2
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
Надежность
сетей
Р
азвитие
автоматизированных
систем
электросетевого
комплекса
достигло
значительных
успехов
.
Разрабатываются
и
внедряются
системы
,
позволяю
-
щие
производить
не
только
автоматизированное
оперативно
-
диспетчерское
управление
,
но
и
автоматизированный
учет
электроэнергии
,
автоматизиро
-
ванное
управление
производственным
процессом
.
Внедрение
единых
оперативно
-
информационных
комплексов
позволило
снизить
влияние
человеческого
фактора
в
управлении
,
автоматизировать
управление
режи
-
мами
сети
,
реализовать
ранее
недоступные
функции
,
такие
как
автоматические
блан
-
ки
переключений
и
дистанционное
ограничение
мощности
.
Тем
не
менее
по
-
прежнему
остаются
значительными
издержки
от
аварий
в
сетях
среднего
напряжения
с
рабочим
напряжением
6–20
кВ
.
Александр
АНДРЕЕВ
,
начальник
производ
-
ства
Производствен
-
ного
отделения
корпоративных
и
технологических
автоматизированных
систем
управления
филиала
ПАО
«
Россети
Сибирь
» — «
Кузбасс
-
энерго
-
РЭС
»
Построение
автоматизированных
систем
электросетевого
предприятия
с
учетом
современных
требований
В
статье
произведены
исследование
и
оценка
автомати
-
зированной
системы
управления
энергосетевого
предпри
-
ятия
.
Рассмотрены
и
проработаны
пути
совершенство
-
вания
АСДУ
:
применение
генетических
алгоритмов
для
оптимального
размещения
средств
автоматизации
в
фи
-
дерах
среднего
напряжения
за
счет
новой
методики
пока
-
зателей
надежности
энергоснабжения
эксплуатационных
затрат
с
учетом
логистики
обслуживания
сетей
энергоснаб
-
жения
;
логико
-
вероятностный
анализ
сети
,
позволяющий
получить
информацию
о
состоянии
электрооборудования
по
косвенным
признакам
без
использования
средств
сбо
-
ра
и
передачи
информации
;
создание
систем
автоматиче
-
ского
восстановления
сети
,
позволяющих
снизить
время
на
устранение
аварии
и
восстановление
электроснабжения
по
-
требителей
за
счет
автоматического
управления
коммута
-
ционными
аппаратами
в
сетях
среднего
напряжения
.
Александр
СИБИРЯКОВ
,
заместитель
главного
инженера
по
оператив
-
но
-
технологическому
и
ситуационному
управлению
—
начальник
ЦУС
филиала
ПАО
«
Россети
Сибирь
» — «
Кузбасс
-
энерго
-
РЭС
»
3
Николай
КУРЧАТОВ
,
главный
специалист
—
ИТ
-
бизнес
-
партнер
по
автоматизированным
системам
технологи
-
ческого
управления
Производственного
отделения
корпоратив
-
ных
и
технологических
автоматизированных
систем
управления
филиала
ПАО
«
Россети
Сибирь
» — «
Кузбас
с
-
энерго
-
РЭС
»
Сергей
ЗАХАРЕНКО
,
к
.
т
.
н
.,
доцент
,
ведущий
инженер
отдела
технической
эксплуатации
Управ
-
ления
технического
обслуживания
и
ремонта
объектов
электросетевого
хозяйства
филиала
ПАО
«
Россети
Сибирь
» — «
Кузбасс
-
энерго
-
РЭС
»
До
70%
аварий
в
этих
сетях
приходится
на
однофазное
замыкание
на
землю
(
ОЗЗ
),
еще
около
15%
приходится
на
межфазное
замыкание
(
МФЗ
) [1].
В
силу
низкой
наблю
-
даемости
(
то
есть
без
оснащения
средствами
сбора
и
передачи
данных
)
в
сетях
сред
-
него
напряжения
,
а
также
большой
их
протяженности
,
длительность
ликвидации
тех
-
нологических
нарушений
велика
,
что
и
приводит
к
значимым
издержкам
.
В
то
же
время
нерациональная
погоня
за
наблюдаемостью
и
автоматизацией
—
тупиковый
путь
.
Применение
продвинутых
средств
автоматизации
,
таких
как
рекло
-
узеры
,
ведет
к
росту
капитальных
затрат
и
,
соответственно
,
к
росту
тарифа
для
ком
-
мерческого
потребителя
и
населения
[2].
Исходя
из
проведенного
анализа
следует
,
что
,
несмотря
на
проделанную
работу
,
степень
автоматизации
в
сетях
среднего
напряжения
является
недостаточной
для
обеспечения
высокой
надежности
сетей
.
Для
большинства
воздушных
линий
сред
-
него
напряжения
основным
путем
управляющих
воздействий
при
эксплуатации
и
ре
-
монтно
-
восстановительных
работах
остается
ручное
управление
оперативно
-
выезд
-
ной
бригадой
(
рисунок
1).
В
силу
географических
особенностей
региона
значительная
часть
линий
средне
-
го
напряжения
расположена
в
труднодоступных
местах
(
тайга
,
болотистая
местность
и
т
.
д
.),
пересекает
железнодорожные
пути
и
водные
преграды
.
В
такой
ситуации
поиск
места
аварии
на
линиях
с
ручным
управлением
коммутационными
аппаратами
может
занимать
больше
времени
,
чем
собственно
устранение
ее
причин
.
Таким
образом
,
для
повышения
надежности
энергоснабжения
применение
средств
автоматизации
должно
ставить
задачу
,
в
первую
очередь
,
сократить
время
на
поиск
места
технологического
нарушения
и
сократить
время
подключения
потребителей
по
резервной
схеме
.
Поскольку
применение
продвинутых
средств
автоматизации
(
несмотря
на
повы
-
шение
наблюдаемости
и
надежности
энергоснабжения
)
ведет
к
росту
капитальных
Рис
. 1.
Текущая
схема
управляющих
воздействий
АРМ
ОИК
АРМ
ОИК
АРМ
ОИК
ОИК
ДС
ЦУС
ОДС
ПО
ОДГ
РЭС
Сеть
110–220
кВ
Сеть
6–20
кВ
Основной
путь
Вторичный
путь
ОВБ
4
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
затрат
,
необходимо
разработать
алгоритм
оптимального
размещения
средств
автоматизации
,
применяя
(
где
это
возможно
)
более
дешевые
решения
,
а
также
использо
-
вать
преимущества
единого
оперативного
информацион
-
но
-
управляющего
комплекса
(
ОИК
).
Наличие
единого
ОИК
уровня
ЦУС
-
РЭС
и
активное
применение
дистанционно
управляемых
коммутацион
-
ных
аппаратов
в
сетях
среднего
напряжения
позволяет
переходить
к
новым
путям
повышения
надежности
энер
-
госнабжения
и
снижения
затрат
,
таким
как
системы
авто
-
матического
восстановления
энергоснабжения
и
модули
логико
-
вероятностного
анализа
ненаблюдаемых
сегмен
-
тов
сети
в
составе
ОИК
.
Система
автоматического
восстановления
электро
-
снабжения
(
САВС
)
сетей
6–10
кВ
представляет
собой
про
-
граммно
-
аппаратный
комплекс
для
автоматизации
управ
-
ления
распределительными
сетями
среднего
напряжения
в
нормальных
и
послеаварийных
режимах
,
а
также
в
ре
-
жиме
ОЗЗ
в
сетях
с
изолированной
и
компенсирован
-
ной
нейтралью
.
САВС
входит
в
состав
комплексной
системы
Smart Grid (
Умные
сети
)
и
обеспечивает
опре
-
деление
аварийных
участков
,
анализ
топологии
и
вос
-
станавливает
электроснабжение
потребителей
в
течение
1
минуты
[3, 4].
САВС
является
автоматизированной
системой
управ
-
ления
,
в
автоматическом
режиме
или
(
при
необходимо
-
сти
)
с
участием
диспетчера
выполняющая
задачу
ло
-
кализации
и
изоляции
поврежденного
участка
с
целью
минимизации
потерь
электроэнергии
,
количества
отклю
-
чений
потребителя
и
операций
коммутации
.
Задачи
САВС
представлены
на
рисунке
2.
Архитектурно
САВС
представляет
собой
многоуров
-
невую
систему
.
Нижним
уровнем
САВС
являются
интеллектуальные
коммутационные
аппараты
(
реклоузеры
,
дистанционно
управляемые
выключатели
нагрузки
и
разъединители
),
оборудование
сбора
данных
(
ИКЗ
,
трансформаторы
тока
,
датчики
тока
)
и
оборудование
связи
(
ВОЛС
, GSM).
Без
этого
оборудования
реализация
САВС
в
принципе
невозможна
.
Средним
уровнем
САВС
являются
многофункцио
-
нальные
контроллеры
,
выполняющие
функции
:
–
сбор
и
передачу
телеинформации
от
нижнего
уровня
в
верхний
;
–
передачу
команд
телеуправления
от
верхнего
уровня
;
–
формирование
автоматических
команд
управления
для
изоляции
поврежденного
участка
и
восстановле
-
ния
электроснабжения
в
автоматическом
режиме
.
Поскольку
современные
интеллектуальные
комму
-
тационные
аппараты
(
КА
)
сами
по
себе
оборудованы
устройствами
передачи
телеинформации
в
ОИК
,
наличие
среднего
уровня
не
является
обязательным
.
Однако
его
наличие
повышает
оперативность
и
надежность
системы
,
так
как
независимые
контроллеры
сохраняют
свою
рабо
-
тоспособность
без
наличия
связи
с
ОИК
.
Рис
. 2.
Задачи
САВС
Задачи
САВС
Выявление
факта
и
местоположения
аварийной
ситуации
(
обрывов
,
межфазных
и
однофазных
замыканий
на
землю
)
Автоматическая
изоляция
аварийного
участка
сети
Автоматическая
реконфигурация
схемы
электроснабжения
потребителей
с
учетом
допустимых
токовых
ограничений
от
резервных
центров
питания
Измерение
параметров
электрической
сети
,
контроль
за
состоянием
КА
и
передача
телеинформации
в
ОИК
с
целью
определения
режимов
,
состояния
электрической
сети
и
повышения
наблюдаемости
Работа
в
режиме
помощника
диспетчера
Надежность
сетей
5
Верхний
уровень
представлен
управляющим
САВС
сервером
SCADA
и
АРМ
диспетчера
.
Это
может
быть
как
отдельный
аппаратно
-
программный
комплекс
,
так
и
модуль
ОИК
.
Последнее
предпочтительнее
,
так
как
обеспечивает
для
диспетчерского
персонала
принцип
«
единого
АРМ
».
ЛОГИКА
РАБОТЫ
САВС
Общая
логика
работы
САВС
на
примере
перестроения
сети
при
МФЗ
представлена
на
рисунке
3.
При
возникновении
МФЗ
(
рисунок
3
а
)
по
сигналам
с
устройств
нижнего
уровня
САВС
фиксирует
возникновение
аварийного
режима
,
опре
-
деляет
место
замыкания
и
отдает
команды
(
или
подсказки
диспетчеру
)
на
отключение
коммутационных
аппаратов
для
его
локализации
(
рисунок
3
б
).
Далее
САВС
определяет
зоны
отключенной
нагрузки
и
вычисляет
возможные
варианты
восстановления
элек
-
троснабжения
потребителей
(
рисунки
3
в
и
3
г
).
В
зависимости
от
режимных
ограничений
возможны
несколько
сценариев
восстановления
электроснабжения
потребителей
:
–
подключение
всей
отключенной
нагрузки
к
одному
цен
-
тру
питания
;
–
деление
нагрузки
и
подключение
к
нескольким
центрам
питания
;
–
подключение
только
наиболее
приоритетной
нагрузки
путем
отключения
неответственных
потребителей
.
В
качестве
критериев
выбора
оптимального
сценария
используют
:
–
пропускную
способность
линий
электропередачи
;
–
ограничения
мощности
генерации
питающих
узлов
;
–
количество
необходимых
переключений
;
–
объем
отключаемой
/
подключаемой
нагрузки
;
–
значимость
потребителей
.
Логико
-
вероятностный
анализ
.
Несмотря
на
активное
внедрение
средств
автоматизации
в
распределительных
сетях
среднего
и
(
особенно
)
низкого
напряжения
,
лока
-
лизация
с
точностью
до
узла
невозможна
по
экономиче
-
ским
причинам
.
Почти
всегда
требуется
выезд
бригады
на
осмотр
участка
,
который
занимает
много
времени
.
Благодаря
широкому
внедрению
в
энергосетевых
компаниях
систем
управления
ремонтами
и
устранения
дефектов
собрана
статистика
надежности
различного
оборудования
и
условий
эксплуатации
,
которая
дает
нам
безусловную
(
априорную
)
вероятность
отказа
того
или
иного
узла
сети
.
В
то
же
время
в
современных
ОИК
имеется
объектно
-
ориен
тированная
модель
энергосистемы
(CIM),
содержа
-
щая
в
себе
граф
связей
(
рисунок
4).
Рис
. 3.
Этапы
работы
САВС
:
а
)
возникновение
аварии
;
б
)
изоляция
аварийного
участка
;
в
)
вариант
восстановления
с
питанием
от
одного
ЦП
;
г
)
вариант
восстановления
с
питанием
от
двух
ЦП
Рис
. 4.
Узел
графа
электрической
сети
X
a
n
b
m
a
i
b
k
a
2
b
2
a
1
b
1
...
...
...
...
а
)
б
)
в
)
г
)
2
1
6
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
Условная
вероятность
в
каждом
узле
сети
,
имеющем
n
питающих
входов
и
m
выходов
в
зависимости
от
их
со
-
стояния
:
Q
(
t
)·
m
k
= 1
Q
(
b
k
)
Q
(
X
|
AB
) = ——, (1)
Q
(
t
) + (1 –
Q
(
t
))·
n
i
= 1
Q
(
a
i
)
где
Q
(
t
) —
безусловная
(
априорная
)
вероятность
отказа
за
период
времени
;
Q
(
a
i
) —
вероятность
отказа
i
-
го
входа
;
Q
(
b
k
) —
вероятность
отказа
k
-
го
выхода
.
Приняв
за
1
вероятность
отказа
заведомо
обесточен
-
ного
оборудования
и
за
0 —
заведомо
находящегося
под
напряжением
,
обходя
граф
сети
от
потребителей
к
цен
-
трам
питания
,
можно
составить
карту
условных
вероятно
-
стей
всех
узлов
в
ненаблюдаемом
участке
.
Полученная
карта
будет
соответствовать
истинному
состоянию
сети
в
целом
с
вероятностью
достоверности
p
d
,
как
если
бы
в
каждом
узле
находилось
бы
средство
измерения
.
Используя
данную
карту
,
можно
быстрее
осущест
-
влять
поиск
места
технологических
нарушений
,
а
значит
и
снизить
время
,
затрачиваемое
на
их
устранение
.
Осо
-
бенный
эффект
экономии
будет
достигнут
для
сетей
,
где
проведение
реконструкции
и
установки
реклоузеров
за
-
труднено
или
экономически
нецелесообразно
[5].
Рассмотрим
модель
фидера
среднего
напряжения
и
средств
автоматизации
6–20
кВ
.
В
данной
работе
для
иллюстрации
разработанной
ме
-
тодики
будем
использовать
условные
модели
фидеров
среднего
напряжения
по
радиальной
и
кольцевой
’
схеме
.
Схемы
-
графы
фидеров
с
распределением
мощно
-
стей
потребителей
представлены
на
рисунке
5.
Данные
условные
модели
легко
обобщить
на
реальные
линии
электроснабжения
.
Для
наглядности
модели
будем
полагать
,
что
фи
-
деры
идентичны
по
структуре
потребителей
.
Разли
-
чие
заключается
лишь
в
количестве
центров
питания
:
1
подключен
к
одному
центру
питания
(
ЦП
1)
в
узле
1,
Рис
. 5.
Условные
схемы
-
графы
фидеров
среднего
напряжения
:
а
)
радиального
;
б
)
кольцевого
Водная
преграда
Водная
преграда
Водная
преграда
Водная
преграда
ЦП
1
ЦП
1
ЦП
2
–
узел
–
номинальная
потребляемая
мощность
–
выключатель
ЦП
–
потребитель
а
)
б
)
Надежность
сетей
7
Рис
. 6.
Показатели
по
назначению
2
помимо
этого
имеет
возможность
резервного
питания
от
ЦП
2
в
узле
14.
Каждый
узел
графа
представляет
участок
фидера
с
заданной
частотой
аварий
(
количеством
аварий
узла
за
наблюдаемой
период
).
Для
простоты
полагаем
,
что
часто
-
та
аварии
всех
узлов
одинакова
:
1
=
2
= ... =
J
=
0
= 1,
(2)
где
J
—
количество
узлов
в
графе
,
для
условной
модели
J
= 32.
Количество
потребителей
N
t
равно
23,
их
суммарная
потребляемая
мощность
P
t
= 3,49
МВт
.
Для
того
чтобы
правильно
оценить
размещение
средств
автоматизации
,
необходимо
разработать
модель
линии
сети
и
выбрать
критерии
для
оценки
размещения
.
Существует
несколько
подходов
к
выбору
критериев
для
оценки
эффективности
работы
сетевого
хозяйства
.
Совокуп
-
ность
критериев
можно
разделить
на
технические
,
показы
-
вающие
надежность
электроснабжения
,
и
экономические
,
показывающие
издержки
в
процессе
эксплуатации
.
По
назначению
показатели
можно
представить
в
виде
рисунка
6 [6].
Технические
показатели
.
К
техническим
интеграль
-
ным
показателям
относят
:
–
объем
недоотпущенной
электрической
энергии
(ENS
и
EENS);
–
показатели
надежности
электроснабжения
(SAIFI,
SAIDI);
–
индекс
средней
продолжительности
отключения
потребителей
(CAIDI);
–
повреждаемость
оборудования
.
Интегральные
индикативные
показатели
уровня
на
-
дежности
оказанных
услуг
электросетевыми
компаниями
определены
в
соответствии
с
методическими
указаниями
по
расчету
уровня
надежности
и
качества
поставляемых
товаров
и
оказываемых
услуг
от
Министерства
энергети
-
ки
РФ
[7].
Экономические
показатели
.
Индикаторными
эконо
-
мическими
показателями
являются
[2]:
–
капитальные
затраты
(CAPEX);
–
эксплуатационные
затраты
(OPEX);
–
риски
штрафных
санкций
вследствие
несоответствия
показателей
надежности
заданным
нормативам
.
Капитальные
затраты
включают
инвестирование
в
модернизацию
оборудования
,
в
том
числе
и
установку
средств
автоматизации
.
Эксплуатационные
затраты
включают
:
–
текущие
затраты
на
техническое
обслуживание
обо
-
рудования
;
–
затраты
на
ликвидацию
аварийных
ситуаций
;
–
упущенная
выгода
вследствие
недоотпуска
электро
-
энергии
;
–
повреждение
электрооборудования
.
Характеризуют
надежность
работы
конкретных
элементов
электрической
сети
(
узлов
)
и
эффективность
работы
обслуживающего
персонала
и
считаются
известными
на
момент
начала
анализа
.
Численные
значения
базовых
показателей
вычисляются
по
ходу
решения
задачи
анализа
надёжности
и
зависят
от
исходных
данных
.
Численные
значения
интегральных
показателей
вычисляются
на
основе
значений
базовых
показателей
и
характеристик
узлов
.
Интегральные
показатели
являются
выходными
индикаторными
показателями
настоящего
анализа
.
Исходные
Базовые
(
промежуточные
)
Интегральные
(
индикативные
)
В
данной
работе
рассматривается
применение
средств
автоматизации
с
целью
снижения
эксплуатационных
затрат
при
устранении
аварийных
ситуаций
.
Логистический
граф
фидера
.
Как
уже
было
сказано
,
время
поиска
места
аварии
во
многом
определяется
логи
-
стической
связанностью
участков
сети
.
При
наличии
геоинформационной
модели
линий
элек
-
тропередачи
,
дорожной
сети
региона
и
размещения
опера
-
тивно
-
выездных
бригад
(
ОВБ
),
зная
параметры
транспорт
-
ных
средств
ОВБ
,
можно
составить
логистический
граф
фидера
G
.
Каждое
ребро
G
представляет
собой
время
дви
-
жения
между
узлами
графа
фидера
,
а
также
между
местом
базирования
ОВБ
.
Логистический
граф
для
условной
моде
-
ли
представлен
на
рисунке
7
а
.
Поиск
аварии
на
фидере
без
секционирования
или
на
участке
между
средствами
автоматизации
можно
предста
-
вить
последовательным
обходом
всех
его
узлов
,
начиная
с
места
базирования
ОВБ
.
Время
от
начала
обхода
до
за
-
данного
узла
,
включая
время
на
дорогу
от
места
базирова
-
ния
до
первого
в
обходе
узла
,
и
будет
искомым
временем
T
f
для
данного
узла
.
Нахождение
маршрута
обхода
и
требуемого
для
него
вре
-
мени
является
вариантом
известной
задачи
коммивояжера
[8].
В
общем
случае
точное
решение
является
NP-
полной
за
-
дачей
,
требующей
больших
вычислительных
ресурсов
.
Однако
в
силу
топологических
особенностей
сетей
элек
-
тропередачи
(
древовидная
форма
,
малое
число
циклов
и
обходных
ветвей
),
а
также
принимая
во
внимание
тот
факт
,
что
оптимальное
время
обхода
будет
ниже
практиче
-
ского
времени
поиска
аварии
,
для
решения
данной
задачи
можно
применить
алгоритмы
поиска
локального
оптимума
.
8
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
Рис
. 7.
Логистический
граф
:
а
)
для
условной
модели
фидера
;
б
)
его
свертка
;
в
)
маршрут
полного
обхода
Водная
преграда
Водная
преграда
ЦП
1
РЭС
–
узел
–
выключатель
ЦП
–
время
движения
со
скоростью
40
км
/
ч
,
мин
а
)
б
)
в
)
В
настоящей
работе
применяется
метод
свертки
гра
-
фа
,
который
включает
в
себя
три
этапа
:
–
определение
тупиковых
узлов
(
имеющих
одно
связанное
ребро
)
и
узлов
ветвления
(
имеющих
более
двух
ребер
);
–
свертку
ветвей
между
этими
узлами
в
транзитные
и
тупи
-
ковые
ветви
;
–
последовательный
обход
узлов
ветвления
по
транзит
-
ным
ветвям
с
двойным
проходом
тупиковых
ветвей
.
Свертка
логистического
графа
предельного
случая
G
0
и
маршрут
его
обхода
показаны
на
рисунках
7
б
и
7
в
.
Вре
-
мя
полного
обхода
составит
355
минут
.
Поиск
кратчайшего
пути
от
места
базирования
ОВБ
до
каждого
из
узлов
явлется
также
тривиальной
задачей
по
обходу
графа
.
Время
кратчайшего
пути
к
каждому
узлу
показано
на
рисунке
8.
–
время
движения
со
скоростью
5
км
/
ч
,
мин
Надежность
сетей
9
Для
упрощения
расчета
примем
время
T
r
для
каждого
узла
равным
:
t
r
1
=
t
r
2
= ... =
t
r
J
=
T
r
= 0,5
ч
. (3)
Тогда
суммарное
время
восстановления
энергоснаб
-
жения
всех
технологических
нарушений
:
J
j
= 1
t
f
=
J
·
T
r
= 32·0,5 = 16
ч
. (4)
Обходя
G
0
по
выбранному
маршруту
,
находим
t
f
и
t
j
∙
P
j
для
каждого
узла
графа
0
,
помня
,
что
для
несек
-
ционированного
фидера
P
j
=
P
t
.
В
рамках
принятой
нами
модели
каждое
из
средств
автоматизации
является
делением
графа
фидера
на
подграфы
,
когда
для
каждого
из
них
определены
признаки
отключения
потребителей
и
наличия
в
нем
аварии
.
АЛГОРИТМ
ОПТИМАЛЬНОЙ
УСТАНОВКИ
СРЕДСТВ
АВТОМАТИЗАЦИИ
Как
уже
было
показано
выше
,
определяющим
объемом
аварийных
издержек
помимо
количества
попадающих
под
отключение
потребителей
N
i
является
время
поиска
T
f
,
которое
прямо
связано
с
логистикой
.
Очевидно
,
что
для
снижения
издержек
наиболее
эф
-
фективно
:
–
снижение
T
f
за
счет
автоматического
поиска
местопо
-
ложения
повреждения
;
–
снижение
N
i
за
счет
изоляции
места
аварии
от
сети
секционированием
и
подключения
неизолированных
потребителей
к
резервным
центрам
питания
.
Данные
показатели
зависят
от
того
,
как
были
разме
-
щены
средства
автоматизации
.
В
[6]
представлен
метод
поиска
оптимального
разме
-
щения
реклоузера
с
помощью
генетических
алгоритмов
.
В
качестве
фитнес
-
функции
выбрана
минимизация
SAIFI
для
заданного
количества
размещаемых
реклоузеров
.
Иные
секционирующие
устройства
и
средства
автомати
-
зации
не
рассматриваются
.
В
настоящей
работе
при
сохранении
общей
концепции
поиска
генетическим
алгоритмом
предлагается
иной
подход
к
выбору
фитнес
-
функции
,
а
также
размещение
иного
обо
-
рудования
.
Алгоритм
поиска
можно
разбить
на
два
основных
эта
-
па
(
рисунок
9):
подготовку
и
рабочий
цикл
.
Рис
. 8.
Время
кратчайшего
пути
от
места
базирования
ОВБ
(
РЭС
)
до
каждого
из
узлов
Водная
преграда
Водная
преграда
ЦП
1
РЭС
Рис
. 9.
Алгоритм
поиска
•
Построение
логистического
графа
.
•
Определение
кратчайших
путей
и
оптимального
обхода
.
•
Расчет
базовых
и
начальных
значений
индикаторных
показателей
и
аварийных
издержек
для
графа
без
секционирования
.
•
Циклы
работы
генетического
алгоритма
для
оптималь
-
ного
размещения
текущего
типа
оборудования
.
•
Переход
к
следующему
типу
оборудования
.
Подготовка
Рабочий
цикл
10
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
Издержки
,
рассчитанные
на
этапе
подготовки
,
будут
максимальными
и
определят
максимально
возможный
размер
капитальных
затрат
на
установку
оборудования
.
Блок
-
схема
алгоритма
представлена
на
рисунке
10.
Генетический
алгоритм
.
Для
работы
алгоритма
необ
-
ходимо
формализовать
объекты
,
с
которыми
он
работает
(«
популяция
», «
особь
», «
ген
»)
и
его
методы
(«
функция
за
-
селения
», «
функция
отбора
», «
скрещивание
»
и
«
мутация
»).
В
теории
генетических
алгоритмов
каждая
входная
величина
(
переменная
)
называется
«
геном
».
Совокуп
-
ность
значений
входных
величин
называется
«
особью
».
«
Функция
выживания
» (
фитнес
-
функция
)
определяет
,
на
-
сколько
«
особь
»
соответствует
условиям
задачи
.
Суть
алгоритма
:
–
по
определенному
принципу
(«
функция
заселения
»)
формируется
набор
«
особей
»,
называемый
«
популя
-
цией
» (
количество
«
особей
»
в
«
популяции
»
определя
-
ется
заранее
);
–
с
помощью
«
функции
выживания
»
из
«
популяции
»
отбираются
«
выжившие
» (
некая
часть
особей
с
наи
-
лучшими
значениями
функции
выживания
),
остальные
«
умерщвляются
»;
–
из
«
выживших
»
путем
комбинаторного
сочетания
(«
скрещивания
»)
и
случайных
изменений
«
генов
»
(«
мутаций
»)
формируется
«
потомство
»,
которым
пополняется
«
популяция
»;
–
цикл
возвращается
на
этап
отбора
,
пока
не
будет
получен
оптимальный
результат
или
не
закончится
заданное
число
циклов
.
В
данной
работе
: «
особь
» —
набор
ребер
графа
фи
-
дера
,
в
которые
устанавливается
оборудование
; «
ген
» —
ребро
графа
фидера
,
на
котором
расположено
обору
-
дование
.
Число
возможных
номеров
генов
равно
числу
свободных
для
установки
реклоузеров
ребер
графа
фи
-
дера
на
каждом
этапе
.
Функция
заселения
.
Количество
единиц
оборудования
на
каждом
этапе
берется
из
оставшихся
нераспределен
-
ными
инвестиционных
средств
:
n
k
= [
C
k
/
S
k
], (5)
где
C
k
—
нераспределенные
инвестиционные
средства
;
S
k
—
стоимость
единицы
оборудования
.
Первая
популяция
особей
для
дистанционно
управля
-
емых
КА
формируется
исходя
из
гипотезы
сильного
влия
-
ния
логистики
на
размер
аварийных
издержек
.
Стартовыми
генами
будут
соседние
узлы
графа
фи
-
дера
Ф
,
не
имеющие
прямой
логистической
связности
.
В
отсутствии
таковых
используется
случайное
размеще
-
ние
.
Число
особей
в
популяции
принимаем
равным
одной
трети
свободных
ребер
графа
фидера
.
Функция
выживания
.
Исходный
граф
фидера
делится
на
подграфы
,
для
которых
определяются
признак
аварии
и
признак
отключения
потребителей
.
Рис
. 10.
Алгоритм
оптимального
размещения
устройств
авто
-
матизации
Начало
Построение
логистического
графа
Определение
кратчайших
путей
Расчет
начальных
значений
индикаторных
показателей
Начальное
размещение
(
заселение
популяции
)
Отбор
удачных
особей
Мутация
и
скрещивание
Найдено
оптимальное
размещение
или
достигнуто
максимальное
число
циклов
Исчерпан
перечень
типов
оборудования
Нет
Нет
Да
Да
Генетический
алгоритм
Конец
Надежность
сетей
11
Для
каждой
особи
в
популяции
по
методике
рассчиты
-
вается
время
поиска
места
аварии
,
время
восстановления
энергоснабжения
потребителей
,
отключаемая
мощность
и
аварийные
издержки
. «
Выживают
»
особи
с
минимальным
объемом
издержек
.
Мутации
и
скрещивание
.
В
качестве
«
скрещивания
»
ис
-
пользуется
комбинаторное
сочетание
«
генов
»
для
выбран
-
ной
пары
особей
,
в
качестве
«
мутации
» —
сдвиг
на
соседнее
ребро
одного
из
мест
размещения
оборудования
.
Мутации
применяются
для
потомков
,
повторяющих
родителей
.
Гра
-
фическое
пояснение
к
мутации
и
скрещиванию
представле
-
но
на
рисунке
11.
Результаты
работы
алгоритма
.
Описанный
алгоритм
был
применен
на
принятых
нами
условных
моделях
ради
-
ального
и
кольцевого
фидера
.
По
результатам
работы
полу
-
чено
размещение
реклоузеров
,
управляемых
разъедините
-
лей
и
ИКЗ
(
рисунок
12).
б
)
а
)
Рис
. 11.
Операции
генетического
алгоритма
:
а
)
скрещивание
;
б
)
мутация
Рис
. 12.
Результат
размещения
оборудования
на
фидерах
:
а
)
радиального
;
б
)
кольцевого
–
узел
–
номинальная
потребляемая
мощность
–
выключатель
ЦП
–
реклоузер
–
РЦДУ
–
ИКЗ
–
потребитель
Водная
преграда
Водная
преграда
Водная
преграда
Водная
преграда
ЦП
1
ЦП
1
ЦП
2
12
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
Также
данный
алгоритм
был
применен
на
условных
фи
-
дерах
отличной
топологии
от
исходной
(
рисунок
13).
В
ходе
реализации
данного
алгоритма
выявлены
сле
-
дующие
закономерности
:
–
количество
реклоузеров
превышает
три
только
на
фидерах
большой
протяженности
;
–
подтвердилась
гипотеза
об
эффективности
разме
-
щения
реклоузеров
в
сложных
местах
с
точки
зрения
логистики
—
в
непосредственной
близости
от
водных
преград
,
пересечений
с
железной
дорогой
,
на
участ
-
ках
,
проходящих
по
лесистой
и
болотистой
местности
(
при
отсутствии
потребителей
)
и
т
.
д
.;
–
РЦДУ
размещаются
на
отпайках
большой
протяжен
-
ности
либо
с
большой
потребляемой
мощностью
,
в
прочих
случаях
на
отпайках
эффективнее
разме
-
щать
ИКЗ
.
В
ходе
работы
проведено
исследование
существую
-
щей
системы
управления
распределительными
сетями
среднего
напряжения
с
рабочим
напряжением
6–20
кВ
,
Рис
. 13.
Результат
размещения
оборудования
на
фидерах
:
а
)
большой
протяженности
;
б
)
малой
протяженности
с
большим
числом
отпаек
;
в
)
большой
протяженности
с
большим
числом
отпаек
ЛИТЕРАТУРА
1.
Медведева
М
.
Л
.,
Кузьмин
С
.
В
.,
Кузьмин
И
.
С
.,
Шма
-
нев
В
.
Д
.
Анализ
и
прогноз
аварийности
распредели
-
тельных
сетей
и
электроприемников
6–10
кВ
в
горной
отрасли
//
Надежность
и
безопасность
энергетики
, 2017,
№
2(10).
С
. 120–125.
2.
Орлов
Л
.
Модель
выбора
оптимального
варианта
реали
-
зации
цифрового
РЭС
//
Цифровая
подстанция
, 2015.
URL: http://digital substation.com/wp-content/uploads/2017/
12/0014_INBRES_-_TSRES_Model_vybora_i_tehn.
resheniya__29-11-17.pdf.
3.
Система
автоматического
восстановления
электро
-
снабжения
(
САВС
)
сетей
6
кВ
, 10
кВ
, 20
кВ
(FLISR/FDIR). URL:
https://prosoftsystems.ru/solution/show/sistema-avtoma -
ticheskogo-vosstanovlenija-jelektrosnabzhenija-savs-setej-
6kv-10kv-20kv-
fl
isrfdir.
4. Spalding R.A., Rosa L.H.L., Almeida C.F.M., et al. Fault
Location, Isolation and service restoration (FLISR)
дана
оценка
текущего
состояния
,
выявлены
недостатки
и
пути
дальнейшего
развития
.
Рассмотрены
и
проработаны
пути
совершенствова
-
ния
АСДУ
:
–
применение
генетических
алгоритмов
для
оптималь
-
ного
размещения
средств
автоматизации
в
фидерах
среднего
напряжения
за
счет
новой
методики
показа
-
телей
надежности
энергоснабжения
эксплуатацион
-
ных
затрат
с
учетом
логистики
обслуживания
сетей
энергоснабжения
;
–
логико
-
вероятностный
анализ
сети
,
позволяющий
получить
информацию
о
состоянии
электрооборудо
-
вания
по
косвенным
признакам
без
использования
средств
сбора
и
передачи
информации
;
–
создание
систем
автоматического
восстановления
сети
,
позволяющих
снизить
время
на
устранение
аварии
и
восстановление
электроснабжения
потреби
-
телей
за
счет
автоматического
управления
коммута
-
ционными
аппаратами
в
сетях
среднего
напряжения
.
Улучшения
показателей
надежности
,
сокращения
ко
-
личества
технологических
нарушений
,
их
длительности
и
объема
недоотпущенной
электроэнергии
с
одновремен
-
ным
экономическим
эффектом
можно
добиться
только
путем
обоснованного
применения
технических
средств
автоматизации
и
комплексным
подходом
.
Сочетание
оп
-
тимального
размещения
управляемых
коммутационных
аппаратов
,
средств
сбора
и
передачи
информации
,
ре
-
лейных
защит
с
логико
-
вероятностным
анализом
в
рам
-
ках
единой
системы
автоматического
восстановления
сети
как
компонента
единого
ОИК
сетевой
распредели
-
тельной
компании
—
наиболее
перспективный
путь
раз
-
вития
АСДУ
и
повышения
надежности
в
сетях
среднего
напряжения
.
в
)
б
)
а
)
Надежность
сетей
13
functionalities tests in a Smart Grids laboratory for evaluation
of the quality of service. URL: https://ieeexplore.ieee.org/
document/7783370/.
5.
Курчатова
Ю
.
Д
.,
Курчатов
Н
.
А
.
Снижение
ущерба
от
отказов
в
сетях
энергоснабжения
за
счет
логико
-
веро
-
ятностного
анализа
/ XIV
Всероссийская
научно
-
прак
-
тическая
конференция
молодых
ученых
«
РОССИЯ
МО
-
ЛОДАЯ
», 2022. URL: https://science.kuzstu.ru/wp-content/
Events/Con fe rence/RM/2022/RM22/pages/Articles/
021311.pdf.
6.
Карпов
А
.
И
.
Оптимизация
количества
и
мест
установки
автоматических
пунктов
секционирования
для
повы
-
шения
надежности
электроснабжения
. URL: https://elib.
spbstu.ru/dl/2/v18-2479.pdf/view.
7.
Об
утверждении
Методических
указаний
по
расчету
уровня
надежности
и
качества
поставляемых
товаров
и
оказываемых
услуг
для
организации
по
управлению
единой
национальной
(
общероссийской
)
электрической
сетью
и
территориальных
сетевых
организаций
.
Приказ
Министерства
энергетики
РФ
от
29
ноября
2016
года
№
1256. URL: https://docs.cntd.ru/document/420385844.
8.
Борознов
В
.
О
.
Исследование
решения
задачи
коммивоя
-
жера
//
Вестник
АГТУ
.
Серия
:
Управление
,
вычислитель
-
ная
техника
и
информатика
, 2009,
№
2.
С
. 147–151.
на
ПЕЧАТНУЮ
версию
1
номер
—
2400 /
1125
руб
.
3
номера
—
7020 /
3240
руб
.
6
номеров
—
12 480 /
5760
руб
.
В
стоимость
включена
доставка
журнала
Почтой
России
заказной
бандеролью
.
Подписаться
на
печатную
версию
можно
через
агентства
:
• «
Урал
-
Пресс
» — 36859 (
на
полугодие
),
36861
(
на
год
)
• «
Почта
России
» —
П
7579 (
на
полугодие
)
на
ЭЛЕКТРОННУЮ
версию
3
номера
—
3000
/
1800
руб
.
6
номеров
—
6000
/
3600
руб
.
Предоставляется
доступ
к
личному
кабинету
для
просмотра
журнала
на
сайте
издательства
в
течение
выбранного
периода
подписки
,
а также
изданий
за
предыдущий
год
,
находящихся
в закрытом
доступе
,
без
права
их распро
-
странения
,
в
том
числе
отдельных
частей
или
материалов
.
_________________________________________________________
*
НДС
не
облагается
Ïîäïèñêà-2025
на
журнал
«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и распределение
»
можно
подписаться
через
редакцию
:
–
на
сайте
eepir.ru
в
разделе
«
Подписка
»
–
запросом
на
почту
podpiska@eepir.ru
–
по
телефону
+7 (495) 645-12-41
СТОИМОСТЬ
*
подписки
для
юридических
/
физических
лиц
С
ЛЮБОГО
НОМЕРА
НА
ЛЮБОЙ
ПЕРИОД
астей
лов
.
»
_________________________________________________________
*
НДС
не
облагается
Оригинал статьи: Построение автоматизированных систем электросетевого предприятия с учетом современных требований
В статье произведены исследование и оценка автоматизированной системы управления энергосетевого предприятия. Рассмотрены и проработаны пути совершенствования АСДУ: применение генетических алгоритмов для оптимального размещения средств автоматизации в фидерах среднего напряжения за счет новой методики показателей надежности энергоснабжения эксплуатационных затрат с учетом логистики обслуживания сетей энергоснабжения; логико-вероятностный анализ сети, позволяющий получить информацию о состоянии электрооборудования по косвенным признакам без использования средств сбора и передачи информации; создание систем автоматического восстановления сети, позволяющих снизить время на устранение аварии и восстановление электроснабжения потребителей за счет автоматического управления коммутационными аппаратами в сетях среднего напряжения.
