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
»
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
3
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
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
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
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
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
возник
-
новения
;
–
данные
о
внеплановых
перерывах
электро
-
снабжения
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Неганов
Л
.,
Тульский
В
.,
Олек
-
сюк
Б
.
Концепция
системы
мо
-
ниторинга
показателей
бес
-
перебойности
электроснаб
-
жения
потребителей
МО
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Переда
-
ча
и
распределение
,
№
1(34),
2016.
С
. 30–35.
2.
Кузин
А
.
Особенности
интегра
-
ции
устройств
РЗА
и
комплек
-
сов
телемеханики
в
распре
-
делительных
сетях
6–20
кВ
, //
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Переда
-
ча
и
распределение
,
№
1(34),
2016.
С
. 100–103.
3.
Ананичева
С
.
С
.,
Мызин
А
.
Л
.
Методы
анализа
и
расчета
замкнутых
электрических
се
-
тей
.
Изд
. 4-
е
,
испр
.
Екатерин
-
бург
, 2012.
№
4 (37) 2016
Оригинал статьи: Мониторинг показателей бесперебойности электроснабжения потребителей и технологических процессов в сетях 20 кВ
По материалам II Всероссийской конференции «ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 20 кВ». В статье представлен мониторинг показателей бесперебойности электроснабжения потребителей и технологических процессов в сетях 20 кВ как инструмент, используемый для самооценки работы электросетевых компаний либо внешней оценки их деятельности.
