Мониторинг показателей бесперебойности электроснабжения потребителей и технологических процессов в сетях 20 кВ

Page 1
background image

Page 2
background image

СЕТИ  РОССИИ

80

э

л

е

к

т

р

и

ч

е

с

к

и

е

 с

е

т

и

 2

0

 к

В

электрические сети 20 кВ

Мониторинг показателей 
бесперебойности
электро снабжения 
потребителей 
и технологических 
процессов в сетях 20 кВ

 

 Андрей КУЗИН, ассистент кафедры РЗиАЭс НИУ «МЭИ»

С

истема

 

мониторинга

 

показателей

 

бесперебойности

 

поставки

 

электри

-

ческой

 

энергии

 

потребителям

 — 

ин

-

струмент

используемый

 

для

 

само

-

оценки

 

работы

 

электросетевых

 

компаний

 

либо

 

внешней

 

оценки

 

их

 

деятельности

.

В

 

значительной

 

степени

 

для

 

мониторинга

 

показателей

 

бесперебойности

 

электроснабже

-

ния

 

потребителей

 

и

 

технологических

 

процес

-

сов

 

могут

 

быть

 

использованы

 

уже

 

имеющиеся

 

в

 

эксплуатации

 

системы

телемеханика

РЗА

вторичные

 

и

 

измерительные

 

цепи

 

силового

 

оборудования

 

и

 

т

.

п

.

 

Фактически

 

нет

 

необходимости

 

внедрять

 

новые

 

приборы

устройства

 

или

 

системы

Оборудования

уже

 

имеющегося

 

в

 

эксплуата

-

ции

достаточно

 

при

 

системном

 

подходе

 

для

 

организации

 

автоматического

 

мониторинга

 

основных

 

показателей

.

ПОКАЗАТЕЛИ

 

БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ

 

ПОСТАВКИ

 

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

 

ЭНЕРГИИ

 

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

Почему

 

система

 

мониторинга

 

показателей

 

бесперебойности

 

поставки

 

электрической

 

энергии

 

потребителям

 

становится

 

важной

 

составляющей

 

деятельности

 

электросете

-

вых

 

компаний

Например

ежегодный

 

между

-

народный

 

рейтинг

 

Всемирного

 

банка

 Doing 

Business («

Ведение

 

бизнеса

») 

оценивает

 

189 

стран

 

по

 10 

индикаторам

 

регулирова

-

ния

 

предпринимательской

 

деятельности

С

 2014 

года

 

рейтинг

 

РФ

 

определялся

 

путем

 

агрегирования

 

результатов

 

по

 

двум

 

круп

-

нейшим

 

городам

 

страны

 — 

Москве

 

и

 

Санкт

-

Петербургу

В

 2015 

году

 

в

 

качестве

 

допол

-

нительных

 

параметров

 

при

 

формировании

 

рейтинга

 2016 

года

 

впервые

 

использовался

 

показатель

 

частоты

 

и

 

времени

 

перерывов

 

энергоснабжения

 — SAIDI, SAIFI. 

В

 

рейтинге

 

Всемирного

 

банка

 Doing Business-2016 

по

 

по

-

казателю

  «

Подключение

 

к

 

системе

 

электро

-

снабжения

» 

Россия

 

совершила

 

качественный

 

прорыв

 

и

 

поднялась

 

на

 29 

место

 

в

 

рейтинге

Россия

 

показала

 

лучший

 

результат

 

среди

 

партнеров

 

по

 

БРИКС

Таким

 

образом

показатели

 

бесперебой

-

ности

 

поставки

 

электрической

 

энергии

 

потре

-

бителям

 

становятся

 

объективным

 

фактором

 

оценки

 

как

 

самих

 

энергокомпаний

так

 

и

 

ин

-

струментом

 

оценки

 

экономической

 

деятель

-

ности

 

в

 

целом

инфраструктуру

 

которой

 

обе

-

спечивают

в

 

том

 

числе

и

 

электросетевые

 

компании

.

По

 

материалам

II 

Всероссийской

 

конференции

«

ТЕХНИКО

-

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ

 

АСПЕКТЫ

 

РАЗВИТИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

 

СЕТЕЙ

 20 

кВ

»


Page 3
background image

81

Основные

 

показателей

 

бесперебойности

 

по

-

ставки

 

электрической

 

энергии

 

потребителям

вы

-

деленные

 

на

 

сегодня

 [1]:

1. 

Надежность

 

электроснабжения

 — 

способность

 

системы

 

электроснабжения

в

 

составе

 

кото

-

рой

 

работают

 

энергопринимающие

 

установки

 

потребителей

при

 

определенных

 

условиях

 

обеспечить

 

им

 

поставку

 

электрической

 

энер

-

гии

  (

мощности

в

 

соответствии

 

с

 

заявленными

 

величинами

 

и

 

договорными

 

обязательствами

 

при

 

соблюдении

 

установленных

 

норм

 

качества

 

электроэнергии

.

2. 

Бесперебойность

 

поставки

 

электроэнергии

 — 

расчетные

 

численные

 

показатели

 

событий

 

в

 

электрической

 

сети

  (

как

 

правило

продолжи

-

тельность

 

таких

 

событий

частота

 

их

 

возникно

-

вения

обусловленный

 

ими

 

недоотпуск

 

электро

-

энергии

), 

при

 

которых

 

действующее

 

значение

 

напряжения

 

на

 

зажимах

 

электроприемников

 

потребителей

 

в

 

сети

 

опускается

 

ниже

 0,9•

U

ном

.

3. 

Качество

 

электрической

 

энергии

 — 

степень

 

соответствия

 

характеристик

 

электрической

 

энергии

 

в

 

какой

-

либо

 

точке

 

электрической

 

сети

 

(

системы

совокупности

 

нормированных

 

пока

-

зателей

.

4. 

Провал

 

напряжения

 — 

временное

 

снижение

 

напряжения

 

в

 

конкретной

 

точке

 

электрической

 

сети

 (

системы

ниже

 

установленного

 

порогово

-

го

 

значения

.

5. 

Перенапряжение

 — 

временное

 

возрастание

 

напряжения

 

в

 

конкретной

 

точке

 

электрической

 

системы

 

выше

 

установленного

 

порогового

 

зна

-

чения

 (

как

 

правило

выше

 1,1•

U

ном

).

6. 

Перерыв

 

электроснабжения

 — 

ситуация

при

 

которой

 

действующее

 

значение

 

напряжения

 

в

 

точке

 

передачи

 

электрической

 

энергии

 

со

-

ставляет

 

менее

 5% 

опорного

 

напряжения

 (

кра

-

тковременные

 — 

продолжительностью

 

менее

 

минут

длительные

 — 

свыше

 3 

минут

).

Зарубежные

 

стандарты

 IEEE 1366-2012 

и

 EN 

50160 (2010) 

определяют

 

ряд

 

показателей

 

беспе

-

ребойности

 

поставки

 

электроэнергии

:

1) SAIDI — 

коэффициент

 

средней

 

продолжитель

-

ности

 

отключений

 

в

 

системе

;

2) SAIFI — 

коэффициент

 

средней

 

частоты

 

отклю

-

чений

 

в

 

системе

;

3) CAIDI — 

коэффициент

 

средней

 

продолжитель

-

ности

 

отключений

 

потребителя

;

4) CAIFI — 

коэффициент

 

средней

 

частоты

 

отклю

-

чений

 

потребителя

;

5) MAIFI — 

коэффициент

 

средней

 

частоты

 

кратко

-

временных

 

перерывов

 

электроснабжения

 

про

-

должительностью

 

меньше

 

заданной

;

6) ENS — 

недоотпуск

 

электроэнергии

;

7) AIT — 

среднее

 

время

 

перерывов

;

8) CI — 

количество

 

перерывов

 

электроснабжения

 

потребителей

;

9) CML — 

суммарная

 

продолжительность

 

отклю

-

чений

 

потребителей

;

10) ASIDI — 

средний

 

коэффициент

 

продолжитель

-

ности

 

отключений

;

11) ASIFI  — 

средний

 

показатель

 

частоты

 

отключе

-

ний

 

в

 

системе

.

С

 

учетом

 

опыта

 

эксплуатации

 

распределитель

-

ных

 

электрических

 

сетей

 

и

 

возможности

 

реального

 

постоянного

 

контроля

о

 

чем

 

речь

 

пойдет

 

ниже

мож

-

но

 

выделить

 

следующие

 

основные

 

показатели

1. 

Для

 

длительных

 

перерывов

 

электроснабже

-

ния

 (

более

 3 

мин

), 

с

 

разделением

 

на

 

плановые

 

и

 

внеплановые

:

 

– SAIDI;

 

– SAIFI.

2. 

Для

 

кратковременных

 

перерывов

 

электроснаб

-

жения

 (3 

мин

 

и

 

менее

):

 

количество

 

и

 

характеристики

 

кратковремен

-

ных

 

перерывов

 

электроснабжения

.

3. 

Для

 

провалов

 

напряжения

 

и

 

перенапряжений

:

 

количество

 

и

 

характеристики

 

провалов

 

напряжения

;

 

количество

 

и

 

характеристики

 

перенапряже

-

ний

.

4. 

Дополнительно

 (

при

 

наличии

 

соответствующих

 

технических

 

возможностей

 

СИ

):

 

соответствие

 

КЭ

 

требованиям

 

нормативных

 

документов

;

 

действующее

 

значение

 

напряжения

 

в

 

сети

.

ВОЗМОЖНОСТИ

 

ПОСТОЯННОГО

 

КОНТРОЛЯ

 

ОСНОВНЫХ

 

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

 

БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ

 

ПОСТАВКИ

 

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

 

ЭНЕРГИИ

 

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

В

 

настоящее

 

время

 

существует

 

достаточно

 

боль

-

шая

 

теоретическая

 

база

разрабатываемая

в

 

основ

-

ном

европейскими

 

и

 

североамериканскими

 

произво

-

дителями

 

специализированных

 

систем

 

управления

 

или

 

научно

-

техническими

 

ассоциациями

 

при

 

участии

 

тех

 

же

 

производителей

 

по

 

организации

 «

умных

» 

се

-

тей

, «

интеллектуальных

» 

сетей

 

и

 

т

.

п

., 

предусматри

-

вающих

в

 

том

 

числе

и

 

возможность

 

онлайн

-

монито

-

ринга

 

работы

 

электрической

 

сети

Основные

 

элементы

которые

 

обычно

 

включа

-

ются

 

в

 

теорию

 «

умных

» 

сетей

:

1) 

умная

 

генерация

в

 

том

 

числе

 

распределенная

 

генерация

ВИЭ

 

и

 

пр

.;

2) 

системы

 

контроля

 

и

 

управления

:

 

системы

 

управления

 (DMS),

 

управление

 

отключениями

 (

О

MS),

 

геоинформационные

 c

истемы

 (GIS);

3) Smart Metering: 

 

системы

 

сбора

 

данных

,

 

системы

 

обработки

 

данных

,

 

удаленное

 

управление

 

и

 

параметризация

.

Инвестиции

 

в

 

мире

 

в

  «

умные

» 

сети

 

последо

-

вательно

 

увеличиваются

по

 

некоторым

 

оценкам

с

 60 

млрд

 

долларов

 

в

 2010 

году

 

до

 180 

млрд

 

дол

-

ларов

 

в

 2015 

году

В

 

качестве

 

основного

 

инструмента

 

для

 

созда

-

ния

  «

умных

» 

сетей

 

обычно

 

рассматриваются

 

программные

 

автоматизированные

 

комплексы

внедряемые

в

 

основном

путем

 

инсталляции

 

про

-

граммных

 

модулей

 

на

 

серверное

 

оборудование

.

 4 (37) 2016


Page 4
background image

82

СЕТИ РОССИИ

Табл

. 1. 

Прогнозные

 

сроки

 

телемеханизации

 

сети

 6–10 

кВ

Всего

ТП

РП

 

6–10 

кВ

Теле

-

механизировано

в

 

соответствии

 

с

 

документацией

Количество

сооружений

,

фактически

 

обес

-

печивающих

 

ТИ

/

ТС

Прогнозируемые

 

сроки

 

обес

-

печения

 

уровня

 

телемеханизации

в

 

объеме

достаточном

 

для

 

рабо

-

ты

 

систем

 DMS 

в

 

режиме

 

онлайн

Распределительная

 

сеть

 

(

город

 600 000 

жителей

)

3800

Около

 130

4

35–50% 

от

 

общего

 

кол

-

ва

 

ТП

РП

 — 

не

 

менее

 10 

лет

Центральный

 

район

 

круп

-

ного

 

мегаполиса

168 (

РП

РТП

)

112

56 (

частично

 

ТС

)

80–100% 

от

 

общего

 

кол

-

ва

 

РП

 —

3–4 

года

Распределительная

 

сеть

 

(

город

 1,3 

млн

 

жителей

)

Ок

  1400

80 

65 (

частично

 

ТС

)

80–100% 

от

 

общего

 

кол

-

ва

 

РП

 —

2–3 

года

 

а

б

в

)

Рис

. 2. 

Расчет

 

в

 

токах

 

сети

 

с

 

двусторонним

 

питанием

а

исходная

 

схема

 

замещения

б

схема

 

с

 

эквивалентными

 

нагрузками

в

схема

 

с

 

нагрузками

 

в

 

токах

 

При

 

рассмотрении

 

ие

 

рар

-

хии

 

программных

 

моду

-

лей

 

современных

 

автома

-

тизированных

 

комплек

-

сов

  (

рисунок

 1) 

возможно

 

определить

что

 

необхо

-

димым

 

условием

 

работы

 

всех

 

вышестоящих

 

ин

-

теллектуальных

 

модулей

 

является

 

реализованный

 

функционал

 

базовой

 

ча

-

сти

 — SCADA, 

по

 

сбору

 

и

 

обработке

 

данных

а

 

так

-

же

 

обеспечению

 

связи

 

вы

-

шестоящих

 

систем

 

с

 

теле

-

механикой

 

объектов

.

Также

 

для

 

работы

 

рас

-

четных

 

модулей

 

систем

 

DMS, 

предназначенных

 

для

 

расчета

 

режимов

 

сети

 

и

 

следствий

 

из

 

этих

 

расчетов

советчика

 

диспетчера

алгоритмов

 FLISR, 

прогнозирования

 

и

 

т

.

п

., 

требуются

 

реальные

 

измерения

 

напряжений

 

в

 

узлах

то

 

есть

 

реальная

 

работа

 

системы

 

теле

-

механики

 

и

 

полностью

 

сформированная

 

база

 

дан

-

ных

 

по

 

электрическим

 

параметрам

 

всех

 

элементов

 

электрической

 

сети

 (

рисунок

 2). 

То

 

есть

 

для

 

расче

-

та

 

параметров

 

режима

 

сети

 

с

 

двусторонним

 

пита

-

нием

 

необходимо

:

1. 

Сформировать

 

схемы

 

замещения

 

сети

то

 

есть

 

подготовить

 

данные

 

по

 

всей

 

сети

 

по

 

электриче

-

ским

 

характеристикам

 

кабельных

 

линий

комму

-

тационных

 

аппаратов

трансформаторам

 

и

 

про

-

чего

 

и

 

ввести

 

эти

 

характеристики

 

в

 

базу

 

данных

.

2. 

Получать

 

в

 

постоянном

 

режиме

 

данные

 

о

 

значе

-

нии

 

напряжения

 

в

 

узлах

 

сети

то

 

есть

 

обеспечить

 

сбор

 

ТИ

 

с

 

устройств

 

телемеханики

.

Дальнейший

 

расчет

 

сводится

 

к

 

итерационному

 

процессу

 

с

 

последовательным

 

уточнением

 

параме

-

тров

 

режима

.

Таким

 

образом

рассматривая

 

практический

 

опыт

 

внедрения

 

комплексных

 

проектов

 

по

 «

интел

-

лектуализации

» 

электрических

 

сетей

можно

 

от

-

метить

 

следующее

:

1. 

Вне

 

зависимости

 

от

 

функционала

 

приобретаемо

-

го

 

ПО

 

фактически

 

происходит

 

запуск

 

оффлайн

-

си

-

стемы

так

 

как

 

количество

 

сигналов

 

телемеханики

 

с

 

объектов

 

либо

 

несоизмеримо

 

мало

 

в

 

сравнении

 

с

 

объемом

 

распределительной

 

сети

внесенной

 

в

 

АСУ

 

ЭС

либо

 

телемеханика

 

присутствует

 

то

-

чечно

например

на

 

некоторых

 

новых

 

объектах

и

 

нет

 

возможности

 

быстрого

 

наращивания

 

коли

-

чества

 

сигналов

 

сразу

 

после

 

ввода

 

АСУ

 

ЭС

 

в

 

экс

-

плуатацию

 

по

 

целому

 

ряду

 

причин

.

SCADA

DMS

GIS

OMS

EMS

Система

 

для

 

сбора

 

и

 

обработки

 

данных

.

Работает

 

в

 

реальном

 

времени

Обеспечивает

 

связь

 

вышесто

-

ящих

 

систем

 

с

 

телемеханикой

 

объектов

Система

 

управления

 

распределительными

 

сетями

.

В

 

общей

 

сложности

 

в

 

ее

 

состав

 

входит

 

более

 60 

функций

таких

 

как

 

планирование

 

и

 

оптимизация

 

работы

 

сети

анализ

 

работы

 

сети

планирование

 

развития

 

сети

управление

 

работой

 

сети

обучение

 

персонала

 

и

 

др

.

Приложение

 

для

 

оптимизации

 

работы

 

и

 

обслуживания

 

объектов

 

сети

Основные

 

задачи

учет

 

и

 

анализ

 

технического

 

состояния

 

оборудования

управление

 

в

 

режиме

 

простоя

 

сети

составление

 

графиков

 

переключений

 

и

 

управление

 

рабочими

 

бригадами

Входит

 

в

 

состав

 

системы

 DMS/

Приложения

 

для

 

оперативного

 

управления

 

режимами

 

работы

 

сетей

 

высокого

 

напряжения

Геоинформационная

 

система

 

для

 

сбора

хранения

анализа

графической

 

визуализации

 

пространственных

 

данных

Рис

. 1. 

Иерархия

 

модулей

 

систем

 

управления

 

ЭС


Page 5
background image

83

2. 

Оценочно

в

 

зависимости

 

от

 

структуры

штат

-

ной

 

численности

 

электросетевого

 

предпри

-

ятия

объема

 

нового

 

строительства

 

и

 

финан

-

сирования

в

 

год

 

возможно

 

реконструировать

/

монтировать

 

вновь

 

системы

 

телемеханики

 

от

 

нескольких

 

десятков

 

до

 

нескольких

 

сотен

 

сете

-

вых

 

сооружений

 (

таблица

 1). 

3. 

С

 

учетом

 

таких

 

факторов

как

 

организация

 

и

 

проведение

 

тендерных

 

процедур

разработка

 

и

 

согласование

 

документации

наличие

 

исход

-

ных

 

данных

 

в

 

необходимом

 

количестве

 

и

 

фор

-

мате

начало

 

работы

 

систем

 

комплексного

 

контроля

 

и

 

управления

 

распределительными

 

сетями

 (

АСУ

 

ЭС

, DMS 

и

 

т

.

п

.) 

возможно

 

не

 

ранее

чем

 

через

 

несколько

 

лет

 

после

 

старта

 

проекта

.

4. C 

учетом

 

того

что

 

онлайновые

 DMS-

системы

 

кардинально

 

обновляются

 

производителями

 

(

переходят

 

на

 

новые

 

версии

каждые

 5–7 

лет

средний

 

цикл

 

полноценного

 

внедрения

 

онлай

-

новой

 

АСУ

 

ЭС

то

 

есть

 

до

 

запуска

 

ее

 

в

 

эксплу

-

атацию

 

в

 

режиме

 

онлайн

 

на

 

основе

 

сигналов

 

и

 

измерений

 

с

 

полевых

 

сооружений

получае

-

мых

 

в

 

реальном

 

времени

может

 

быть

 

длиннее

чем

 

цикл

 

жизни

 

самого

 

внедряемого

 

ПТК

В

 

ре

-

зультате

заканчивая

 

внедрение

 

одной

 

систе

-

мы

следует

 

немедленно

 

переходить

 

к

 

ее

 

об

-

новлению

обычно

 

путем

 

полной

 

переустановки

 

с

 

частичной

 

модернизацией

 

оборудования

 

дис

-

петчерского

 

пункта

.

ФАКТИЧЕСКИЕ

 

ВОЗМОЖНОСТИ

 

ПОСТРОЕНИЯ

 

СИСТЕМЫ

 

ПОСТОЯННОГО

 

КОНТРОЛЯ

 

ОСНОВНЫХ

 

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

 

БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ

 

ПОСТАВКИ

 

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

При

 

рассмотрении

 

фактического

 

уровня

 

теле

-

механизации

  (

например

РЭС

 

одного

 

из

 

мегапо

-

лисов

 — 

рисунок

 3) 

возможно

 

увидеть

 

как

 

под

-

тверждение

 

выводов

изложенных

 

выше

так

 

и

 

дополнительные

 

факторы

:

1. 

Низкая

 

степень

 

телемеханизации

 

сети

 10 

кВ

Цветом

 

на

 

экране

 

АРМ

 TOPAZ 

обозначены

 

РП

оборудованные

 

системой

 

телемеханики

РП

 

с

 

желтой

 

раскраской

 — 

находящиеся

 

в

 

данный

 

момент

 

не

 

на

 

связи

Отдельные

 

номерные

 

объ

-

екты

 

на

 

КЛ

 

между

 

РП

 — 

трансформаторные

 

подстанции

  (

ТП

), 

преимущественное

 

количе

-

ство

 

которых

 

не

 

оснащено

 

телемеханикой

2. 

Так

 

как

 

участок

 

распределительной

 

сети

 

выве

-

ден

 

на

 

АРМ

 

и

 

частично

 

наблюдаем

достаточно

 

несложно

 

автоматически

 

получать

 

дополни

-

тельную

 

информацию

 

по

 

объектам

:

 

адрес

 

контролируемого

 

объекта

 

измерения

 

и

 

его

 

географические

 

координаты

;

 

адреса

 

абонентов

получающих

 

питание

 

от

 

точки

 

контроля

.

3. 

От

 

систем

 

телемеханики

 

РП

 

и

 

телемеханизиро

-

ванных

 

ТП

 

возможно

 

получить

 

следующую

 

ин

-

формацию

:

 

отклонения

 

напряжения

;

 

характеристики

 

провалов

 

напряжения

;

 

характеристики

 

перенапряжений

;

 

характеристики

 

перерывов

 

электроснабже

-

ния

 

потребителей

;

 

I

P

Q

W

P

W

Q

.

4. 

При

 

этом

в

 

сети

 

находится

 

значительное

 

ко

-

личество

 

оборудования

 

оборудования

аппара

-

тов

 

и

 

приборов

информация

 

с

 

которых

 

может

 

быть

 

легко

 

интегрирована

 

в

 

эксплуатируемую

 

SCADA, 

в

 

данном

 

случае

 SCADA TOPAZ:

 

терминалы

 

РЗиА

 

модули

 (

контроллеры

телемеханики

;

 

счетчики

 

э

/

э

 

и

/

или

 

УСПД

;

 

реклоузеры

;

 

УТКЗ

;

 

охранно

-

пожарная

 

сигнализация

СКУД

;

 

видеонаблюдение

;

 

прочие

 

системы

.

При

 

организации

 

предварительных

 

испытаний

 

совместной

 

работы

 SCADA (

используемого

 

ПТК

и

 

каждого

 

основного

 

типа

 

используемых

 

устройств

 

возможно

 

поэтапное

 

повышение

 

наблюдаемости

 

сети

 

за

 

счет

 

постепенного

 

увеличения

 

количества

 

сигналов

получаемых

 

по

 

существующим

 

или

 

вновь

 

организуемым

 

каналам

 

связи

 

от

 

существующих

уже

 

эксплуатируемых

 

в

 

сети

 

устройств

 

и

 

систем

Таким

 

образом

становится

 

возможен

 

последова

-

тельный

 

метод

 — 

первоочередное

 

внедрение

/

вос

-

становление

 

телемеханизации

 

объектов

 

до

 

начала

 

работ

 

по

 

внедрению

 

АСУ

 

ЭС

При

 

этом

 

важно

что

-

бы

 

телемеханизация

 

и

 

интеграция

 

имеющегося

 

обо

-

рудования

 

осуществлялась

  «

поточным

 

методом

»: 

во

-

первых

на

 

основе

 

типовых

 

проектов

 

и

 

техноло

-

гических

 

процессов

во

-

вторых

объектная

 

наладка

 

и

 

приемка

 

смонтированных

 

систем

 

должна

 

осущест

-

вляться

 

стандартизованным

 

образом

 

с

 

помощью

 

единого

 

инструментария

позволяющего

 

однозначно

 

удостовериться

 

в

 

правильности

 

работы

 

системы

 

ТМ

 

и

 

ее

 

последующей

также

 

массовой

 

интеграции

 

в

 

со

-

став

 

строящейся

 

АСУ

 

ЭС

 (DMS 

и

 

пр

.). 

Таким

 

же

 

образом

 

становится

 

возможен

 

после

-

довательный

 

метод

 

наращивания

 

функционала

 

Рис

. 3. 

Пример

 

фактического

 

уровня

 

телемеханизации

 

РЭС

 

мегаполиса

 (

АРМ

 TOPAZ SCADA, www.tpz.ru)

 4 (37) 2016


Page 6
background image

84

СЕТИ РОССИИ

SCADA 

до

 

уровня

 DMS, 

OMS 

и

 

т

.

п

Известно

что

 

основные

 

функциональ

-

ные

 

модули

расчетные

оперативных

 

журналов

 

и

 

различные

 

специали

-

зированные

 

программ

-

ные

 

модули

 

зачастую

 

разработаны

 

сторонни

-

ми

 

разработчиками

 

и

 

по

-

ставляются

 

в

 

составе

 

каких

-

либо

 

ПТК

 

как

 

от

-

дельные

 

интегрируемые

 

подсистемы

Совершенно

 

так

 

же

постепенно

путем

 

по

-

следовательной

 

интегра

-

ции

 

специализированных

 

модулей

 

возможно

 

нара

-

щивать

 

функционал

 

экс

-

плуатируемой

 

или

 

вновь

 

устанавливаемой

 SCADA 

до

 

вышестоящих

 

функци

-

ональных

 

уровней

При

 

таком

 

последовательном

 

внедрении

 

результатив

-

ность

 

обеспечивается

 

двумя

 

основными

 

факторами

:

1) 

получение

 

сигналов

 

и

 

измерений

 

в

 

реальном

 

вре

-

мени

 

с

 

полевых

 

устройств

 

уже

 

реализовано

;

2) 

эксплуатирующий

 

персонал

 

уже

 

обучен

 

рабо

-

те

 

и

 

применению

 

автомати

 

зи

 

рованных

 

систем

вследствие

 

чего

 

не

 

возникает

 

эффект

 

сопротивле

-

ния

 

инновациям

.

Однако

 

следует

 

обратить

 

внимание

 

на

 

обяза

-

тельные

 

требования

 

к

 SCADA, 

используемой

 

в

 

ка

-

честве

 

базы

 

для

 

последующего

 

наращивания

 

функ

-

ционала

:

 

использование

 

объектной

 

модели

 

на

 

базе

 

С

I

М

 

для

 

электросооружений

содержащей

 

справоч

-

ники

словари

системы

 

классификации

 

и

 

иден

-

тификации

 

энергообъектов

 

и

 

оборудования

;

 

использование

 

единой

 

системы

 

классификации

 

и

 

антологии

Соответственно

становится

 

возможным

 

по

-

строение

 

системы

 

постоянного

 

контроля

 

и

в

 

виде

 

подключаемых

 

программных

 

модулей

автомати

-

ческого

 

расчета

 

основных

 

показателей

 

беспере

-

бойности

 

поставки

 

электрической

 

энергии

 

потре

-

бителям

 (

рисунок

 4).

 

ПРИМЕРЫ

 

РЕАЛИЗАЦИИ

 

СИСТЕМЫ

 

ПОСТОЯННОГО

 

КОНТРОЛЯ

 

ОСНОВНЫХ

 

ПОКАЗАТЕЛЕЙ

 

БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ

 

ПОСТАВКИ

 

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

 

ЭНЕРГИИ

 

ПОТРЕБИТЕЛЯМ

При

 

организации

 

предварительных

 

испытаний

 

на

 

совместимость

 

работы

 SCADA (

используемого

 

ПТК

и

 

основных

 

типов

 

оборудования

используе

-

мого

 

в

 

распределительной

 

сети

  (

РЗА

телемеха

-

ника

УТКЗ

УСПД

 

и

 

прочее

) [2], 

на

 

практике

 

соз

-

даются

 

универсальные

 

масштабируемые

 

системы

 

телемеханики

позволяющие

 

интегрировать

 

раз

-

личные

 

подсистемы

 

и

 

оборудование

 (

рисунок

 5). 

Аналогично

с

 

учетом

 

масштабирования

ре

-

ализуются

 

системы

 

телемеханизации

 

для

 

раз

-

личных

 

энергообъектов

 

со

 

специфическими

 

тре

-

бованиями

ТП

 

с

 

контролем

 

токов

 

КЗ

 

через

 

УТКЗ

 

(

в

 

том

 

числе

 

электромеханические

), 

системы

 

для

 

РП

 

с

 

электромеханическими

 

защитами

системы

 

для

 

ТП

 

и

 

РП

оборудованные

 

только

 

счетчиками

 

электроэнергии

и

 

прочее

.

Рис

. 5. 

Типовая

 

структура

 

телемеханики

 

РП

 

на

 

базе

 

ПТК

 TOPAZ 

с

 

интеграцией

 

РЗА

 

и

 

ТМ

Рис

. 4. 

Система

 

постоянного

 

контроля

 

с

 

возможностью

 

автоматического

 

расчета

 

основных

 

показателей

 

бесперебойности

 

поставки

 

электрической

 

энергии

 

потреби

-

телям

 (

на

 

примере

 TOPAZ SCADA)

SCADA

Расчетные

 

модули

Оперативный

 

журнал

Модуль

...

Модуль

...

DMS

OMS

GIS

Смежные

системы

 

Смежные

системы

 


Page 7
background image

85

Рис

. 6. 

Пример

 

основных

 

контролируе

-

мых

 

параметров

 

в

 

РП

 

и

 

РТП

 

в

 SCADA 

TOPAZ, 

применяемых

 

для

 

мониторинга

 

и

 

расчета

 

показателей

 

бесперебойно

-

сти

 

электроснабжения

 

потребителей

 

и

 

технологических

 

процессов

Сбор

архивирование

 

и

 

обработка

 

данных

 

от

 

различных

 

систем

 

телемеханики

 

позволяют

 

не

 

только

 

вести

 

автоматические

 

расчеты

 

показате

-

лей

 

бесперебойности

 

поставки

 

электрической

 

энергии

 

потребителям

но

 

и

 

использовать

 

резуль

-

таты

 

таких

 

расчетов

подкрепленных

 

архивами

 

со

-

бытий

 

и

 

синхронизированных

 

по

 

единому

 

времени

 

через

 

систему

 

телемеханики

в

 

спорах

 

и

 

отноше

-

ниях

 

с

 

потребителями

контролирующими

 

органа

-

ми

 

и

 

смежными

 

субъектами

 (

рисунок

 6). 

Очевидно

что

 

в

 

любой

 

распределительной

 

сети

 

в

 

составе

 

каждой

 

отдельной

 

системы

 

эксплу

-

атируется

 

значительное

 

количество

 

различного

 

оборудования

различных

 

типов

 

и

 

различных

 

лет

 

выпуска

 [3]. 

Методы

 

интеграции

 

такого

 

оборудова

-

ния

 

в

 

состав

 

единой

 

системы

 

контроля

 

основных

 

показателей

 — 

скорее

тема

 

отдельной

 

работы

но

 

основные

 

принципы

позволяющие

во

-

первых

избежать

  «

зоопарка

» 

аналогичного

 

оборудова

-

ния

 

в

 

составе

 

каждой

 

подсистемы

а

 

во

-

вторых

обеспечить

 

минимизацию

 

затрат

 

на

 

эксплуата

-

цию

 

и

 

последующую

 

интеграцию

 

в

 

единую

 

систе

-

му

кратко

 

можно

 

сформулировать

 

следующим

образом

:

1) 

Независимость

 

от

 

одного

 

производителя

 — 

обеспечивается

 

следующим

:

 

применение

 

только

 

стандартных

 

протоколов

 

информационного

 

обмена

;

 

системы

 (

ПТК

, SCADA, 

РЗА

применяются

 

не

 

у

 

одного

-

двух

 

заказчиков

а

 

у

 

многих

 

заказ

-

чиков

 

в

 

одной

 

отрасли

.

2) 

Эффективность

 

внедрения

 

и

 

эксплуатации

 

до

-

стигается

 

путем

 

унификации

:

 

масштабируемое

 

единое

 

ПО

 

системы

 

теле

-

механики

 — 

от

 

ТП

 

до

 

ПС

;

 

масштабируемое

 

аппаратное

 

обеспечение

 

систем

 

телемеханики

 — 

от

 

ТП

 

до

 

ПС

;

 

унификация

 

типовых

 

решений

ПО

устройств

ЗИП

технологий

 

интеграции

 

под

-

систем

 

в

 

единую

 

систему

.

ВЫВОДЫ

1. 

Для

 

мониторинга

 

показателей

 

бесперебой

-

ности

 

электроснабжения

 

потребителей

 

и

 

тех

-

нологических

 

процессов

 

нет

 

необходимости

 

внедрять

 

новые

 

приборы

устройства

 

или

 

си

-

стемы

Оборудования

уже

 

имеющегося

 

в

 

экс

-

плуатации

достаточно

 

при

 

системном

 

подходе

 

для

 

организации

 

автоматического

 

мониторинга

 

основных

 

показателей

.

2. 

Для

 

организации

 

постоянного

 

автоматическо

-

го

 

мониторинга

 

показателей

 

бесперебойности

 

электроснабжения

 

потребителей

 

и

 

технологи

-

ческих

 

процессов

 

необходимо

 

системно

 

вести

 

работу

 

по

 

сбору

 

данных

 

с

 

уже

 

эксплуатируемых

 

в

 

сети

 

приборов

 

и

 

устройств

 

путем

 

внедрения

 

телемеханики

 

и

 

передачи

 

данных

 

смежных

 

си

-

стем

 

в

 

единую

 

систему

 (SCADA).

3. 

При

 

реализации

 

пунктов

 1 

и

 2 

вполне

 

реально

 

выполнять

 

автоматические

 

расчеты

 

показате

-

ля

 

бесперебойности

 

электроснабжения

 

потре

-

бителей

 

и

 

технологических

 

процессов

 

в

 

сетях

 

6–20 

кВ

что

 

подтверждается

 

практическим

 

опытом

 

расчет

 

показателя

 SAIDI 

для

 

перерывов

 

электроснабжения

;

 

расчет

 

показателя

 SAIFI 

для

 

перерывов

 

электроснабжения

;

 

отклонение

 

напряжения

 — 

анализ

 

соответ

-

ствия

 

и

 

фиксация

 

фактов

 

выхода

 

за

 

нормиру

-

емые

 

пределы

;

 

автоматическая

 

диагностика

 

неисправностей

 

в

 

системе

 

мониторинга

;

 

определение

 

расположения

 

провалов

 

напря

-

жения

;

 

определение

 

расположения

 

источника

 

про

-

валов

 

напряжения

;

 

классификация

 

событий

 

по

 

причинам