Системы мониторинга третьего поколения для распредсетей — фундамент для «умных сетей» будущего

118

МИРОВОЙ ОПЫТ

118

СЕТИ  РОССИИ

МИРОВОЙ

ОПЫТ

118

Д

оклад

посвящён

обсужде

-

нию

базы

данных

для

рас

-

пределительных

сетей

, 

а

также

тому

, 

как

влияет

всё

возрастающий

недостаток

таких

дан

-

ных

на

оперативное

руководство

и

управление

ресурсами

, 

особенно

когда

  «

умные

сети

» 

становятся

ре

-

альностью

. 

Здесь

представлена

кон

-

цепция

системы

мониторинга

рас

-

пределительной

сети

третьего

поко

-

ления

 (3GMS), 

которая

удовлетворя

-

ет

как

требованиям

оперативного

ру

-

ководства

, 

так

и

требованиям

управ

-

ления

сетевыми

ресурсами

, 

а

также

описание

реальной

системы

контро

-

ля

 3GMS, 

основанной

на

оптических

преобразователях

и

интеллектуаль

-

ных

процессорах

связи

. 

В

заключе

-

ние

представлено

краткое

описание

действующей

установки

.

ВВЕДЕНИЕ

Автоматизация

распределитель

-

ной

сети

расширила

область

дей

-

ствия

систем

 SCADA, 

которая

вышла

за

рамки

первичной

подстанции

до

устройств

, 

расположенных

со

сторо

-

ны

нагрузки

. 

Эти

устройства

вклю

-

чают

дистанционные

выключатели

(

блоки

кольцевой

магистрали

, 

воз

-

душные

элегазовые

выключатели

и

выключатели

-

разъединители

), 

ем

-

костные

и

линейные

контроллеры

ре

-

С

м

а

р

т

 Г

р

и

д

Смарт Г

р

и

д

Системы 

мониторинга 

третьего 

поколения для 

распредсетей – 

фундамент для 

«умных сетей» 

будущего

В этом номере журнала мы начинаем публикацию наи-
более интересных докладов Международной конфе-
ренции и выставки по распределению электроэнергии.

James NORTHCOTE-GREEN, PowerSense A/S — Англия, 

Martin SPEIERMANN,

 Jesper KLINGSTEN NIELSEN, PowerSense A/S - Дания

119

№ 5 (8), сентябрь-октябрь, 2011

гуляторов

и

индикаторы

пути

повреж

-

дения

. 

Данные

от

таких

устройств

, 

при

условии

, 

что

они

имеют

способ

-

ность

передачи

, 

поступают

в

цен

-

тральную

систему

управления

по

-

средством

определённой

инфра

-

структуры

связи

. 

Эта

инфраструктура

по

всей

зоне

действия

может

быть

разная

: 

от

маломощных

передатчи

-

ков

, 

оптоволоконных

систем

связи

до

технологий

мобильных

телефонов

(GSM, UMTS 

и

т

.

д

.). 

Основным

компо

-

нентом

такой

системы

сбора

данных

являются

интеллектуальные

элек

-

тронные

устройства

 (IED), 

которые

устанавливаются

на

всех

первичных

устройствах

для

обеспечения

про

-

хождения

данных

в

систему

связи

, 

а

затем

на

процессор

связи

 SCADA. 

Потенциал

дистанционного

управле

-

ния

на

уровне

фидера

вместе

с

на

-

растающим

объёмом

данных

по

об

-

наружению

повреждений

позволяет

добавить

ещё

несколько

интеллекту

-

альных

приложений

к

системе

 SCADA 

для

создания

современной

систе

-

мы

организации

распределения

(DMS).

Появление

интеллектуальных

электрических

сетей

наряду

с

источ

-

никами

распределённой

генерации

вызовет

необходимость

согласова

-

ния

двунаправленных

потоков

энер

-

гии

в

существующих

системах

 DMS 

и

системах

сбора

данных

. 

Такие

систе

-

мы

основаны

на

общем

предположе

-

нии

, 

что

структуры

сетей

в

основном

радиальные

.

Параллельно

с

созданием

 DMS 

по

управлению

нагрузками

электри

-

ческих

сетей

в

реальном

времени

на

руководство

сети

возлагается

за

-

дача

лучшего

использования

и

об

-

служивания

ресурсов

существующих

сетей

, 

которые

в

большинстве

сво

-

ём

исчерпали

свой

ресурс

и

вслед

-

ствие

экономических

причин

нужда

-

ются

в

продлении

. 

Характеристики

систем

сбора

данных

 DMS, 

которые

были

рассчитаны

на

режим

работы

в

реальном

времени

, 

могут

ухудшить

-

ся

вследствие

значительного

увели

-

чения

объёмов

обработки

данных

по

управлению

ресурсами

.

В

данной

работе

будут

рассмотре

-

ны

требования

по

одновременному

управлению

производством

и

ресур

-

сами

, 

которые

могут

быть

обеспече

-

ны

путём

установки

 IED 

с

вспомога

-

тельной

системой

контроля

третьего

поколения

 (3GMS). 

Такие

 IED 

будут

служить

базой

для

любой

новой

си

-

стемы

сбора

данных

. 

В

дальнейшем

система

может

быть

модернизирова

-

на

под

современное

первичное

обо

-

рудование

. 

ДАННЫЕ

О

СОСТОЯНИИ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ

СЕТЕЙ

Так

сложилось

исторически

, 

что

, 

в

отличие

от

систем

передачи

элек

-

троэнергии

, 

доступность

данных

в

распределительных

системах

всегда

была

одним

из

недостатков

 — 

напри

-

мер

, 

недостаток

оперативных

изме

-

ряемых

данных

и

координация

их

с

показателями

базы

данных

. 

Системы

SCADA 

обеспечили

наличие

данных

о

состоянии

  (

положение

выключате

-

ля

и

измерения

) 

до

уровня

подстан

-

ции

. 

Внедрение

автоматики

питаю

-

щих

линий

 (FA) 

как

части

инициатив

автоматизации

распределения

обе

-

спечили

наличие

данных

о

состоянии

нескольких

выключателей

за

преде

-

лами

первичных

подстанций

 (1 

или

2 

на

фидер

в

зависимости

от

уров

-

ня

автоматизации

 — AIL (Automation 

Intensity Level) [1]) 

и

частоты

измере

-

ний

. 

Кроме

того

, 

индикаторами

пути

повреждений

 (FPI), 

размещёнными

между

автоматическими

выключате

-

лями

и

этими

выключателями

, 

пре

-

доставляется

информация

о

место

-

нахождении

повреждения

. 

Логика

обнаружения

места

повреждения

, 

используя

данные

об

изменении

со

-

стояния

индикатора

пути

поврежде

-

ния

, 

предполагает

, 

что

фидеры

име

-

ют

радиальную

структуру

и

таким

об

-

разом

поток

мощности

от

первичной

подстанции

идёт

в

одном

направле

-

нии

. 

При

обнаружении

превышения

заданной

величины

порогового

тока

FPI 

функционирует

в

двоичном

клю

-

че

. 

Данные

можно

подразделить

на

следующие

ниже

категории

.

Топографические

данные

Обеспечивают

схему

соедине

-

ний

сети

, 

представляя

фактическую

структуру

распределяющей

сети

в

виде

кабельных

и

линейных

сетей

наряду

с

конфигурацией

каждой

под

-

станции

. 

Местонахождение

динами

-

ческих

элементов

определённых

вы

-

ключателей

сети

является

частью

этих

данных

. 

Состояние

устройств

представлено

в

двух

видах

: «

в

завод

-

ском

исполнении

» 

и

  «

по

срабатыва

-

нию

». 

Последнее

состояние

более

важно

, 

поскольку

в

процессе

рабо

-

ты

распределительная

сеть

меняет

это

состояние

в

зависимости

от

типа

коммутации

. 

Такая

информация

по

-

ступает

от

систем

сбора

данных

SCADA 

и

 FA 

на

дистанционно

управ

-

ляемые

 (

автоматические

) 

устройства

и

хранится

в

диспетчерских

пунктах

на

оперативных

схемах

. 

Изменения

состояния

переключаемых

вручную

выключателей

фиксируются

операто

-

рами

на

тех

же

схемах

. 

Данные

о

нагрузках

Это

визуальная

информация

, 

по

-

зволяющая

операторам

произво

-

дить

операции

переключения

во

время

запланированных

и

незапла

-

нированных

ситуаций

без

перегру

-

зок

сети

. 

Это

также

основная

инфор

-

мация

, 

которая

используется

плани

-

ровщиками

для

определения

уровня

будущих

нагрузок

и

подготовки

стра

-

тегии

усиления

сети

. 

Эти

данные

по

-

ступают

от

систем

 SCADA 

на

пер

-

вичные

подстанции

и

магистраль

-

ные

фидеры

среднего

напряжения

, 

но

небольшой

объём

информации

прямого

считывания

доступен

в

точ

-

ках

подключения

нагрузок

со

сторо

-

ны

фидеров

. 

Обычно

информация

о

нагрузках

поступает

из

двух

источ

-

ников

 (i) 

считыванием

со

счётчиков

максимальной

нагрузки

на

подстан

-

циях

один

или

два

раза

в

год

и

 (ii) 

пу

-

тём

считывания

накопленной

инфор

-

мации

со

счётчиков

потребителей

на

трансформаторах

среднего

и

низкого

напряжений

, 

которая

преобразуется

в

потребляемую

мощность

при

помо

-

щи

эмпирической

зависимости

или

местного

коэффициента

нагрузки

. 

Существующие

приложения

сетевого

анализа

используют

всевозможные

измеренные

данные

и

при

помощи

процесса

оценки

состояния

и

повер

-

ки

рассчитывают

неучтённые

зна

-

чения

других

узлов

сети

. 

Этот

метод

не

застрахован

от

значительных

по

-

грешностей

, 

и

низкая

степень

обра

-

ботки

данных

по

разновременности

электропотребления

является

важ

-

ной

проблемой

в

определении

нагру

-

зок

распределительных

устройств

.

Полные

параметры

сети

Эти

данные

дают

описание

эле

-

ментов

системы

с

точки

зрения

типа

, 

полного

сопротивления

, 

номиналь

-

ных

параметров

и

т

.

д

., 

используе

-

мых

в

основном

для

задания

уставок

и

производства

расчётов

для

про

-

граммных

приложений

планирова

-

ния

распределённых

электрических

сетей

в

онлайновом

и

автономном

120

МИРОВОЙ ОПЫТ

режимах

. 

Такие

данные

считаются

статическими

, 

поскольку

они

изме

-

няются

только

в

процессе

строитель

-

ства

и

модернизации

и

хранятся

в

регистрах

учета

ГИС

 (GIS).

Очевидно

, 

что

повышение

уров

-

ня

интенсивности

мониторинга

[Monitoring Intensity Level (MIL) — 

процент

контролируемых

нагрузок

] 

позволит

избежать

существующих

погрешностей

в

данных

о

нагрузках

и

, 

кроме

того

, 

будут

улучшены

пока

-

затели

определения

местоположения

повреждений

при

помощи

текущих

измерений

направленности

тока

по

-

вреждения

.

ЭВОЛЮЦИЯ

УПРАВЛЕНИЯ

РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ

Первые

системы

управления

распределением

были

в

основном

предназначены

для

систем

управ

-

ления

с

использованием

небольших

устройств

 RTU 

для

присоединений

(FRTU), 

переоборудованных

на

вы

-

соковольтные

выключатели

на

сто

-

роне

фидера

. 

Такие

интеллектуаль

-

ные

устройства

имели

прямую

связь

с

диспетчером

системы

 SCADA 

в

цен

-

тральном

диспетчерском

пункте

.

Они

позволяли

дистанционно

от

-

ключать

и

включать

выключатели

, 

а

также

передавать

некоторые

ава

-

рийные

сигналы

о

состоянии

шка

-

фа

управления

  (

разрядка

аккумуля

-

торов

, 

температура

, 

потеря

напря

-

жения

). 

Аналоговые

измерения

не

включались

, 

т

.

к

. 

ещё

не

существова

-

ло

первичных

трансформаторов

тока

или

их

выходной

сигнал

было

невоз

-

можно

измерить

, 

а

протоколы

были

ограничены

цифровыми

сигналами

. 

Отсутствие

измерений

токов

первич

-

ной

обмотки

отрицательно

сказалось

на

расширении

возможностей

си

-

стем

первого

поколения

 (1G). 

Систе

-

мы

управления

второго

поколения

(2G) 

начали

принимать

сигналы

от

других

вспомогательных

устройств

, 

таких

как

 FPI (

датчик

пути

поврежде

-

ния

), 

и

сообщать

о

произведённых

операциях

в

диспетчерскую

. 

Оба

по

-

коления

систем

управления

были

сконцентрированы

на

работу

в

ре

-

альном

времени

и

направлении

дан

-

ных

в

диспетчерскую

. 

Программы

третьего

поколения

имеют

функции

первого

и

второго

поколений

и

, 

кро

-

ме

того

, 

выдают

на

постоянной

осно

-

ве

своевременную

информацию

о

нагрузках

в

соответствии

с

требова

-

ниями

Системы

управления

ресурса

-

ми

с

функциями

связи

для

передачи

соответствующей

информации

раз

-

личным

источникам

в

определённые

периоды

времени

. 

Роль

трёх

поколе

-

ний

систем

управления

распределе

-

нием

электроэнергии

приведена

на

рис

. 1.

Основные

функциональные

тре

-

бования

к

системам

мониторинга

третьего

поколения

:

• 

датчик

первичного

тока

, 

который

может

бесконтактно

устанавли

-

ваться

на

кабелях

среднего

на

-

пряжения

и

проводах

воздушных

линий

электропередачи

;

• 

датчики

тока

низкого

напряжения

для

кабелей

низкого

напряжения

;

• 

интеллектуальные

электронные

блоки

для

определения

местона

-

хождения

и

типа

различных

по

-

вреждений

, 

расчёта

количества

электроэнергии

на

основе

ин

-

формации

датчиков

тока

и

изме

-

рений

напряжения

и

обработки

и

переключения

аварийных

сигна

-

лов

и

сигналов

управления

;

• 

гибкий

конфигурируемый

модуль

связи

для

направления

информа

-

ции

в

различные

точки

системы

в

разные

периоды

времени

.

Пример

системы

мониторинга

третьего

поколения

В

системы

мониторинга

третье

-

го

поколения

должны

встраиваться

в

виде

модулей

различные

функции

, 

которые

ранее

выполнялись

отдель

-

ными

автономными

, 

не

имеющими

связи

, 

устройствами

. 

Представлен

-

ная

здесь

система

состоит

из

моду

-

лей

, 

которые

могут

быть

сконфигу

-

рированы

для

соответствия

специ

-

фичным

требованиям

различных

зон

распределительных

сетей

. 

Датчики

Оптический

датчик

тока

обеспе

-

чивает

инновационное

рентабель

-

ное

решение

по

мониторингу

сетей

энергоснабжения

, 

в

частности

на

уровне

трансформаторных

подстан

-

ций

среднего

и

низкого

напряже

-

ний

. 

Способность

определения

вхо

-

дящих

и

выходящих

токов

на

обеих

сторонах

трансформатора

как

в

нор

-

мальных

, 

так

и

в

аварийных

услови

-

ях

работы

облегчает

процесс

место

-

нахождения

отключения

от

нагрузки

и

управления

ресурсами

сети

. 

Функ

-

ции

традиционных

блоков

управле

-

ния

сводились

к

измерению

токов

на

трансформаторах

тока

. 

В

услови

-

ях

повреждения

они

были

ограниче

-

ны

величиной

насыщения

трансфор

-

маторов

тока

. 

В

отличие

от

них

опти

-

ческие

датчики

имеют

погрешность

1—2% 

по

всему

диапазону

измере

-

ний

тока

 1—20 

тыс

. 

А

.

В

новейших

приложениях

, 

таких

как

измерение

качества

энергии

, 

определение

замыканий

на

землю

в

сетях

с

компенсированной

ней

-

тралью

и

обнаружение

поврежде

-

ния

 (

упавших

проводов

) 

при

высоких

значениях

полного

сопротивления

, 

есть

возможность

измерения

всех

гармоник

, 

от

основной

до

 50-

й

. 

Основой

системы

мониторинга

является

оптический

датчик

, 

рабо

-

тающий

на

эффекте

Фарадея

. 

Лучи

Рис

. 1. 

Многофункциональная

система

мониторинга

распределения

третьего

поколения

 (3G) 

заменяет

традиционные

решения

с

использованием

одного

устройства

 (FPI, CT, FRTU) 

одним

интеллектуальным

электронным

устройством

121

№ 5 (8), сентябрь-октябрь, 2011

света

принимаются

оптическим

бло

-

ком

со

встроенным

интеллектом

, 

способным

компенсировать

вариа

-

ции

температуры

и

старения

, 

а

так

-

же

преобразовать

световые

сигна

-

лы

в

реальные

амперы

. 

Этот

элек

-

тронный

модуль

также

производит

расчёт

других

параметров

энерго

-

системы

, 

таких

как

активная

и

реак

-

тивная

мощности

. 

В

дальнейшем

бу

-

дут

внедрены

специальные

фильтры

идентификации

повреждений

для

определения

типов

повреждений

, 

таких

как

КЗ

, 

КЗ

на

землю

, 

обрыв

провода

и

одновременное

повреж

-

дение

в

различных

точках

сети

. 

Дат

-

чик

устанавливается

бесконтактно

при

помощи

хомутика

на

внешнюю

изоляцию

любого

кабеля

вблизи

ка

-

бельного

ввода

устройства

присо

-

единения

к

кольцевой

магистрали

. 

На

рис

. 2 

показана

типичная

уста

-

новка

. 

Оптические

датчики

рента

-

бельны

для

трансформаторных

под

-

станций

среднего

и

низкого

напря

-

жений

при

условии

наличия

доступа

к

вводу

кабеля

или

шины

на

сторо

-

не

низкого

напряжения

. 

В

тех

случа

-

ях

, 

когда

требуется

пофазное

управ

-

ление

всеми

фидерами

низкого

на

-

пряжения

, 

предпочтительно

исполь

-

зовать

трансформаторы

тока

с

разъ

-

ёмным

сердечником

вместе

со

спе

-

циальным

модулем

ввода

/

вывода

(I/O). 

Опорное

напряжение

, 

необхо

-

димое

для

расчётов

качества

энер

-

гии

, 

на

закрытых

подстанциях

сни

-

мается

с

шины

низкого

напряжения

посредством

интерфейсного

модуля

низкого

напряжения

. 

На

воздушные

линии

датчик

уста

-

навливается

в

одном

блоке

с

дели

-

телем

напряжения

и

хомутом

таким

образом

, 

чтобы

сам

датчик

работал

автономно

и

опорное

напряжение

снималось

в

той

же

точке

, 

что

и

ток

.

УПРАВЛЕНИЕ

КОММУТАЦИОННЫМ

АППАРАТОМ

В

электронику

монитора

встро

-

ены

модули

ввода

/

вывода

для

осу

-

ществления

управления

любым

ком

-

мутационным

аппаратом

, 

связан

-

ным

с

контролируемым

оборудо

-

ванием

, 

а

также

для

передачи

лю

-

бых

других

аварийных

сигналов

, 

та

-

ких

как

обнаружение

повреждений

в

первичной

сети

и

многочисленных

сигналов

состояния

системы

монито

-

ринга

. 

Модуль

связи

Конечным

компонентом

являет

-

ся

модуль

связи

, 

специально

раз

-

работанный

для

передачи

выбо

-

рочных

данных

в

различные

точ

-

ки

согласно

определённому

при

-

ложению

. 

Модуль

связи

отвечает

требованиям

различных

стандар

-

тов

 SCADA (DNP 3, IEC 60870-5-

101/104, 61850 

и

т

.

д

.), 

он

поддер

-

живает

протоколы

связи

 Enterprise 

IT bus protocols (IBM MQTT/MQ 
Advanced Enterprise Service Bus 
(ESB), 

в

нём

можно

разместить

не

менее

двух

каналов

связи

с

ис

-

пользованием

различных

средств

(GSM, CDMA, WIMAX, RS232: 

опто

-

волоконной

, 

проводной

или

бес

-

проводной

). 

Этот

модуль

, 

работа

-

ющий

в

среде

ОС

 Linux, 

позволя

-

ет

относительно

легко

перенастро

-

ить

процессор

связи

под

требова

-

ния

заказчика

. 

Данные

можно

рас

-

пределить

по

следующим

катего

-

риям

: 

аварийные

данные

или

дан

-

ные

о

ресурсах

и

данные

, 

переда

-

ваемые

в

различные

точки

сети

при

помощи

различных

протоко

-

лов

для

каждого

направления

пере

-

дачи

. 

122

МИРОВОЙ ОПЫТ

Конфигурации

В

систему

управления

посред

-

ством

шины

 CAN 

встроены

различ

-

ные

модули

, 

организация

которых

за

-

висит

от

принятого

решения

. 

Установки

и

накопленные

данные

Мониторинг

, 

описанный

выше

, 

представляет

собой

программу

управления

 DISCOS®, 

разработан

-

ную

датскими

специалистами

и

в

на

-

стоящее

время

поставляемую

ком

-

панией

 PowerSense. 

За

последние

3 

года

более

чем

в

 10 

энергосисте

-

мах

мира

было

установлено

 10 

тыс

. 

датчиков

 DISCOS®. 

Например

, 

ин

-

дийская

компания

 Reliance Energy 

в

Дели

испытывает

эту

систему

на

подстанциях

среднего

и

низкого

на

-

пряжения

. 

Компания

 MEA, 

Бангкок

, 

установила

версию

для

воздушных

линий

и

с

успехом

определила

ме

-

стонахождение

упавших

проводов

, 

как

до

места

установки

устройства

, 

так

и

после

него

. 

Компания

 Energy 

Australia 

недавно

начала

установ

-

ку

системы

управления

подстан

-

циями

среднего

/

низкого

напряже

-

ния

для

полного

пофазного

мони

-

торинга

всех

фидеров

низкого

на

-

пряжения

при

помощи

оптических

датчиков

на

вводе

среднего

напряже

-

ния

.

Наиболее

знаменательным

счи

-

тается

внедрение

системы

 DISCOS® 

в

компании

 DONG Energy (Nesa) 

в

Дании

, 

где

 250 

трансформаторных

подстанций

среднего

и

низкого

на

-

пряжения

были

оборудованы

дву

-

мя

тысячами

датчиков

, 

результатом

чего

стала

разработка

приложений

на

шине

 IBM ESB. 

В

компании

 DONG Energy (

ра

-

нее

 Nesa) 

было

установлено

два

типа

систем

 DISCOS®. 

Тип

 A 

вклю

-

чает

в

себя

функцию

управления

, 

и

был

установлен

на

коммутирую

-

щих

устройствах

, 

которые

можно

переоборудовать

на

дистанцион

-

ное

управление

, 

а

тип

 B 

был

осна

-

щён

только

функцией

мониторин

-

га

и

установлен

на

коммутирующих

устройствах

, 

которые

было

невоз

-

можно

переоборудовать

на

дистан

-

ционное

управление

. 

При

повыше

-

нии

уровня

автоматизации

 (AIL) 

на

7,5% 

и

повышении

интенсивности

мониторинга

 (MIL) 

на

 10% 

были

вы

-

явлены

следующие

преимущества

: 

сокращение

недопоставки

электро

-

энергии

составило

 50%, 

а

время

по

-

иска

места

повреждения

сократи

-

лось

на

 35%. 

Что

касается

замены

ресурсов

или

преждевременного

усиления

системы

, 

преимущества

, 

которые

были

получены

в

резуль

-

тате

усовершенствованного

ана

-

лиза

планирования

, 

заключались

в

том

, 

что

необходимость

усиле

-

ния

системы

уменьшилась

на

 81—

98%. 

Анализ

преимуществ

на

про

-

тяжении

 20-

летнего

периода

пла

-

нирования

показал

окупаемость

инвестиций

 (ROI) 

в

течение

пяти

лет

. 

ВЫВОДЫ

Экспериментальные

данные

, 

полученные

на

энергосистеме

DONG Energy, 

показали

преимуще

-

ства

и

практичность

архитектуры

3GMS, 

описанной

в

данной

работе

. 

Ключевыми

особенностями

устрой

-

ства

являются

бесконтактная

уста

-

новка

датчиков

тока

, 

позволяющая

производить

модернизацию

суще

-

ствующей

первичной

системы

, 

ли

-

нейность

измерений

тока

в

широ

-

ком

диапазоне

и

интеллектуаль

-

ный

модуль

связи

. 

Способность

из

-

мерения

тока

и

гармоник

повреж

-

дения

предоставляет

возможность

изучения

осциллограмм

различ

-

ных

повреждений

для

дальнейше

-

го

использования

при

определении

типа

повреждений

. 

Успешность

ре

-

зультатов

подобных

исследований

, 

которые

проводятся

на

нескольких

предприятиях

, 

не

вызывает

сомне

-

ний

. 

Интеллектуальный

модуль

свя

-

зи

не

только

позволяет

двум

функ

-

циональным

структурам

одного

предприятия

, 

с

совершенно

разны

-

ми

требованиями

к

данным

, 

поль

-

зоваться

услугами

одного

устрой

-

ства

, 

но

также

предоставляет

воз

-

можность

достижения

различных

целей

управления

при

внедрении

одной

инфраструктуры

связи

и

об

-

работки

данных

. 

Преимущества

способствуют

внедрению

таких

си

-

стем

управления

распределением

электроэнергии

третьего

поколе

-

ния

, 

как

 DISCOS®.

Они

открывают

возможности

для

энергетических

компаний

повысить

уровень

интенсивности

мониторин

-

га

распределения

электроэнергии

(MIL) 

и

воспользоваться

преимуще

-

ствами

большей

информативности

о

фактических

уровнях

нагрузки

ре

-

сурсов

подстанций

среднего

и

сред

-

него

/

низкого

напряжения

. 

Эти

преи

-

мущества

огромны

для

энергетиче

-

ских

компаний

с

устаревшим

обору

-

дованием

, 

поскольку

позволят

про

-

извести

отсрочку

замены

оборудо

-

вания

. 

Информация

позволит

более

эффективно

осуществлять

планиро

-

вание

, 

имеющее

целью

оптималь

-

ное

расширение

сети

наряду

с

воз

-

можностью

оценки

качества

энер

-

гии

, 

и

одновременно

достичь

преи

-

муществ

в

процессе

автоматизации

распределения

электроэнергии

. 

Си

-

стема

 3GMS 

готовит

энергетические

компании

к

внедрению

  «

умных

се

-

тей

».

ЛИТЕРАТУРА

1.  James  Northcote-Green,  Robert 

Wilson, 2007,” Control and 
Automation of Electric Power 
Distribution Systems”, CRC Press, 
Taylor and Francis ISBN 0-8247-
2631-6.

Джеймс

Норткот

-

Грин

, 

Роберт

Уил

-

сон

, 2007, «

Управление

и

авто

-

матизация

систем

распределе

-

ния

электроэнергии

 », CRC Press, 

Taylor and Francis ISBN 0-8247-
2631-6.

2.  James  Northcote-Green,  Martin 

Speiermann, Alfred Manohar, 
“Innovative Optical Sensor 
Technology the Foundation of 
Cost Effective MV/LV Distribution 
Network Monitoring” DA 
Conference, Bangalore, November 
2007.

Джеймс

Норткот

-

Грин

, 

Мартин

Шпирманн

, 

Альфред

Манохар

, 

«

Инновационные

технологии

с

ис

-

пользованием

оптических

датчи

-

ков

, 

создание

мониторинга

рен

-

табельной

распределительной

сети

среднего

/

низкого

напряже

-

ния

», 

Конференция

 DA, 

Бангалор

, 

ноябрь

 2007. 

Рис

. 2. 

Установка

оптических

датчиков

на

кабель