Мониторинг и диспетчеризация городских электросетей

Основная задача энергосетевой компании — обеспечение договорных условий электроснабжения потребителей за счет надежной и эффективной эксплуатации оборудования. Для этого необходимо обеспечить диспетчерское управление подстанциями и сетями, контроль рационального использования электроэнергии потребителями, а также технический надзор за эксплуатацией подстанций и электрических сетей.

Информационное обеспечение автоматизированной системы энергосетевой компании должно включать данные коммерческого и технического учета электроэнергии, отпущенной потребителям, и информацию о схеме электросети, местах размещения приборов учета и характеристиках электрооборудования, что в результате позволит получить для всей электросети достоверную картину поступления, распределения и полезного отпуска электроэнергии.

Исходя из основной задачи энерго­сетевой компании и структуры ее информационного обеспечения, можно сформулировать следующие цели создания автоматизированной системы:

• минимизировать небалансы;
• выявить случаи несанкционированных подключений;
• повысить эффективность диспетчерско-технологического управления электрооборудованием (снизить риски аварийных отключений);
• повысить качество электроснабжения и снизить эксплуатационные затраты;
• полностью исключить «человеческий фактор» из процесса снятия показаний с приборов учета;
• объективно и оперативно оценивать качество всей цепочки «Поставщик→ Энергосбыт→ Потребитель».

Архитектура и функции системы

В основе структуры автоматизированной системы энергосетевой компании лежит архитектура (рис. 1), построенная на базе платформы «Энерго­Круг» и контроллеров DevLink-D500 (измерительно-вычислительный комплекс «ЭнергоКруг»).

Рис. 1. Архитектура автоматизированной системы

Решение для энергосетевой компании обеспечивает учет электроэнергии при закупке и отпуске (с анализом качества на границе балансовых групп), поквартирный учет электроэнергии, контроль качества и количества электроэнергии, а также дополнительного оборудования на трансформаторных подстанциях и других узлах электро­сети (в частности, контроль реклоузеров и узлов РЗА).

Общее описание функций — учета энергопотребления, формирования балансов, диспетчеризации и аналитики — приведено в таблице.

Для решения задач мониторинга и диспетчеризации электрических сетей в системе реализованы:

• считывание с приборов учета и визуализация мгновенных значений потребленной активной энергии накопительным итогом, фазных напряжений и токов, активной и реактивной мощности по каждой фазе, суммарной активной и реактивной мощности, частоты сети;
• отображение в отчетных формах (с возможностью печати) тридцати­минутных профилей (архивов) потребления активной электрической энергии за произвольный интервал времени, посуточного потребления электроэнергии за произвольный интервал времени, потребленной активной энергии накопительным итогом на конец месяца за произвольное количество месяцев, потребленной активной энергии накопительным итогом на конец года за произвольное количество лет;
• отображение в виде трендов (графиков) тридцатиминутных профилей (архивов) потребления активной и реактивной электрической энергии, а также профилей максимальных активных и реактивных мощностей на тридцатиминутных интервалах;
• отображение в виде аналитических трендов любых мгновенных параметров, считанных со счетчика, за произвольный интервал времени;
• отображение журналов событий по выбранному счетчику за произвольный интервал времени и диагностической информации о наличии связи с приборами учета;
• индикация и контроль положений выключателя и исправности его цепей управления;
• обработка сигналов с устройств релейной защиты и автоматики (например, защита от обрыва фазы питающего фидера и защита от однофазных замыканий на землю).

Визуализация необходимых показателей энергопотребления

Примеры визуализации данных энергопотребления приведены на рисунках 2–4.

Рис. 2 содержит фрагменты отчетов по сводному потреблению электроэнергии для одного из микрорайонов города и сведению баланса по подстанции.

Рис. 2. Сводное потребление и сведение баланса

На рис. 3 представлены разные способы отображения данных, получаемых с электросчетчика (тренд, таблица, векторные диаграммы), а также элементы управления, например, кнопки управления нагрузкой, вызова окна аналитического тренда, формирования отчета, а также поля ввода данных. Для выбора параметра тренда используются кнопки A+сум — накопленная потребленная активная энергия на текущий момент времени, R+сум — накопленная потребленная реактивная энергия на текущий момент времени, Pсум — текущая потребляемая активная мощность по трем фазам, Qсум — текущая потребляемая реактивная мощность по трем фазам, Sсум — текущая потребляемая полная мощность по трем фазам.

Рис. 3. Информация по счетчику с управлением нагрузкой

На рис. 4 показано неправильное распределение нагрузки («перекос фаз»), которое может привести к выходу из строя электрооборудования.

Пример изображения карты города с электросетевыми объектами можно посмотреть в статье [1].

Рис. 4. График напряжений и токов по фазам («перекос фаз»)

Типовые решения и особенности

Отличительные особенности автоматизированной системы обусловлены типовыми решениями на основе ИВК «ЭнергоКруг» и возможностями контроллера DevLink-D500. В системе обеспечено два вида подключений приборов учета: через контроллеры DevLink и прямое, через преобразователи интерфейсов и модемы. Такая структура обеспечивает оптимальное соотношение стоимости решения и функциональности. Алгоритмы управления, реализованные в контроллере, не требуют постоянной связи с верхним уровнем (что особенно важно при GSM), а также обеспечивают быстрый опрос большого числа приборов учета и датчиков. Использование прикладного программного обеспечения «Виртуальный DevLink» освобождает предприятие от необходимости установки физических контроллеров на объектах, где необходимо подключить только один-два прибора учета, что существенно сокращает затраты на оборудование автоматизированной системы.

Важно отметить то, что систему можно создать на основе существующей элементной базы и каналов обмена информацией. Она поддерживает достаточно большое количество каналов связи (RS-485, RS-232, GSM, радиоканал и др.) и устройств учета электроэнергии (в частности, ЦЭ 2727, ПЦ 6806, «Меркурий-230», «Меркурий-225», СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03, ПСЧ-4ТМ.05, СЕ 303, СЕ 304, «Ресурс-UF2», «Лейне-Электро-01М», «Ресурс-UF2М», «Ресурс–ПКЭ»). Например, в системе «ЭнергоГород-Новый Уренгой» использовались «Меркурий-200», СОЭ-55, СЕ-102, СЭБ-2А, ME-162 и «Лейне Электро 01М». Также к одному порту контроллера DevLink могут быть подключены разнотипные счетчики.

Система позволяет применять алгоритмы агрегирования к быстро меняющимся данным (усреднение, max, min и другие) и преобразовывать эти данные в медленный (реляционный) формат, а также передавать информацию от контроллеров, установленных на трансформаторных подстанциях, по различным протоколам, в том числе протоколам серии МЭК 60870-5-101/104. Организация связи верхнего и среднего уровней осуществляется по каналам GSM/GPRS, а с помощью технологии PLC (связь с приборами учета осуществляется по линиям электропередачи) с использованием PLC-модемов можно включить в систему частный жилой фонд.

В системе обеспечено оперативное управление переключением линий на подстанциях, отключением аварийных линий и ограничением нагрузки для неплательщиков (при использовании электросчетчиков с функциями управления). При этом ведется система единого времени: время измеряется и корректируется автоматически на всех уровнях системы.

Также у автоматизированной системы есть возможности интеграции с различными биллинговыми системами и обеспечения своевременной выгрузки данных энерго­потребления (в том числе и в формате 80020).

Перечисленные свойства системы позволяют проводить ее настройку и эксплуатацию удаленно: например, при реализации проектов в городах Новый Уренгой и Надым пусконаладочные работы верхнего уровня осуществлялись без выезда на объект.

Заключение

Автоматизированная система осуществляет полный контроль электросети с мониторингом основных узлов в режиме реального времени, что позволяет оперативно выявить и локализовать линии с высокими потерями, обеспечить получение информации о возникающих нарушениях и их причинах, оптимально настроить оборудование и повысить общее качество электроснабжения.