫВОДЫ
Разработанная
Система
объединяет
в
себе
достоинства
используемых
в
настоящее
время
систем
регистрации
пу
-
тем
использования
универсального
человеко
-
машинного
РЕКОМЕНДУЕМАЯ
ЛИТЕРАТУРА
1.
ГОСТ
12.2.007.0-75.
Система
стандартов
безопасности
труда
.
Изделия
электротехнические
.
Общие
требова
-
ния
безопасности
.
2.
ГОСТ
32144-2013.
Электрическая
энергия
.
Совмести
-
мость
технических
средств
электромагнитная
.
Нормы
качества
электрической
энергии
в
системах
электро
-
снабжения
общего
назначения
.
3.
ГОСТ
24.104-85.
Единая
система
стандартов
автома
-
тизированных
систем
управления
.
Автоматизирован
-
ные
системы
управления
.
Общие
требования
.
4.
ГОСТ
24.701-86.
Единая
система
стандартов
автома
-
тизированных
систем
управления
.
Надежность
авто
-
матизированных
систем
управления
.
Основные
поло
-
жения
.
5.
ГОСТ
27.003-90.
Надежность
в
технике
.
Состав
и
об
-
щие
правила
задания
требований
по
надежности
.
6.
ГОСТ
27.002-2015.
Надежность
в
технике
.
Проектная
оценка
надежности
сложных
систем
с
учетом
техни
-
ческого
и
программного
обеспечения
и
оперативного
персонала
.
Основные
положения
.
7.
Информационное
письмо
ЦДУ
ЕЭС
России
№
91 «
Ре
-
комендации
по
подключению
аналоговых
и
дискрет
-
ных
сигналов
к
регистраторам
аварийных
событий
(
РАС
)
и
его
пуску
при
аварийных
нарушениях
в
ЭЭС
».
М
., 22.11.2001.
8.
Информационное
письмо
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
№
54/1993
«
О
формате
«COMTRADE».
М
., 17.10.2005.
9.
Межотраслевые
правила
по
охране
труда
(
правила
безопасности
)
при
эксплуатации
электроустановок
(
ПОТ
Р
М
-016-2001,
РД
153-34.0-03.150-00).
10.
Мероприятия
(
расчет
специалистов
и
нормо
-
часов
)
по
техническому
обслуживанию
компонентов
Системы
.
11.
МЭК
60870-5-101.
Устройства
и
системы
телемехани
-
ки
.
Часть
5.
Протоколы
передачи
.
Раздел
101.
Обоб
-
щающий
стандарт
по
основным
функциям
телемеха
-
ники
.
12.
МЭК
60870-5-104.
Устройства
и
системы
телемехани
-
ки
.
Часть
5.
Протоколы
передачи
.
Раздел
104.
Доступ
к
сети
для
ГОСТ
Р
МЭК
870-5-101
с
использованием
стандартных
транспортных
профилей
.
13.
Правила
устройства
электроустановок
(
все
действую
-
щие
разделы
шестого
и
седьмого
изданий
с
измене
-
ниями
и
дополнениями
).
Сибирское
университетское
издательство
, 2008.
14.
Правила
технической
эксплуатации
электроустановок
потребителей
,
утв
.
приказом
Минэнерго
России
от
13.01.2003
№
6 (
зарегистрировано
в
Минюсте
России
22.01.2003
№
4145).
15.
РД
34.35.120-90.
Основные
положения
по
созданию
автоматизированных
систем
управления
технологи
-
ческими
процессами
(
АСУТП
)
подстанций
напряжени
-
ем
35–1150
кВ
.
М
.:
СПО
ОРГРЭС
, 1991.
16.
РД
34.35.310-97.
Общие
технические
требования
к
ми
-
кропроцессорным
устройствам
защиты
и
автоматики
энергосистем
.
42
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
2(13),
июнь
2019
Диагностика
и
мониторинг
интерфейса
,
позволяющего
производить
анализ
осцил
-
лограмм
,
собранных
с
множества
регистраторов
,
удален
-
ных
друг
от
друга
на
большое
расстояние
.
Использован
универсальный
инструмент
,
который
подходит
как
для
просмотра
осциллограмм
,
так
и
для
их
математической
обработки
с
целью
получения
бо
-
лее
полной
информации
об
аварийных
процессах
,
про
-
текающих
в
сетях
.
В
иерархической
системе
сбора
и
просмотра
ава
-
рийной
информации
от
разнородных
распределенных
источников
для
распределительных
сетей
использует
-
ся
гибкая
система
интеграции
устройств
,
позволяющая
стыковаться
как
с
серверами
АСУ
ТП
,
устанавливаемы
-
ми
на
объектах
,
так
и
с
устройствами
РЗА
напрямую
,
посредством
специального
программного
обеспече
-
ния
,
устанавливаемого
на
сервере
Системы
.
При
этом
поддерживаются
все
стандартные
протоколы
связи
и
стандартный
формат
осциллограмм
COMTRADE.
За
счет
увеличения
количества
источников
инфор
-
мации
появляется
возможность
производить
оценку
сис
темных
аварий
,
затрагивающих
большое
количество
устройств
на
различных
объектах
энергообъединения
.
Система
подобного
рода
предоставляет
исключи
-
тельные
возможности
ретроспективного
анализа
,
до
-
стижение
которых
было
бы
невозможно
при
использо
-
вании
разрозненных
систем
регистрации
.
Издательство
журнала
«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
»
выпустило
книгу
академика
РАЕН
,
профессора
Владимира
Абрамовича
НЕПОМНЯЩЕГО
Тираж
книги
5000
экз
.,
объем
196
с
.,
формат
170
х
235
мм
.
Для
приобретения
издания
необходимо
позвонить
по
многоканальному
телефону
+7 (495) 645-12-41
или
написать
по
e-mail: [email protected]
В
монографии
исследована
надежность
обору
-
дования
электростанций
и
электрических
сетей
напряжением
1150–10(6)
кВ
,
разработана
мето
-
дика
сбора
и
статистичес
кой
обработки
инфор
-
мации
о
надежности
оборудования
.
На
основе
статистических
данных
и
расчетов
определены
основные
параметры
надежности
и
динамика
их
изменения
в
процессе
эксплуатации
.
Выявлены
статистические
законы
распределения
отказов
и
времени
восстановления
элементов
энергосис
-
тем
.
Проведено
их
сравнение
с
зарубежными
данными
.
43
Оригинал статьи: Иерархическая система сбора и просмотра аварийной информации от разнородных распределенных источников
В статье рассмотрены результаты теоретических и экспериментальных исследований и общие технические решения по иерархической системе сбора и просмотра аварийной информации от разнородных распределенных источников филиала АО «Тюменьэнерго» Нижневартовские электрические сети, разработанной ООО «ЭнергопромАвтоматизация» с учетом опыта эксплуатации АО «Тюменьэнерго». Повышение эффективности управления электрическими сетями, прежде всего, связано с увеличением объема, достоверности, точности и оперативности получения и анализа аварийной информации о работе средств релейной защиты и автоматики и регистрацией аварийных событий электрических сетей при различных режимах функционирования электрической сети, что достигается внедрением инновационной системы сбора и просмотра аварийной информации от разнородных распределенных источников.
