СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПРОЦЕССОВ - Личный кабинет
←
→
Транскрипция содержимого страницы
Если ваш браузер не отображает страницу правильно, пожалуйста, читайте содержимое страницы ниже
ISSN 2218-3116
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ
16+
ПРОЦЕССОВ
Е Ж Е К В А Р Т А Л Ь Н Ы Й
Развитие системы ОТУ Цифровые
и СУ в рамках цифровой
трансформации
помощники в решении
производственных задач
СПЕЦВЫПУСК № 2(13), июнь 2019
СОДЕРЖАНИЕ
ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ
2 Развитие системы оперативно-технологического управления электросетевым
комплексом в рамках Концепции цифровой трансформации 2030
ПАО «Россети»
АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
8 Самовосстановление в кабельных электрических сетях 6–10 кВ
ПАО «Ленэнерго»
ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ
20 Цифровизация технологического присоединения:
внешние и внутренние процессы
ОАО «МРСК Урала»
25 Пилотный проект в ПАО «МОЭСК» по созданию единого протокола обмена
данными счетчиков электроэнергии
28 Разработка и применение системы удаленного мониторинга линейных ОПН
под рабочим напряжением в ПАО «МРСК Северо-Запада»
ДИАГНОСТИКА И МОНИТОРИНГ
34 Иерархическая система сбора и просмотра аварийной информации
от разнородных распределенных источников
АО «Тюменьэнерго»
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ
44 Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций
500–750 кВ. Обзор существующих технологий
ПАО «ФСК ЕЭС»
Ежеквартальный спецвыпуск Главный редактор Екатерина Гусева Периодичность — 4 раза в год. Тираж 3000 экз.
журнала Заместитель главного редактора Подписано в печать 29.05.2019
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Наталья Салтыкова Отпечатано в типографии
Передача и распределение» ООО «Принт Легаси»,
Научный редактор Михаил Дмитриев, к.т.н. 115516, Москва, ул. Промышленная,
№ 2(13), июнь 2019 г. Ведущий эксперт Сергей Шумахер, д. 11, стр. 3, оф. 419
111123, Москва, Заслуженный энергетик РФ Перепечатка или копирование материалов,
Электродный проезд, д. 6, оф. 14 Директор по стратегическим проектам
опубликованных в журнале, допускаются только
с письменного разрешения редакции.
Тел./факс: +7 (495) 645-12-41 Александр Павлов
Мнение редакции может не совпадать
info@eepir.ru www.eepir.ru Дизайн и верстка Евгения Ханова с мнением авторов статей.
1
Цели и задачи
Развитие системы
оперативно-технологического
управления электросетевым
комплексом в рамках Концепции
цифровой трансформации 2030
В статье представлены основные ме-
роприятия Группы компаний «Россети»
в рамках реализации Концепции «Циф-
ровая трансформация 2030». Особое
внимание уделено одному из основных
направлений цифровой трансформации
и оптимизации технологических процес-
сов в компании «Россети» — совершен-
ствованию системы оперативно-техно-
логического и ситуационного управления
Андрей МАЙОРОВ, заместитель генерального директора —
главный инженер ПАО «Россети» электросетевым комплексом.
РЕАЛИЗАЦИЯ КОНЦЕПЦИИ «ЦИФРОВАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ 2030» В 2019 ГОДУ
Концепция компании «Россети» «Цифровая трансформа- – снижения стоимости строительства новых объектов за
ция 2030» разработана во исполнение Указов Президента счет применения систем автоматизированного проекти-
Российской Федерации В.В. Путина от 09.05.2017 № 203 рования;
«О Стратегии развития информационного общества в Рос- – снижения затрат при новом техприсоединении;
сийской Федерации на 2017–2030 годы» и от 07.05.2018 – снижения общих затрат за счет сокращения числа объ-
№ 204 «О национальных целях и стратегических задачах ектов нового строительства (подстанций и линий).
развития Российской Федерации на период до 2024 года», 2. Сокращение операционных расходов (OPEX) до 30% за
в которых определены национальные цели и стратегиче- счет:
ские задачи развития Российской Федерации на период до – сокращения численности оперативно-технологического
2030 года, а также распоряжения Правительства Российской и дежурного персонала;
Федерации от 28.07.2017 № 1632р, которым утверждена – сокращения объемов и времени на обслуживание эле-
программа «Цифровая экономика Российской Федерации». ментов сети посредством применения технологий пол-
Ожидаемыми эффектами от реализации Концепции ной дистанционной наблюдаемости и управляемости;
являются сокращение расходов по результатам перехода – возможности передачи большой мощности по существу-
к цифровым сетям и по результатам перехода к цифровым ющим линиям и повышение значения пиковой загрузки
подстанциям. трансформаторов.
Сокращение расходов по результатам перехода к циф- Сокращение расходов по результатам перехода к циф-
ровым сетям включает: ровым подстанциям включает:
1. Сокращение капитальных расходов (CAPEX) до 15% за 1. Сокращение капитальных расходов (CAPEX) до 15% за
счет: счет:
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
2
Мероприятие 2019 янв фев мар апр май июн июл авг сен окт ноя дек
Принятие стандартов для цифровой сети
Актуализация технической политики ПАО «Россети»
Формирование единого плана перехода на использо-
вание российского технологического программного
обеспечения и электронных компонентов (с учетом
предложений ДЗО)
Подъем данных в ЦУС / САЦ
Подготовка комплексного технического перевооружения /
модернизации (в том числе «оцифровки» существующих
измерительных трансформаторов на действующих под-
станциях) с целью организации получения данных (РЗА,
телемеханика, выключатели /трансформаторы и т.д.)
Подготовка к установке интеллектуальных систем учета
и контроля качества электроэнергии на границах
балансовой принадлежности / индивидуальные про-
фили потребителей
Подготовка к созданию новых каналов связи, арен-
де каналов связи, модернизации систем связи
Внедрение технологии «Цифровой электромонтер»
Разработка программы по созданию и развитию
единых центров управления сетями (ЦУС) ДЗО
и обеспечение ее реализации
Обеспечение создания общей информационной
модели сети 35 кВ и выше (CIM)
Разработка требований к российской SCADA/ADMS
Подготовка к поэтапному переходу на использование
типовых комплектных цифровых ТП/РТП/РП 0,4–35 кВ
Формирование плана комплексной интеграции информа-
ционных систем в целях оптимизации процессов тех-
нологического присоединения
Формирование плана подготовки технологических систем
к интеграции с системами малой генерации, хранения э/э,
управления спросом на э/э и иными системами
Рис. 1. Дорожная карта цифровизации технологических процессов на 2019 год
– сокращения объемов общестроительных работ в связи – сокращения числа плановых и внеплановых остановов
с уменьшением здания подстанции за счет сокращения посредством эффективного прогнозирования сбоев обо-
массы и габаритов оборудования; рудования и реализации необходимых профилактических
– уменьшения количества единиц закупаемого вторичного и превентивных мер;
оборудования, объема монтажных и пусконаладочных – сокращения объемов работ и времени на обслуживание
работ; подстанций посредством перехода к архитектуре высокой
– сокращения объемов закупки и использования сигналь- готовности, а также использования интеллектуальных
ного многожильного кабеля, объемов работ по его про- систем прогнозирования.
кладке и монтажу. Дорожная карта цифровизации технологических процес-
2. Сокращение операционных расходов (OPEX) до 30% за сов на 2019 год1 представлена на рисунке 1.
счет: Уже сегодня в компании идет интенсивная работа по
– перехода к подстанциям без постоянного дежурного пер- переходу на современные цифровые технологии и процессы.
сонала; 29 марта 2019 года Приказом ПАО «Россети» № 64 утвержде-
1
Полная дорожная карта реализации Концепции ПАО «Россети» представлена в интервью с Андреем Майоровым, опубликованном в журнале «ЭЛЕКТРО-
ЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(53), март-апрель 2019.
3
Цели и задачи
ны стандарты СТО 34.01.-21-004-2019 «Цифровой питающий тросетевом комплексе с целью оптимального распреде-
центр», в котором прописаны требования к технологическому ления функций и ответственности между структурными
проектированию цифровых подстанций напряжением 110– уровнями управления в дочерних обществах;
220 кВ и узловых цифровых подстанций напряжением 35 кВ – оптимизации и повышения эффективности бизнес-про-
и СТО 34.01.-21-005-2019 «Цифровая электрическая сеть», цессов ОТУ и СУ посредством формирования и внедре-
в котором содержатся требования к проектированию цифро- ния единой стратегии развития и технической политики
вых распределительных электрических сетей 0,4–220 кВ. с использованием цифровых технологий управления;
В Группе компаний «Россети» также продолжается рабо- – дальнейшего повышения надежности электроснабжения
та по изменению всех бизнес-процессов и созданию единой потребителей и эффективности функционирования
цифровой модели сети (CIM). В результате будет сформиро- электросетевого комплекса;
вана матричная система управления, предусматривающая – выполнения мероприятий по обеспечению технологиче-
один уровень оперирования сетями вместо существующих ской возможности реализации функций дистанционного
трех, и скорость принятия решений в любых условиях кратно управления оборудованием и устройствами подстанций
возрастет. При этом в штатных ситуациях инфраструктура из удаленных центров управления.
будет управляться автоматически, а человек будет подклю- Концепция развития системы оперативно-технологиче-
чаться только в случае выявления аномалий и необходимо- ского и ситуационного управления электросетевым комплек-
сти проведения глубокой аналитики. сом была утверждена решением Правления ПАО «Россети»
Важным этапом цифровой трансформации электросете- № 192МП от 24.07.2018. Распоряжением ПАО «Россети»
вого комплекса является работа по оснащению всего «пе- № 412Р от 21.09.2018 организована работа по приведению
риметра» Группы компаний «Россети» интеллектуальными существующей системы ОТУ и СУ в соответствие с требова-
приборами учета электрической энергии. После установки ниями Концепции.
100% интеллектуальных приборов учета электросетевые Концепция ОТУ и СУ определяет:
компании не только получат важный источник технологиче- – основные принципы построения и обеспечения функ-
ской информации, которая будет использоваться в опера- ционирования системы ОТУ и СУ в электросетевом
ционной деятельности, — произойдет революция взаимо- комплексе;
отношений с потребителем за счет развития двусторонней – цели, функции и структуру системы ОТУ и СУ в электро-
связи, которая позволит контролировать качество предо- сетевом комплексе для всех уровней системы;
ставляемых услуг, анализировать нагрузку и предоставлять – основы взаимодействия дочерних обществ ПАО «Россе-
потребителям рекомендации по повышению его энергоэф- ти» с субъектами электроэнергетики и диспетчерскими
фективности. центрами Системного оператора при организации и осу-
ществлении функций ОТУ и СУ;
РАЗВИТИЕ СИСТЕМЫ ОТУ И СУ – основные направления развития системы ОТУ и СУ
Одно из основных направлений цифровой трансформа- в электросетевом комплексе с учетом Концепции цифро-
ции и оптимизации технологических процессов в компании вой трансформации 2030.
«Россети» — оперативно-технологическое и ситуационное Переход от существующей структуры оперативно-техно-
управление электросетевым комплексом. Оно обусловлено логического управления в электросетевом комплексе к целе-
необходимостью: вой модели наглядно представлен на рисунках 2 и 3.
– формализации единых подходов к построению и обес- В настоящее время во всех распределительных сете-
печению функционирования системы ОТУ и СУ в элек- вых компаниях созданы и функционируют 63 ЦУС, 60 из
ЦУС РСК РДУ
Управление сетью 35–110 кВ
ОДС ПО (ПЭС) 1 ОДС ПО (ПЭС) №
Управление сетью 35–110 кВ Управление сетью 35–110 кВ
2, 3...
ОДГ РЭС 1 управление сетью 6–20–0,4 кВ ОДГ РЭС № управление сетью 6–20–0,4 кВ
ОДГ РЭС № ОДГ РЭС №
– оперативное управление (операционные функции) – информационное взаимодействие (неоперационные функции)
Рис. 2. Существующая структура оперативно-технологического управления в электросетевом комплексе
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
4
– 74 сектора по управле-
САЦ ПАО «Россети» САЦ МРСК
нию сетью 6–35 кВ.
Секторы ЦУС по управ-
лению основной сетью и рас-
пределительной сетью будут
РДУ ЦУС РСК расположены в черте одного
города.
Сектор ОТУ сетью 110 кВ Из ранее сформирован-
Ситуационное
ных в ПАО «МОЭСК» ЦУС
управление
Сектор ОТУ сетью 6–35 кВ будут сформированы 2 ЦУС
для управления сетевыми
объектами 6–220 кВ в зоне
эксплуатационной ответ-
– оперативное управление ственности на территории
(операционные функции)
Объекты 110 кВ Объекты 6–35 кВ г. Москвы и управления се-
– информационное взаимодей- тевыми объектами 6–220 кВ
ствие (неоперационные функции)
в зоне эксплуатационной
Рис. 3. Целевая модель системы ОТУ и СУ ответственности на терри-
тории Московской области.
которых выполняют операционные функции, 226 ОДС в ПО С целью сохранения устойчивости работы системы ОТУ
и 1520 ОДГ в РЭС. и СУ также будут созданы резервные диспетчерские пункты,
Оптимизация системы будет достигаться за счет соз- на которые в случае необходимости (чрезвычайной ситуа-
дания единых центров управления сетями (ЦУС) распре- ции, отказе основного ДП, в том числе в результате кибер-
делительных электросетевых компаний с выстраиванием атаки) будет переведено управление сетью. Переезд дис-
единой административной вертикали ОТУ и СУ, перехода от петчеров на запасной ДП и начало его полноценной работы
многоуровневой (ЦУС РСК — СДС ПО — ОДГ РЭС) на одно- будет осуществляться в пределах одного часа.
уровневую систему ОТУ и СУ распределительным электро- Полноценная работа всех уровней оперативно-техно-
сетевым комплексом, исключения совмещения диспетчером логического и ситуационного управления невозможна без
функций персонала по оперативному обслуживанию под- обеспечения высокого уровня наблюдаемости электросете-
станций 35 кВ и выше. вого комплекса.
В отношении всех ДЗО компании проведен анализ су- Реализация мероприятий, направленных на повышение
ществующей системы ОТУ, организована работа по форми- наблюдаемости электросетевого комплекса, позволит обес-
рованию планов-графиков мероприятий по приведению си- печить:
стемы ОТУ в соответствие с требованиями Концепции ОТУ – повышение оперативности реагирования при возникно-
и СУ. Планы-графики предусматривают реализацию перво- вении и ликвидации технологических нарушений;
го этапа оптимизации системы до 2023–2025 годов и полный – повышение надежности электроснабжения потребите-
переход к цифровой модели до 2030 года. лей, сокращение времени восстановления электроснаб-
До 2025 года в результате реализации I этапа реоргани- жения;
зации системы ОТУ в РСК будут сформированы 69 центров – оптимизацию производственной деятельности, сниже-
управления сетями, которые будут включать: ние операционных издержек;
– 68 секторов по управлению сетью 110 кВ и выше; – повышение эффективности контроля эксплуатационного
– 151 сектор по управлению сетью 6–35 кВ; состояния и технологического режима работы электри-
– cформированную единую административную вертикаль ческой сети;
ОТУ с введением в состав ЦУС персонала ОДС ПО – оптимизацию технологических режимов работы электро-
и ОДГ РЭС. сетевого комплекса и потерь электроэнергии.
Следует отметить, что временное увеличение количества В числе «современных» требований к наблюдаемости на
ЦУС обусловлено принятым решением о формировании ЦУС подстанциях электросетевого комплекса должны быть обес-
в филиалах ПАО «МОЭСК» в связи с большими объемами печены:
технологического управления и значимостью региона. – каналы связи — 2 (ВОЛС, ВЧ, ЦРРЛ, спутниковый);
До 2030 года в результате реализации целевой модели – передача телеинформации от оборудования напряжени-
ОТУ в РСК будут сформированы 64 центра управления се- ем 6 кВ и выше (ТИ, ТС);
тями, которые будут включать: – протокол передачи данных на «верхний уровень» — МЭК
– 64 сектора по управлению сетью 110 кВ и выше; 60870-5-104, МЭК 61850 90-2.
5
Цели и задачи
Минимальный уровень наблюдаемости 100% подстанций мость, снизит время выполнения оперативных переклю-
35 кВ и выше должен быть обеспечен уже к концу 2019 года. чений, а также сократит время ликвидации аварий (при их
В состав «минимальных» требований к наблюдаемости возникновении).
входят: По состоянию на 01.04.2019 из диспетчерского пункта
– каналы связи — 1 (ВОЛС/GSM); РСК реализована функция дистанционного (теле-) управле-
– количество передаваемых телесигналов (ТС) — не ния 114 266 коммутационными аппаратами (выключатели,
менее 4 («общая авария», «неисправность», «земля разъединители и заземляющие ножи) на 5861 ПС 35–220 кВ
в сети», «открытие двери»); распределительного электросетевого комплекса.
– протокол передачи данных на «верхний уровень» — МЭК До 2025 года запланированы мероприятия по реали-
60870-5-104. зации дистанционного (теле-) управления оборудовани-
Помимо обеспечения высокого уровня наблюдаемо- ем подстанции из центров управления сетями ДЗО ПАО
сти за объектами электросетевого комплекса в Группе «Россети» на 277 объектах ДЗО и диспетчерских центров
компаний «Россети» должны быть в значительной степе- АО «СО ЕЭС» на 224 объектах ДЗО (в отношении объектов
ни реализованы и функции дистанционного управления диспетчеризации):
оборудованием. Внедрение телеуправления оборудова- – в период с 2019 по 2021 годы — 101 ПС (ПАО «ФСК
нием и устройствами на ПС позволит объединить разоб- ЕЭС» — 85 шт. и МРСК — 16 шт.)
щенные и территориально рассредоточенные объекты – в период с 2022 по 2025 годы — 123 ПС (ПАО «ФСК
электроэнергетики, что повысит эффективность опера- ЕЭС» — 32 шт. и МРСК — 91 шт.)
тивно-технологического управления, расширит контроль В настоящее время дополнительно проводится работа по
над технологическими процессами, повысит наблюдае- формированию планов реализации дистанционного (теле-)
Ситуационное управление уровня ПАО «Россети»
ПС «Чайковская» 110/10 кВ
Укрупненная мнемосхема и ТС/ТИ Детализированная мнемосхема Детализированные параметры
на основе CIM-модели и ТС/ТИ на основе CIM-модели оборудования на основе
и сводной базы данных и сводной базы данных сводной базы данных
Фабрика данных / Хранилище данных
Сводная база данных CIM-моделей, ТС и ТИ, детализированных параметров оборудования
• CIM-модель (ХML-файл) • CIM-модель (ХML-файл) • CIM-модель (ХML-файл)
• сигналы и измерения (поток данных) • сигналы и измерения (поток данных) • сигналы и измерения (поток данных)
• детализированные параметры • детализированные параметры • детализированные параметры
оборудования (информация) оборудования (информация) оборудования (информация)
МРСК 1 МРСК 2 МРСК n
Ситуационное управление уровня МРСК Ситуационное управление уровня МРСК Ситуационное управление уровня МРСК
CIM-модель, сигналы, измерения, мониторинг оборудования CIM-модель, сигналы, измерения, мониторинг оборудования CIM-модель, сигналы, измерения, мониторинг оборудования
Филиал Филиал Филиал Филиал Филиал Филиал Филиал Филиал Филиал
АСТУ АСТУ АСТУ АСТУ АСТУ АСТУ АСТУ АСТУ АСТУ
АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП
ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС ПС
SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA SCADA
Рис. 4. Целевая модель функционирования российских SCADA и АСТУ до 2030 года
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
6
2019 2020 2021
Мероприятие II кв III кв IV кв I кв II кв III кв IV кв I кв II кв III кв IV кв
Выполнение работы ПАО «МРСК Центра» «Обследование оперативно-
информационных комплексов, внедренных ДЗО ПАО «Россети», на
предмет достаточности реализации функционала ADMS с целью
выявления оптимального решения»
Создание рабочей группы в составе представителей российских
производителей SCADA и АСТУ систем с учетом результатов реализации
пункта 1 настоящего плана
Разработка рабочей группой базовой части технического задания на
SCADA и АСТУ системы и требований к каждому их компоненту
Проведение тестирования SCADA и АСТУ систем российских
производителей на предмет их соответствия техническому заданию
Формирование рабочей группой финальной версии детализированного
технического задания на SCADA и АСТУ системы и требований к каждому
их компоненту
Создание и сертификация российской SCADA и АСТУ ПАО «Россети»
в соответствии с детализированным техническим заданием и требова-
ниями к их компонентам
Загрузка модели сети (созданной в Q3) в SCADA и АСТУ «Россети»
Внедрение российской SCADA и АСТУ ПАО «Россети» во всех ДЗО
Рис. 5. Дорожная карта разработки и внедрения российских SCADA и АСТУ
управления оборудованием подстанций из ЦУС ДЗО ПАО 1) единая административная вертикаль и одноуровневая
«Россети». система оперативно-технологического управления (со-
Для организации дистанционного (теле-) управления кращение избыточных управленческих звеньев, про-
разработаны и утверждены стандарты организации: зрачность и унификация структуры оперативно-техноло-
• «Типовой порядок переключений»; гического управления);
• «Типовые принципы переключений»; 2) оптимизация и перераспределение загрузки оперативно-
• «Типовые технические требования к ПТК АСУ ТП». го персонала в соответствии с количеством оборудова-
Все технические решения по формированию в Группе ния и ЛЭП, находящихся в технологическом управлении/
компаний «Россети» систем SCADA и АСТУ нового поколения ведении (снижение численности оперативного персона-
опираются в первую очередь на отечественные разработки. ла ориентировочно на 30–40%);
Типовое трехуровневое программно-аппаратное реше- 3) внедрение российских SCADA и АСТУ в Группе компа-
ние будет охватывать: ний «Россети» (применение программно-аппаратных
– уровень «Россети» и ДЗО (визуализация данных от под- комплексов российского производства — импортозаме-
станций и филиалов, аналитика); щение, обеспечение безопасности критической инфор-
– уровень филиалов (визуализация и оперативное управ- мационной инфраструктуры, сокращение совокупной
ление сетью, аналитика); стоимости владения системами SCADA и АСТУ);
– уровень подстанции 35–220 кВ (наблюдение и управле- 4) повышение уровня наблюдаемости и реализация функ-
ние подстанцией). ций дистанционного (теле-) управления оборудовани-
Целевая модель данного программно-аппаратного ком- ем и устройствами подстанций из удаленных центров
плекса представлена на рисунке 4. управления (сокращение времени на анализ, принятие
Дорожная карта разработки и внедрения российских решений и ликвидацию технологических нарушений, со-
SCADA и АСТУ представлена на рисунке 5. В результате ее кращение времени оперативных переключений, ориен-
реализации в 2021 году электросетевой комплекс получит тировочно на 20–30%);
полностью российское программно-аппаратное решение, 5) повышение надежности электроснабжения потребите-
отвечающее всем современным требованиям функциональ- лей, сокращение времени восстановления электроснаб-
ности и безопасности. До 2030 года данное решение будет жения (средняя длительность перерыва электроснабже-
тиражировано во все МРСК и филиалы. ния потребителей на одно технологическое нарушение
В результате оптимизации системы оперативно-техно- в сети 6 кВ и выше сокращается с 2,5 до 1 ч);
логического и ситуационного управления в Группе компаний 6) оптимизация производственной деятельности, снижение
«Россети» будут получены следующие эффекты: операционных издержек (30%).
7
Автоматизация электросетей
Самовосстановление
в кабельных электрических
сетях 6–10 кВ
Игорь КУЗЬМИН,
В зарубежной практике в отношении сетей среднего напря- первый заместитель
жения, где процессы определения, локализации и отключе- генерального дирек-
тора — главный инже-
ния поврежденного участка и восстановления питания по- нер ПАО «Ленэнерго»
требителей полностью автоматизированы, применяется
термин selfhealing, что означает «самовосстанавливающи-
еся» [1]. В настоящей статье предложен подход к автомати-
зации кабельной сети 6–10 кВ с наделением ее функциями
самовосстановления. На примере участка городской распре-
делительной сети 10(6) кВ показано каким образом внедре-
ние функции самовосстановления влияет на изменение SAIFI
при различном числе автоматизируемых трансформаторных Нияз МАГДЕЕВ,
подстанций в схеме. Кроме того, величина относительного заместитель главного
инженера по техно-
снижения средней частоты продолжительных отключений логическому развитию
от увеличения числа автоматизируемых трансформаторных и инновациям
ПАО «Ленэнерго»
подстанций сопоставлена с дополнительным увеличением
капитальных затрат, сделаны выводы относительно опре-
деления предпочтительного числа пунктов автоматизации.
ВВЕДЕНИЕ
Повышение ответственности за соблюдение требований качества и надежности электро-
снабжения является одним из ключевых драйверов стремительного роста автоматизации
распределительных сетей во всем мире [2].
Статистика отключений потребителей в энергосистемах различных стран мира сви-
детельствует о том, что распределительные сети вносят огромный вклад в недоотпуск Георгий ЕВДОКУНИН,
электроэнергии потребителю. Как правило, на распределительные сети относят 25–40% д.т.н., профессор
затрат на передачу электроэнергии и 80–90% проблем, связанных с обеспечением надеж- кафедры «Электри-
ности электроснабжения. ческие системы и сети»
На надежность функционирования распределительных электрических сетей оказыва- ИЭиТС ФГАОУ ВО
ют влияние такие факторы, как: СПбПУ
– топология построения сети;
– степень резервирования связей и трансформаторов;
– тип исполнения ЛЭП (кабельная (КЛ), воздушная (ВЛ), тип изоляции);
– степень износа оборудования;
– наличие автоматического ввода резерва;
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
8– степень автоматизации оперативно-технологического управления;
– опасность внешних воздействий (погодные условия, техногенные условия, воздей-
ствие животных/людей/механизмов);
– транспортная доступность энергообъектов.
Ввиду наличия принципиальных отличий в построении распределительных сетей
в городской и сельской местности применительно к каждому типу следует рассматривать
раздельно подходы и мероприятия по повышению надежности электроснабжения потре-
бителей.
Распределительные электрические сети мегаполиса характеризуются:
Андрей БРИЛИНСКИЙ, – высокой плотностью энергопотребления;
заведующий отделом – наличием большого числа потребителей 1 и 2 категории надежности;
проектирования и раз- – преимущественно кабельным исполнением ЛЭП;
вития энергосистем – высокой плотностью размещения инженерных коммуникаций и, как следствие,
АО «НТЦ ЕЭС» сложностью строительства и реконструкции электрических сетей, а также высокими
рисками повреждений кабельных линий вследствие внешних механических воздей-
ствий;
– динамичным ростом электропотребления в условиях жестких требований по обеспе-
чению доступности энергетической инфраструктуры.
Нагрузка на шинах 6(10) кВ одного РП в мегаполисе варьируется в диапазоне от 5 до
15 МВт и в ее составе неизбежно присутствует нагрузка потребителей первой категории
(грузоподъемные механизмы, оборудование пожаротушения и др.). Известно, что наи-
большая доля аварий на КЛ в городах происходит по вине сторонних организаций.
Одним из основных направлений исследований в области электроснабжения мегапо-
лисов является обоснование выбора построения и практической реализации элементов
электрической сети с целью повышения управляемости и надежности ее эксплуатации
Ольга ГРУНИНА, и, как следствие, снижение рисков, сопутствующих основной деятельности электросете-
старший инженер вых компаний.
отдела проектирования Разработка концепции построения автоматизированной системы управления (АСУ)
и развития энерго- городскими распределительными кабельными сетями 6–10 кВ охватывает комплекс за-
систем АО «НТЦ ЕЭС» дач, связанных с интеллектуализацией распределения электроэнергии от шин центра пи-
тания (ЦП) (в однозвеньевой схеме электроснабжения) или распределительного пункта
(РП) (в случае двухзвеньевой схемы электроснабжения) до трансформаторных подстан-
ций 10(6)/0,4 кВ (ТП). Под автоматизацией, в данном случае, подразумевается организа-
ция автоматической локализации повреждений и селективной изоляции поврежденного
участка с последующим восстановлением питания максимального числа потребителей,
отключенных по причине возникновения повреждения. Такая автоматизация предпола-
гает применение в сети дистанционно-управляемых коммутационных аппаратов, терми-
налов управления (контроллеров), организацию системы связи и разработку алгоритма
автоматизации.
В настоящей статье предложен алгоритм реализации функций самовосстановления
применительно к двухлучевой схеме электроснабжения.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОНЯТИЯ «САМОВОССТАНОВЛЕНИЕ»
В настоящее время процесс локализации повреждения на участке распределительной
линии 6(10) кВ предусматривает следующие этапы:
1) фиксация факта повреждения;
2) определение поврежденной РЛ;
3) локализация повреждения (выделение поврежденного участка РЛ);
4) отключение поврежденного участка РЛ;
5) восстановление схемы электроснабжения.
Понятие «самовосстановление» подразумевает под собой выполнение всех перечис-
ленных этапов в полностью автоматическом режиме. Принципиальная идея, закладывае-
мая в понятие «самовосстановление», отражена на рисунке 1.
9Автоматизация электросетей
жении времени АВР подается сигнал на отключение ВН ос-
новного ввода (ВН 1.3, ВН 3.3 и т.д.), после чего включаются
1.
...
...
...
...
...
...
...
ВН резервного ввода (ВН 1.4, ВН 3.4 и т.д.) и электроснаб-
РП ТП ТП ТП ТП ТП РП
жение потребителей ТП восстанавливается. Такая схема
ТП является наиболее распространенной в ПАО «Ленэнер-
2. го». Обе показанные РЛ имеют двустороннее питание (со
...
...
...
...
...
...
...
РП ТП ТП ТП ТП ТП РП
стороны РП 1 и РП 2), предусмотрены «точки нормального
разрыва»: на РЛ 1 — отключен выключатель ВН 3.5 в ТП 3,
на РЛ 2 — отключен выключатель нагрузки ВН 2.6 в ТП 2.
3. Повреждения КЛ в схеме, показанной на рисунке 2, от-
...
...
...
...
...
...
...
РП ТП ТП ТП ТП ТП РП ключаются «головным» выключателем РЛ в РП. При этом
в случае, если повреждение многофазное, независимо от
режима нейтрали сети «головной» выключатель отключа-
4. ... ется автоматически действием релейной защиты, после
...
...
...
...
...
...
РП ТП ТП ТП ТП ТП РП чего происходит срабатывание АВР в ТП. Затем начинает-
Рис. 1. Иллюстрация понятия «самовосстановление»
ся ручной продолжительный и трудоемкий процесс поиска
поврежденного участка КЛ (между ТП).
Таким образом, автоматизация локализации поврежде- Устранение же однофазных замыканий непосредствен-
ний включает в себя: но в кабельной линии, которых в сети, выполненной одно-
– автоматическое определение, между какими двумя ТП фазными кабелями, большинство, определяется режимом
(или в какой ТП) произошло повреждение; работы ее нейтрали. В сети с изолированной либо компен-
– автоматическое отключение (локализация) только сированной нейтралью релейная защита, как правило, не
поврежденной связи; способна выделить поврежденный участок с ОЗЗ, и сеть ра-
– автоматическое восстановление электроснабжения мак- ботает в таком аварийном режиме продолжительное время
симально возможного числа потребителей в минимально до момента, когда ОЗЗ будет отключено оперативным пер-
короткое время. соналом вручную.
В [3] подробнейшим образом описано протекание элек-
ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА ЛОКАЛИЗАЦИИ тромагнитных процессов при замыканиях в сетях 6–35 кВ
ПОВРЕЖДЕНИЙ «ВРУЧНУЮ» и влияние на эти процессы режима нейтрали сети. В книге
Рассмотрим двухлучевую схему электроснабжения восьми также показано как включение низкоомного резистора в ней-
ТП 6(10)/0,4 кВ, соответствующую технической политике траль трансформатора 6–10 кВ создает активный ток при
ПАО «Ленэнерго»: каждая ТП подключена по двухлучевой ОЗЗ, существенно превышающий емкостный, и позволяет,
схеме, реализован АВР по стороне 6(10) кВ в ТП, обе пока- таким образом, фиксировать ОЗЗ простыми токовыми защи-
занные распределительные линии (РЛ) имеют двустороннее тами и отключать РЛ с повреждением от действия этих за-
питание (рисунок 2). Отметим, что подобный вариант по- щит. В свою очередь, сделать выводы о трудоемкости оты-
строения сети является наиболее надежным из применяе- скания и отключения ОЗЗ в кабельных сетях 6–10 кВ можно
мых сегодня в сети ПАО «Ленэнерго». на основании [6].
В нормальном режиме каждая ТП имеет один питаю- Применение низкоомного резистивного заземления по-
щий ввод от одного источника (секции РП) и один резерв- зволяет эффективно пройти первый этап процесса управ-
ный от другого (другой секции РП, либо секции другого РП). ления отключениями — определить и отключить распре-
Таким образом, оба трансформатора ТП в нормальном ре- делительную линию с поврежденным кабелем действием
жиме запитаны от одного источника питания, секционный простых токовых защит, в том числе и при однофазных за-
разъединитель в ТП замкнут, раздельная работа секций мыканиях на землю. Локализация же повреждения с пере-
РП обепечивается нормально разомкнутыми выключате- ходом на низкоомное резистивное заземление нейтрали
лями нагрузки (ВН) ТП: положение выключателей нагрузки остается весьма трудоемкой. Однако обеспечение таким
на схеме обеспечивает питание первой ТП от первой РЛ режимом нейтрали достаточной величины тока ОЗЗ в месте
(РЛ 1), второй ТП — от второй РЛ (РЛ 2), третьей ТП — сно- повреждения создает предпосылки к автоматизации процес-
ва от первой, четвертой ТП — снова от второй и т.д. При са определения поврежденного участка.
отключении одной из РЛ, например, при отключении вы- Рассмотрим процесс локализации повреждений в схе-
ключателя распределительной линии в РП от действия то- ме на рисунке 2. В случае, если указанная схема работает
ковых защит, потребители ТП, для которых питание по дан- с низкоомным резистивным заземлением нейтрали и не
ной РЛ является основным, оказываются отключенными. оснащена ни средствами автоматизации (кроме АВР в ТП),
При исчезновении напряжения на шинах 0,4 кВ по дости- ни средствами связи, последовательность работы комму-
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
10тационных аппаратов при коротком замыкании (КЗ) на лю- подключая их к питанию со стороны РЛ 2 (автоматиче-
бой распределительной линии (РЛ) следующая (рисунок 2): ское отключение всех ВН i, не имеющих привода, стано-
– при КЗ на РЛ 1 с выдержкой времени отключается вится возможным из-за предварительного взведенного
выключатель РЛ 1 в РП 1 и ТП 1, ТП 3, ТП 5, ТП 7 оста- положения их отключающей пружины);
ются без напряжения; – в результате через время срабатывания АВР (≈10 се-
– далее по факту отсутствия напряжения в каждой ТП кунд) обесточенные ТП 1, ТП 3, ТП 5, ТП 7 переходят на
отключаются выключатели нагрузки ВН 1.3, ВН 3.3, питание от РЛ 2.
ВН 5.3, ВН 7.3, отделяя ТП от обесточенной РЛ; затем После этого начинается длительный процесс поиска по-
после расхождения их ножей действием АВР включают- врежденного участка РЛ (между какими ТП), оперативно-вы-
ся выключатели нагрузки ВН 1.4, ВН 3.4, ВН 5.4, ВН 7.4, ездная бригада (ОВБ) объезжает большую часть ТП в схеме
РП 1 РП 1
1с 2с 1с 2с
АВР АВР
0,2с 0,2с 0,2с 0,2с
8с отключение t = 0,2с
8с
отключение t < 10 с включение t = 10 с
ВН 1.1 ВН 1.2 ВН 1.1 ВН 1.2
ВН 1.3 ВН 1.3
1с 2сВН 1.4 1с 2с ВН 1.4
ТП 1 ТП 1
ВН 1.5 АВР ВН 1.6 АВР
ВН 1.5 ВН 2.6
10с t =10 с 10с
ВН 2.1 ВН 2.2 ВН 2.1 ВН 2.2
ВН 2.3 ВН 2.3
1с 2с ВН 2.4 1с 2с ВН 2.4
ТП 2 ТП 2
ВН 2.5 АВР ВН 2.6 ВН 2.5 АВР ВН 2.6
10с 10с
отключение t < 10 с включение t = 10 с
ВН 3.1 ВН 3.2 ВН 3.1 ВН 3.2
ВН 3.3 1с 2с ВН 3.4 ВН 3.3 1с 2с ВН 3.4
ТП 3 ТП 3
АВР АВР
ВН 3.5 ВН 3.6 ВН 3.5 ВН 3.6
10с - выключатель мощности 10с
- выключатель нагрузки
- предохранитель
1с 2с 1с 2с
ТП 8 0,2с - выдержка времени ТП 8
АВР токовых защит
10с 8с - выдержка времени АВР
- отключенное положение
аппаратов
РП 2 0,2с
АВР
0,2с РП 2 0,2с
АВР
0,2с
1с 2с 1с 2с
8с 8с
Рис. 2. Работа двухлучевой схемы с двусторонним питанием (с АВР в ТП) при КЗ
11Автоматизация электросетей
и проводит серию различных измерений [6],
по результатам завершения которых повреж- Ǜǚ 1
денный участок отключается вручную с обеих t ~ 5-7Ȃ
1Ǽ 2Ǽ
сторон (действиями ОВБ) посредством комму- NjǍǛ
тации ближайших к месту повреждения выклю- 0,2Ǽ 0,2 Ǽ
8Ǽ
чателей нагрузки (в примере: ВН 1.5 и ВН 2.1). 2. ǍǵǶȉȂǰǸdzǰ ǭȆǵǶȉȂǫǽ ǰǶȊ
Далее вручную действиями ОВБ производятся
переключения: включается выключатель на- 3. ǍǹDzǭǻǫǽ NjǍǛ
грузки ВН 3.5 (отключенный в нормальном ре- Ǎǘ 1.1 Ǎǘ 1.2
жиме), дается команда на включение выключа- 1 . Ǚǽ ǵǶȉȂǰǸdzǰ Ǎǘ, ǹǺǻǰǯǰǶǰǸǸǹǮǹ
Ǎǘ 1.3
1Ǽ 2 ǼǍǘ 1.4
теля РЛ 1 в РП 1, производится возврат АВР ǵǫǵ «ǬǶdzDZǫǴȃ dzǴ» ǝǚ 1
NjǍǛ
(переключение ТП 1, ТП 3, ТП 5 и ТП 7 обратно Ǎǘ 1.5 Ǎǘ 1.6
на питание от РЛ1), взводятся пружины отклю- 10Ǽ
чения всех ВН.
В результате формируется ремонтная схе-
ма (рисунок 3). Все нечетные ТП запитывают- Ǎǘ 2.1 Ǎǘ 2.2
ся по РЛ 1, причем ТП 1 — со стороны РП 1, Ǎǘ 2.3
1Ǽ 2 ǼǍǘ 2.4
а ТП 3, ТП 5, ТП 7 — со стороны РП 2. Четные 1 . Ǚǽ ǵǶȉȂǰǸdzǰ Ǎǘ, ǹǺǻǰǯǰǶǰǸǸǹǮǹ
ǝǚ 2
Ǎǘ 2.5 NjǍǛ Ǎǘ 2.6
ТП запитываются по РЛ 2, причем ТП 2 — со ǵǫǵ «ǬǶdzDZǫǴȃ dzǴ»
стороны РП 1, а ТП 4, ТП 6, ТП 8 — со стороны 10Ǽ
РП 2. То есть точка нормального токораздела
РЛ 2 остается на разомкнутом выключателе 3. ǍǹDzǭǻǫǽ NjǍǛ
ВН 2.6, а точка токораздела РЛ 1 переносит-
Ǎǘ 3.1 Ǎǘ 3.2
ся с выключателя нагрузки ВН 3.5 (рисунок 2) 2. ǍǵǶȉȂǰǸdzǰ Ǎǘ ǭ ǽ ǹȂǵǰ Ǎǘ 3.3
1Ǽ 2 Ǽ Ǎǘ 3.4
на выключатели нагрузки ВН 1.5 и ВН 2.1 ǸǹǻǷǫǶȇǸǹǮǹ ǻǫDzǻȆǭǫ ǝǚ 3
(рисунок 3). Затем повреждение отключенной Ǎǘ 3.5 NjǍǛ Ǎǘ 3.6
кабельной линии между ТП 1 и ТП 2 ликвиди- 10Ǽ
руется ремонтной бригадой. - ǭȆǵǶȉȂǫǽǰǶȇ ǷǹȄǸǹǼǽdz
- ǭȆǵǶȉȂǫǽǰǶȇ ǸǫǮǻǾDzǵdz
ОПИСАНИЕ АВТОМАТИЧЕСКОЙ
- ǺǻǰǯǹȀǻǫǸdzǽǰǶȇ
ЛОКАЛИЗАЦИИ ПОВРЕЖДЕНИЙ 1Ǽ 2Ǽ
Учитывая, что низкоомное резистивное за- 0,2 Ǽ - ǭȆǯǰǻDZǵǫ ǭǻǰǷǰǸdz
ǝǚ 8
земление нейтрали создает при ОЗЗ ток, до- ǽǹǵǹǭȆȀ DzǫȄdzǽ
статочный для срабатывания простых токовых 8Ǽ - ǭȆǯǰǻDZǵǫ ǭǻǰǷǰǸdz NjǍǛ
защит, становится возможным предложить - ǹǽǵǶȉȂǰǸǸǹǰ ǺǹǶǹDZǰǸdzǰ
универсальный подход к ликвидации повреж- ǫǺǺǫǻǫǽǹǭ
дений независимо от типа повреждения (одно-
фазное или многофазное).
0,2 Ǽ 0,2 Ǽ
Первоочередным, необходимым для авто- NjǍǛ
матизации схемы элементом является изме- 1Ǽ 2Ǽ
Рис. 3. Последовательность 8Ǽ
рительный орган, фиксирующий прохождение
оперативных переключений для
тока повреждения (индикаторы/указатели про- формирования ремонтной схемы Ǜǚ 2
хождения тока КЗ — ИТКЗ, УТКЗ). Установка
одних только подобных индикаторов на каждом кабельном сможет определить поврежденный участок — между ТП,
присоединении в ТП (рисунок 4, схема слева) упростит про- в одной из которых зафиксирован ток КЗ, а в другой нет.
цедуру поиска поврежденного участка: при объезде рас- Если дооснастить индикатор прохождения тока КЗ бло-
пределительной линии ОВБ не потребуется производить ком передачи данных (например, по GSM-каналу), ДРЭС
определение направления повреждения при помощи вы- (диспетчер района электрических сетей), получив данные
полнения продолжительной серии измерений (устройством со всех ТП распределительной линии, может дистанционно
поиска повреждений УПП [4], либо мегаомметром) в каждой определить поврежденный участок и направить персонал
ТП, достаточно визуального осмотра состояния индикатора. ОВБ непосредственно в ближайшие к месту повреждения
Для удобства индикация может быть выведена на дверь ТП, ТП для отключения поврежденной КЛ и создания ремонтной
то есть посредством визуального осмотра ТП бригада ОВБ схемы путем переключений (рисунок 3).
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
12Возможны различные подходы к автоматическому всех присоединениях в ТП обеспечить надежную и быст-
определению и отключению только поврежденного участка родействующую передачу данных о прохождении тока КЗ
распределительной линии. Можно реализовать алгоритм между соседними ТП. Алгоритм обрабатывает эти данные
отключения поврежденной КЛ ближайшими выключателя- и отключает ВН в случае, если через предыдущий ВН за-
ми нагрузки в бестоковую паузу после отключения распре- фиксировано прохождение тока КЗ, а через последующий
делительной линии «головным» выключателем в РП и до нет (подробно алгоритм описан далее и проиллюстрирован
начала работы АВР в ТП. Для реализации алгоритма от- ниже на рисунке 5). В этом случае применительно к рас-
ключения ВН на базе контроллера, устанавливаемого в ТП, смотренной схеме последовательность коммутаций при
необходимо помимо фиксации прохождения токов КЗ на отключении поврежденной КЛ будет следующей:
13Автоматизация электросетей
– при КЗ на РЛ 1 между ТП 1 и ТП 2 с выдержкой времени АЛГОРИТМ САМОВОССТАНОВЛЕНИЯ
отключается выключатель РЛ 1 в РП 1 и нечетные ТП (1, На рисунке 5 приведена схема участка городской сети, для ко-
3, 5, 7) остаются без напряжения; торого рассматривается возможность реализации пилотного
– далее автоматически отключаются ВН 1.5 и ВН 2.1, изо- проекта автоматизации сети 6–10 кВ. Далее подробно описан
лируя тем самым поврежденный участок. алгоритм определения и локализации поврежденного участка
Вслед за автоматическим отключением поврежденного применительно к данной схеме.
участка необходимо также до момента срабатывания АВР Итак, первый шаг алгоритма — фиксация повреждения.
в ТП восстановить питание неповрежденной части РЛ 1 от Фиксация повреждения происходит токовым реле, которое
РП 1 и РП 2, то есть необходимо включить выключатель формирует сигнал на отключение выключателя. Выключа-
РЛ 1 в РП 1 и обеспечить автоматическое включение вы- тель отключает распределительную линию, размыкая свои
ключателя нагрузки в точке нормального разрыва РЛ 1 контакты и формируя сигнал, являющийся начальным усло-
(ВН 3.5). Таким образом, получим так называемую «само- вием для запуска алгоритма.
восстанавливающуюся» схему — схему, которая при воз- Следующий шаг — локализация повреждения. Для ло-
никновении повреждения автоматически преобразуется кализации повреждения блок управления (контроллер) на РП
в ремонтную схему (рисунок 3). Для реализации функций производит опрос данных с установленных в сети датчиков
«самовосстановления» необходимо фиксировать состо- для получения «общей картины» состояния сети (нормальное
яние (положение) коммутационных аппаратов в ТП, уста- состояние коммутационных аппаратов, данные с индикаторов
новить контроллер в РП и передавать на него данные протекания тока КЗ (ИТКЗ/УТКЗ)). Локализация места по-
о прохождении тока КЗ (для определения алгоритмом по- вреждения преследует цель определения ближайших к месту
врежденного участка) и данные о положении коммутацион- повреждения коммутационных аппаратов (выключателей на-
ных аппаратов (для фиксации факта отключения выключа- грузки или выключателей).
телями нагрузки поврежденной КЛ). Для описания логики работы предлагаемого алгоритма
В случае неуспешного самовосстановления (если за вре- введем обозначение показаний ИТКЗ:
менную уставку АВР в ТП питание не восстановилось) рабо- 1 — зафиксирован ток КЗ, превысивший заданную уставку;
та алгоритма блокируется и действием АВР обесточенные 0 — не зафиксирован ток КЗ, превысивший заданную уставку.
ТП переводятся на питание через РЛ 2, как было описано Условием для определения ближайшего к месту КЗ вы-
выше (рисунок 2). Таким образом, АВР становится вспомо- ключателя нагрузки будет набор из показаний трех ИТКЗ:
гательным мероприятием, работающим при неуспешности ИТКЗ предыдущего выключателя, ИТКЗ данного выключате-
восстановления схемы. ля и ИТКЗ следующего выключателя. Например, на рисун-
Ввиду того, что точкой токораздела РЛ 2 в нормальном ке 4 для принятия решения, является ли ВН 2.1 ближайшим
режиме является отключенный ВН 2.6, после работы АВР к месту КЗ, анализируются показания [ИТКЗ ВН 1.5; ИТКЗ
нагрузка большей части ТП (ТП 3 — ТП 8) оказывается за- ВН 2.1; ИТКЗ ВН 2.5]. Выключатель нагрузки «n» определя-
питанной от РП 2 через РЛ 2. Можно дополнительно реали- ется как ближайший к месту повреждения, если комбинация
зовать на базе контроллера в РП алгоритм переноса точки показаний [ИТКЗ(n – 1); ИТКЗn; ИТКЗ(n + 1)] для него совпа-
токораздела распределительной линии РЛ 2, позволяющий дает с одной из: [1; 1; 0], [0; 1; 1], [1; 0; 0], [0; 0; 1]. Выклю-
в той или иной степени оптимизировать загрузку оставшей- чатель в РП определяется как ближайший к месту повреж-
ся в работе питающей линии, то есть перераспределить ее дения, если [ИТКЗ(n – 1); ИТКЗn] или [ИТКЗn; ИТКЗ(n + 1)]
между РП 1 и РП 2. совпадает с [1; 0], [0; 1].
Вообще говоря, ток однофазного замыкания в сети Следующий шаг алгоритма — отключение поврежден-
с низкоомным резистивным заземлением нейтрали возмож- ной КЛ. Когда повреждение локализовано, то есть опреде-
но отключать выключателями нагрузки. Поэтому возможно лены ближайшие к месту повреждения коммутационные
усложнить вышеописанный алгоритм и предусмотреть в нем аппараты, на них подается сигнал на отключение. Причем
различия в зависимости от типа повреждения: сигнал на отключение можно формировать как центральным
– отключение поврежденного участка РЛ ближайшими контроллером в РП, так и контроллерами в ТП (достаточно
к месту повреждениями ВН в бестоковую паузу (как опи- передавать в них показания ИТКЗ (0 или 1) с соседних ТП).
сано выше) — при многофазных повреждениях; Финальный шаг — восстановление питания ТП посред-
– отключение поврежденного участка РЛ ближайшими ством включения выключателя в РП и нормально разомкнутого
к месту повреждениями ВН без срабатывания «головно- выключателя (в случае, если он не определен как ближайший
го» выключателя — при однофазных. к месту повреждения). Восстановление питания происходит
Это усложнит алгоритм, потребует различать вид КЗ, од- следующим образом по факту выполнения условий:
нако позволит избежать кратковременных отключений части – отключены ближайшие к месту повреждения коммута-
потребителей (на время автоматических переключений) при ционные аппараты (которым соответствуют комбинации
возникновении однофазных замыканий в сети. измерений [1; 1; 0] и [1; 0; 0] или [0; 0; 1] и [0; 1; 1]),
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
14– время после отключения головного выключателя дей- КЛ типа ВНМ-10 и ВН-16 должны иметь привод с электро-
ствием защит не превысило временную уставку АВР; магнитом отключения. Наличие электромагнита отключения
– на все коммутационные аппараты распределительной при взведенном (включенном) состоянии ВН позволяет соз-
линии, кроме определенных как ближайшие к месту дать схему управления, в которой по сигналу может быть
повреждения, подается сигнал на их включение. осуществлено замыкание цепи электромагнита отключения
Выключатели [1; 1; 0] и [1; 0; 0] или [0; 0; 1] и [0; 1; 1], с последующим действием приводного механизма на от-
в свою очередь, отключены с запретом включения действи- ключение главных контактов выключателя нагрузки, после
ем автоматики. чего для обеспечения возможности последующей коммута-
Алгоритм самовосстановления прост, потому как работа- ции данного КА необходимо осуществить взвод пружинного
ет одинаково эффективно как при повреждениях на кабеле, механизма.
так и на шинах ТП (рисунок 5).
Независимо от выбранного алгоритма отключения по- ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
врежденного участка для реализации функций автомати- ОПТИМАЛЬНОГО ЧИСЛА ПУНКТОВ
зации требуется модернизация ячеек РУ 10(6) кВ ТП с ВН, АВТОМАТИЗАЦИИ
то есть оснащение моторизированными приводами комму- Полное самовосстановление возможно, если автоматизи-
тируемых автоматикой ВН, установки исполнительных ор- рованы все узлы на распределительной линии, то есть все
ганов и организации каналов передачи данных между ТП ТП оборудованы коммутационными аппаратами с возмож-
и РП. Для осуществления автоматической дистанционной ностью дистанционного отключения от действия автоматики
коммутации выключатели нагрузки отходящей и питающей (либо дистанционного включения, если речь идет о комму-
15Автоматизация электросетей
тационном аппарате в точке нормального разрыва распре-
делительной линии (РЛ), а также соответствующими датчи-
1.
...
...
...
...
...
...
...
ками и устройствами сбора и передачи данных (УСПД) или
РП ТП ТП ТП ТП ТП РП
контроллерами. Если же автоматизированы не все ТП, а, на-
пример, половина, то самовосстановление тоже возможно,
однако не в полном объеме: то есть электроснабжение 2.
...
...
...
...
...
...
...
большей части потребителей все же сможет восстанавли- РП РП
ТП ТП ТП ТП ТП
ваться в автоматическом режиме, но некоторая часть будет
оставаться отключенной до принятия мер оперативным пер-
соналом, — такой случай проиллюстрирован на рисунке 6. 3.
...
...
...
...
...
...
...
Увеличение числа пунктов автоматизации (автоматизи- РП ТП ТП ТП ТП ТП РП
руемых ТП) очевидным образом повышает селективность
самовосстановления — повреждение локализуется более
точно, сокращается число отключенных элементов в после- 4.
...
...
...
...
...
...
...
аварийной схеме. Определение оптимального числа пунктов РП ТП ТП ТП ТП ТП РП
автоматизации — технико-экономическая задача, которая Рис. 6. Частичное самовосстановление при автоматизации
должна решаться в процессе проектирования САУ. половины от общего числа объектов
Далее в статье показа-
но влияние числа пунктов
автоматизации на повыше-
ние надежности электро-
АВР АВР РП2
снабжения потребителей
РП1
на примере участка город-
ской распределительной
...
сети ПАО «Ленэнерго».
На рисунке 7 пред- ТП 1 ТП 11
ставлен рассматриваемый АВР
участок сети. Это неавто- ...
матизированная преимуще-
ственно однолучевая схема ...
электроснабжения одиннад- ТП 2
цати ТП 6 кВ в районе исто- ТП 10
рического центра. Схема
представляет собой одну РЛ
с питанием со стороны РП 1
...
и возможностью резервного
питания со стороны РП 2. То ТП 3 ТП 9
есть, в нормальном режиме АВР
все 11 ТП запитаны от РП 1.
На присоединении со сторо-
ны РП 2 в ТП 11 установлен -
-
выключатель мощности
разъединитель
...
нормально разомкнутый ТП 4
разъединитель. - выключатель нагрузки
ТП 8
Со стороны РП 1 уста- - предохранитель
новлен масляный выключа-
тель с ручным автоматиче-
- ИТКЗ ...
ским приводом типа ПРБА, ... ...
позволяющим производить
отключение вручную, дис- ТП 5 ТП 6 ТП 7
АВР
... ...
Рис. 7. Схема исследуемого
участка электрической сети
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
16танционно и автоматически. Однако для того чтобы вклю- ции, функции самовосстановления в схемах, показанных на
чить привод после автоматического отключения, необходим рисунке 4, ограничены односторонним питанием РЛ. Двусто-
взвод пружины вручную (то есть при автоматизации РП 1 ап- роннее питание может быть организовано посредством пе-
парат должен быть заменен). Со стороны РП 2 выключатель реноса точки нормального разрыва с разъединителя в ТП 11
оснащен пружинным приводом с возможностью автоматиче- на ВН в ТП 3 в сторону ТП 4, как показано на рисунке 9.
ского взвода. Все пять описанных выше вариантов автоматизации
Среди всех 11 ТП только в двух (ТП 1 и ТП 3) на кабель- рассмотрены также для двусторонней схемы питания РЛ (со
ных присоединениях стоят ВН с пружинными приводами, стороны РП 1 и РП 2), полученной в результате переноса
обеспечивающими возможность дистанционного управле- точки нормального разрыва.
ния при условии предварительного взвода пружины.
Рассмотрены следующие варианты автоматизации схе- ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ
мы, проиллюстрированные на рисунке 8 (зеленым отмечены ЧИСЛА ПУНКТОВ АВТОМАТИЗАЦИИ НА
автоматизируемые ТП): НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
• Вариант 1 — автоматизация ТП 1 и ТП 3 без замены В условиях принятого ПАО «Ленэнерго» тренда на перевод
коммутационного аппарата (КА), автоматизация РП 1 кабельных городских сетей СН на низкоомное резистивное
с заменой КА на рассматриваемом присоединении. заземление нейтрали и с учетом [3, 5] при оценке надеж-
• Вариант 2 — автоматизация ТП 1 и ТП 3 без замены КА, ности принято, что участок сети эксплуатируется в режиме
автоматизация РП 1 с заменой КА на рассматриваемом резистивного заземления нейтрали (то есть фиксируются
присоединении, автома-
тизация ТП 5 с заменой
КА на линейных присо-
...
...
...
...
...
...
единениях.
...
...
...
...
...
1.
...
АВР АВР
АВР ТП2 АВР АВР АВР
...
ТП8 ТП10
• Вариант 3 — автомати- РП1 ТП1 ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7 ТП9 ТП11 РП2
зация ТП 1 и ТП 3 без
замены КА, автоматиза-
ция РП 1 с заменой КА
...
...
...
на рассматриваемом
...
...
...
...
...
...
...
...
2.
...
АВР АВР
АВР ТП2 АВР АВР АВР
...
ТП8 ТП10
присоединении, авто- РП1 ТП1 ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7 ТП9 ТП11 РП2
матизация ТП 5 и ТП 6
с заменой КА на линей-
ных присоединениях.
...
...
• Вариант 4 — автомати-
...
...
...
...
...
...
...
...
3.
...
...
АВР АВР
АВР ТП2 АВР
зация ТП 1 и ТП 3 без
АВР АВР
ТП8 ТП10
...
РП1 ТП1 ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7 ТП9 ТП11 РП2
замены КА, автоматиза-
ция РП 1 с заменой КА
на рассматриваемом
присоединении, а также
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
4.
...
АВР АВР
автоматизация ТП 5, АВР ТП2 АВР АВР
ТП8 ТП10 АВР
...
ТП 6, ТП 4 с заменой РП1 ТП1 ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7 ТП9 ТП11 РП2
КА на линейных присо-
единениях.
• Вариант 5 — автомати-
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
5.
...
...
зация ТП 1 и ТП 3 без
АВР АВР
АВР ТП2 АВР АВР
ТП8 ТП10 АВР
...
замены КА, автомати- РП1 ТП1 ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7 ТП9 ТП11 РП2
зация РП 1 с заменой Рис. 8. Рассмотренные варианты автоматизации (зеленой заливкой отмечены автоматизируе-
КА на рассматривае- мые ТП)
мом присоединении,
а также автоматизация
ТП 5, ТП 6, ТП 4 и ТП 9
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
...
АВР АВР
с заменой КА на линей- АВР ТП2 АВР АВР АВР
...
ТП8 ТП10
ных присоединениях. РП1 ТП1 ТП3 ТП4 ТП5 ТП6 ТП7 ТП9 ТП11 РП2
Несмотря на увеличение Рис. 9. Организация двустороннего питания посредством переноса точки нормального разрыва
числа пунктов автоматиза- РЛ из ТП 11 в ТП 3
17Автоматизация электросетей
Табл. 1. Динамика изменения SAIFI в зависимости от варианта автоматизации Согласно (1), SAIFI определя-
ется как отношение суммарного
Значение SAIFI
количества аварийно отключен-
Без авто- С различной степенью автоматизации ных потребителей (за год) к об-
матизации Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5 щему количеству потребителей.
Результаты расчета SAIFI
1 Без переноса нормального разрыва приведены в таблице 1. С увели-
2 0,424 0,362 0,274 0,260 0,238 чением числа пунктов автомати-
0,651 зации частота продолжительных
3 С учетом двустороннего питания РЛ
перерывов электроснабжения
4 0,319 0,205 0,102 0,084 0,046 снижается, однако эффект от
каждого дополнительного пункта
и отключаются как однофазные, так и многофазные повреж- автоматизации относительно предыдущего уменьшается.
дения).
Коэффициент SAIFI устанавливает среднее количество СООТНЕСЕНИЕ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
долговременных аварийных прерываний электроснабжения С ТРЕБУЕМЫМИ КАПИТАЛЬНЫМИ
потребителей (в год). Математическое описание SAIFI фор- ЗАТРАТАМИ
мулируется следующим образом [7]: В таблице 2 соотнесены расчетные показатели надежности
для рассмотренных вариантов автоматизации и результаты
1 [ l N ],
ns
SAIFI = —
N T i = 1 i i j i j
(1) укрупненной оценки капитальных вложений, необходимых
для их реализации.
где NT — количество потребителей, получающих электропи- Из данных таблицы видно, что реконфигурация сети
тание от рассматриваемого участка сети; ns — количество с организацией двустороннего питания в значительно
участков РЛ; li — длина участка, км; i — вероятностный по- большей степени оказывает влияние на повышение эф-
казатель аварий на участке i, количество аварий в год/км; фективности решений по автоматизации, нежели увеличе-
Nj — количество потребителей на участке j; i — множе- ние числа пунктов автоматизации с заменой коммутацион-
ство, сформированное участками сети, для которых авария ных аппаратов.
на участке i приводит к длительным перебоям электроснаб- Следует отметить, что немаловажным параметром
жения. при определении оптимального числа пунктов автомати-
Табл. 2. Анализ изменения надежности по отношению к объемам капитальных вложений*
С различной степенью автоматизации
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5
Без переноса нормального разрыва
1 Капитальные затраты с НДС, тыс.руб. 12 015 18 686 28 042 34 421 40 800
2 (к предыдущему) – 56% 50% 23% 19%
3 Изменение SAIFI по отношению к исходному 0,227 0,289 0,376 0,390 0,413
4 (к предыдущему) – 27% 30% 4% 6%
5 Стоимость изменения SAIFI на 0,01 ед., тыс.руб. 530 647 745 882 988
С учетом двустороннего питания РЛ
6 Капитальные затраты с НДС, тыс.руб. 18 741 25 412 34 768 41 442 47 526
7 (к предыдущему) – 36% 37% 19% 15%
8 Изменение SAIFI по отношению к исходному 0,332 0,446 0,549 0,566 0,604
9 (к предыдущему) – 34% 23% 3% 7%
10 Стоимость изменения SAIFI на 0,01 ед., тыс. руб. 564 569,6 633,1 732 786
* Расчет стоимостных показателей выполнен в рамках НИР «Разработка автоматизированной системы управления городскими распределительными ка-
бельными сетями 6–10 кВ», выполненной АО «НТЦ ЕЭС» для ПАО «Ленэнерго». При расчете затрат не учтена прокладка ВОЛС, предполагается использо-
вание GSM-каналов связи. Учитывалась установка УТКЗ только в автоматизируемых ТП.
Ежеквартальный спецвыпуск № 2(13), июнь 2019
18Вы также можете почитать
