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
Оригинал статьи: Системы мониторинга третьего поколения для распредсетей — фундамент для «умных сетей» будущего
Доклад на Международной конференции и выставке по распределению электроэнергии — CIRED.
