Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010

Подождите немного. Документ загружается.

240

ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ГИС

В СЛУЖБЕ ТЕЛЕКОММУНИКАЦИИ ПРЕДПРИЯТИЯ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СЕКТОРА

А.Ш. Зарипов, М.П. Сергеев

, А.Р. Гизатуллин

Филиал ОАО «СО ЕЭС» Башкирское РДУ,

УГАТУ

Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической

системы» (Системный оператор) является территориально распределенным предприяти-

ем, которое осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление тех-

нологическим режимом Единой энергетической системы России на территории 79 субъек-

тов Российской Федерации [1]. В соответствии с принципами функционирования единой

вертикали оперативно-диспетчерского управления, региональные подразделения Систем-

ного оператора организованы в трехуровневую иерархическую структуру (рисунок 1).

Рисунок 1 – Схема структуры ОАО «СО ЕЭС»

Принятие стратегических решений осуществляется на уровне Исполнительного ап-

парата Системного оператора, тактических – на уровне Объединенных диспетчерских

управлений (ОДУ) энергообъединениями, принятие оперативных управленческих реше-

ний происходит на уровне региональных диспетчерских управлений (РДУ) энергосисте-

мами одного или нескольких субъектов Российской Федерации.

Основными целями деятельности ОАО «СО ЕЭС» является обеспечение надежного

энергоснабжения и качества электрической энергии, а также разработка и реализация на-

учно-технической политики и внедрения новых прогрессивных видов техники и техноло-

гий [2].

Для осуществления надежного и качественного управления режимом энергосисте-

мы необходимо отказоустойчивое функционирование средств диспетчерского и техноло-

гического управления, контроль и эксплуатация которых возложены на службу телемеха-

ники и связи на всех уровнях иерархии Системного оператора.

Поскольку объекты ответственности для Службы телемеханики и связи Системно-

го оператора характеризуются существенной протяжённостью и распределенностью (те-

241

лекоммуникационное оборудование, кабельные и волоконно-оптические линии связи,

оборудование телемеханики, маршрутизаторы, мосты, мультиплексоры и другие), то для

эффективного решения задач мониторинга и управления необходима актуальная и досто-

верная информация о состоянии и топологии данных систем, интегрированная с опера-

тивными данными всех информационных систем предприятия. Вследствие этого целесо-

образно применять корпоративную геоинформационную систему (ГИС), способную объе-

динить и оптимизировать весь спектр решаемых задач:

а) отображать изменение нагрузки сети, текущее состояние оборудования связи и

архивные сведения, в том числе информацию об ошибках на оборудовании, температуру,

контрольные замеры, напряжение и силу тока;

б) удаленно управлять оборудованием телемеханики и связи;

в) отображать атрибутивную (описательную) информацию по объектам ответст-

венности, оперативно получаемую из других информационных систем предприятия, обо-

рудования, а также вносимую операторами;

г) проектировать оптимальное размещение раскладки проводных коммуникаций

при организации и реорганизации каналов связи, используя трехмерные планы зданий и

объектов электроэнергетики;

д) решать различные задачи прогнозирования и моделирования, позволяющие ло-

кализовать распространение аварийных событий

, моделировать нагрузки на каналы связи

при увеличении объема передаваемой информации и т.д.;

е) отображать данные о пространственном положении объектов предприятия в виде

комплексных электронных карт с возможностями поиска объектов, просмотра их состоя-

ния, печати фрагментов карт.

Разработка и внедрение ГИС повысит надежность работы систем связи и телемеха-

ники за

счет повышения оперативности принятия управленческих решений в экстренных

и чрезвычайных ситуациях, а также стабильность работы систем связи в штатном режиме.

В настоящее время в случае выхода из строя (повреждения) оборудования систем

связи и телемеханики осуществляется относительно длительный процесс анализа, поиска

и устранения неисправности, который выполняется дежурным специалистом по связи в

субъекте диспетчерского центра Системного оператора (далее – СДЦ) и дежурным спе-

циалистом (ответственным за оборудование) на энергообъекте (далее – СЭО). Для приме-

ра рассмотрим упрощенную модель поиска, анализа и устранения неисправности разде-

ленную на несколько этапов:

1. Дежурный СДЦ получает информацию об аварии в системе связи (при этом

время обнаружения составляет 



2. Дежурный СДЦ анализирует информацию об аварии в количественном составе,

выявляя аварийные каналы связи (проблемные участки) (время 



3. Дежурный СДЦ сообщает об аварии ответственным лицам в соответствии с рег-

ламентами и правилами (время 



4. Дежурный СДЦ сообщает об аварии ответственным лицам на энергообъекте в

соответствии с регламентами и правилами (время 









, где 





– время оповещения

одного узла,  – количество узлов связи до энергообъекта, с которым утеряна связь, без

учета узла в субъекте диспетчерского центра).

5. Дежурный СДЦ согласно регламенту и текущему минимальному системному

мониторингу предпринимает попытки диагностики узлов собственного оборудования в

субъекте диспетчерского центра (время 



6. Дежурный СЭО анализирует систему (время 









).

7. Специалисты или дежурные по связи устраняют аварию (неисправность обору-

дования) (время 



Время устранения аварии в данном случае составляет

242



∑









, (1)

где 











,  – сложность аварии.

При внедрении в промышленную эксплуатацию ГИС службы связи и телемехани-

ки, в случае выхода из строя оборудования системы связи и телемеханики, временные за-

траты процесса анализа, поиска и устранения неисправности будут следующими:

1. Дежурный СДЦ немедленно получает информацию об аварии в системе связи

посредством служебного сообщения ГИС (





0).

2. Дежурный СДЦ анализирует информацию об аварии в количественном составе,

выявляя проблемные участки с использованием информации из ГИС (









3. Дежурный СДЦ сообщает об аварии ответственным лицам в соответствии с рег-

ламентами и правилами (время 









4. Дежурный СДЦ сообщает об аварии ответственным лицам по связи на канале до

энергообъекта в соответствии с регламентами и правилами (









5. Дежурному СДЦ известно из ГИС место аварии (





0).

6. Дежурному СЭО известна неисправность (





0).

7. Специалисты или дежурные по связи устраняют неисправность оборудования

(









Время устранения аварии в случае внедрения ГИС составит







∑











, (2)

где 













,  – сложность аварии.

Введем коэффициент , который позволит оценить эффективность устранения ава-

рий с введенной в промышленную эксплуатацию ГИС:





⁄

. (3)

Раскроем формулу (3) используя формулы (1) и (2) и вышеуказанные значения :









∑









∑











































































































































(4)

Из формулы (4) и утверждения 









следует, что 1, а это означает, что об-

щее время устранения аварии с использованием средств ГИС снизилось.

Для количественной оценки эффективности применения ГИС рассмотрим простой

случай, когда 2 (т.е. промежуточный узел один) и все временные показатели равны

между собой (









). Применив формулу (4) получаем:























































2 2 



2,25.

Из приведенных выше расчетов следует, что внедрение геоинформационной сис-

темы службы связи и телемеханики позволит сократить время устранения неисправности

минимум в 2,25 раза по сравнению с современным состоянием.

Для качественной оценки эффективности применения ГИС построены временные диа-

граммы (графики Ганта), показывающие время, затрачиваемое специалистом предприятия на

основные этапы процесса устранения аварийной ситуации до (рисунок 2) и после внедрения

ГИС (рисунок 3). Названию задачи соответствует номер этапа при устранении аварии.

243

Анализ графиков Ганта показал, что сокращение временных затрат при устранении

неисправности оборудования связи с применением ГИС составляет в среднем 55 %.

Рисунок 2 – Временная диаграмма максимального по времени процесса устранения

аварии в системе связи специалистами ОАО «СО ЕЭС» (современная ситуация)

Рисунок 3 – Временная диаграмма процесса устранения аварии в системе связи

специалистами ОАО «СО ЕЭС» (после внедрения ГИС)

ГИС посредством постоянного контроля состояния оборудования по специальным

каналам или по сети Ethernet отобразит состояние оборудования на данный момент, что

позволит сократить процесс идентификации и устранения неисправности. За счет накоп-

ления, хранения и визуализации исторической информации о состоянии оборудования

связи и телемеханики появится возможность выявления «слабых» мест, которые чаще

подвергаются различным негативным изменениям, что позволит организовать новые аль-

тернативные каналы связи или заменить ненадежное оборудование до возникновения вне-

штатной ситуации. Использование ГИС, реализованной в виде веб-приложения, позволит

специалистам службы телемеханики и связи оперативно отслеживать и получать достовер-

ную и полную информацию по сети связи любого уровня иерархии Системного оператора.

Для описания в формальном виде информационного обеспечения процесса управ-

ления объектами связи и устранения неисправности оборудования необходимо разрабо-

тать функциональную модель, показывающую совокупность выполняемых функций. Наи-

более известной методикой функционального моделирования сложных систем является

методика SADT (Structured Analysis and Design Technique), положенная в основу стандарта

IDEF0 [3]. Основное назначение функциональной модели – декомпозировать процесс по-

строения до элементарных действий и операций, для которых можно экспериментально

установить время выполнения, определить для каждой из операций нижнего уровня де-

композиции полный перечень информационных потоков.

Целью модели, состоящей из иерархической совокупности диаграмм, каждая из ко-

торых описывает входные и выходные данные, управляющие воздействия и исполнитель-

ные механизмы преобразования входных данных в выходные, является поэтапное ото-

бражение процессов восстановления системы связи. На рисунках 4, 5 приведены декомпо-

зиции контекстных диаграмм функциональных моделей, на которых выделены основные

этапы процесса восстановления системы связи дежурным по связи в современном состоя-

нии и с использованием ГИС, а также средства и механизмы их выполнения.

244

Рисунок 4 – Декомпозиция контекстной диаграммы процесса восстановления

системы связи (современное состояние)

Рисунок 5 – Декомпозиция контекстной диаграммы процесса восстановления

системы связи (с использованием ГИС)

245

Интеграция в ГИС сведений о пространственном положении объектов ответствен-

ности и их состоянии сократит время для устранения неисправности оборудования, про-

ектирования линий связи, принятия решения о подключении новых объектов к инфра-

структуре связи, а также позволит решать другие прикладные задачи службы телемехани-

ки и связи.

Одной из отличительных особенностей ГИС является ее легкая интеграция с уже

использующимися или параллельно внедряемыми информационными системами. Рас-

смотрим на примере интеграцию ГИС и АИС Service Desk. При получении входящего

звонка с информацией о нестабильной работе того или иного оборудования связи и теле-

механики оператор call-центра за счет перекрестных связей между базами данных инфор-

мационных систем, используя интерфейс ГИС, в кратчайшие сроки может определить от-

ветственного за эксплуатацию, предполагаемое место возможных недостатков в работе

оборудования и оформить заявку на проведение соответствующих мероприятий с подста-

новкой всех необходимых данных в интерфейс АИС Service Desk.

В результате внедрения в промышленную эксплуатацию такого высокотехноло-

гичного программного продукта, как геоинформационная система, специалисты ответст-

венные за эксплуатацию СДТУ получат современный и надежный инструмент управления

и контроля, что положительно скажется на эффективности управления единой энергети-

ческой системой Российской Федерации.

Список использованных источников

1. Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ // Справочная

правовая система КонсультантПлюс.

2. Официальный сайт ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы»,

электронный ресурс – Электрон. дан. – М. – Режим доступа: http://www.so-ups.ru. –

Загл. с экрана.

3. Мацяшек Л.А. Анализ и проектирование информационных систем, 3-е изд. // Пер. с

англ. М.: ООО «И.Д. Вильямс», 2008. 816 с.

246

ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

ПРИ ЗНАЧИТЕЛЬНЫХ ИСКАЖЕНИЯХ КРИВЫХ

ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

Ю.Г. Кононов, М.В. Жуков, П.А. Звада

СевКавГТУ

За последние десятилетия состав электроприемников качественно изменился, что

связано с массовым переходом на импульсные источники питания. Последние, как прави-

ло, потребляют из сети далеко не синусоидальный по форме ток, характеризующийся зна-

чительным увеличением его мгновенного значения в момент максимального значения на-

пряжения. Это приводит к искажению кривой напряжения, которая имеет характерную

плоскую вершину. Внедрение частотно-регулируемого привода также приводит к значи-

тельным искажениям кривой тока и соответственно напряжения. Не смотря на то, что от-

носительный уровень гармоник напряжения в сети регламентируется ГОСТ 13109-97, на

практике нормируемая величина может значительно превышаться. Это приводит к допол-

нительной, сверхнормативной, погрешности средств учета электроэнергии (счетчиков ак-

тивной и реактивной электроэнергии).

Кроме того, «де-факто» существуют предложения о нелегальной продаже, а также

схемы и описания принципов работы устройств для хищения электроэнергии, основанных

на преднамеренном искажении кривых тока, что приводит к значительному недоучету

электроэнергии (до 75 %), и, как следствие, к увеличению коммерческих потерь электро-

энергии.

Для построения большинства современных средств учета электроэнергии исполь-

зуются специализированные интегральные микросхемы (ИМС), содержащие сигма-дельта

аналого-цифровые преобразователи (АЦП), осуществляющие преобразование мгновенных

значений токов и напряжений измеряемой силовой цепи из аналогового в цифровой вид,

после чего происходит их обработка по определенному алгоритму.

Как правило, в эти ИМС встроены относительно дешевые сигма-дельта АЦП, ха

рактерной особенностью которых является зависимость разрядности от частоты дискрети-

зации преобразуемого сигнала.

В известных микропроцессорных счетчиках электроэнергии, имеющих ИМС, АЦП

осуществляет измерение мгновенных значений величин, пропорциональных фазным на-

пряжениям и токам, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному после-

довательному каналу вычислителю микроконтроллера. Вычислитель микроконтроллера

по выборкам мгновенных

значений напряжений и токов производит вычисление средних

за период измерения значений нужных величин с учетом калибровочных коэффициентов,

затем рассчитываются пофазные значения активной и реактивной энергии, интегрирован-

ные на периоде в 1 секунду.

В феврале 2010 г. поступила в продажу ИМС производства Analog Devices Inc.

ADE7878 [1]. В технической документации данной микросхемы приводятся алгоритмы

расчета электрической энергии, которые предполагают выделение гармонических состав-

ляющих кривых тока и напряжения (преобразование Фурье) с последующим перемноже-

нием гармонических составляющих тока и напряжения и определением мощности как

суммы гармонических составляющих мощностей.

На основе проведенного анализа принципов действия современных микропроцес-

сорных счетчиков электроэнергии и выполненных экспериментальных исследований по-

грешностей микропроцессорных счетчиков электроэнергии можно предположить, что ос-

247

новными возможными причинами дополнительной погрешности при наличии высших

гармоник тока и напряжения могут быть:

1. Ограниченная частота дискретизации АЦП.

2. Наличие антиалиасного фильтра во входных аналоговых цепях тока и напряже-

ния, снижающих уровень высших гармоник на входе АЦП.

3. Применение цифровых фильтров после сигма-дельта АЦП с целью уменьшения

уровня шумов, вызванных ошибками квантования.

4. Чувствительность сигма-дельта АЦП к резким изменения сигнала.

Для выявления степени влияния каждого из вышеуказанных факторов на результи-

рующую погрешность требуется дополнительный анализ принципиальной схемы и харак-

теристик используемых элементов каждого из счетчиков.

Очевидно, что ограничение максимальной частотой передискретизации сигма-дельта

АЦП связана с технологическими ограничениями и экономическими соображениями. По-

этому наиболее приемлемыми с практической точки зрения будут рекомендации, направ-

ленные на усовершенствование алгоритмов работы электронных средств учета электро-

энергии, а не на увеличение частоты передискретизации.

Следует отметить, что при фиксированной частоте передискретизации частота дис-

кретизации может быть увеличена путем уменьшения коэффициента передискретизации

. Очевидно, уровень шумов на выходе АЦП возрастет и эффективная разрядность пони-

зится, однако это позволит измерять и учитывать более высокие гармоники тока, напря-

жения и мощности.

Таким образом, основой разрабатываемого алгоритма может являться адаптивное

изменение частоты дискретизации сигма-дельта АЦП в зависимости от спектра сигналов

тока и напряжения силовой сети, для которой осуществляются измерения. Частота пере-

дискретизации остается при этом неизменной. При изменении частоты дискретизации же-

лательно обеспечить возможность программного изменения параметров антиалиасного

фильтра на входе АЦП и цифрового фильтра на выходе АЦП. Следует отметить, что воз-

можность такого изменения имеют многие современные платы АЦП, в частности, муль-

тиметры серии NI-40хх компании National Instruments [2].

Предлагаемый подход к разрабатываемому алгоритму основывается на следующих

положениях:

– спектральный состав токов и напряжений в различных точках сети и в различные

моменты времени может значительно отличаться;

– для каждого спектрального состава напряжений и токов существует своя опти-

мальная частота дискретизации, обеспечивающая наименьшую погрешность учета элек-

троэнергии.

Обоснованность первого положения не требует особых подтверждений. Правомер-

ность второго положения связана с принципом действия сигма-дельта АЦП и подтвер-

ждается техническими характеристиками конкретных ИМС и плат, предназначенных для

измерений сигналов в силовых электрических сетях (при уменьшении частоты дискрети-

зации разрядность АЦП увеличивается) [3].

Оптимальная частота дискретизации 

, опт

будет минимальна при отсутствии гар-

моник тока и напряжения в силовой сети и должна увеличиваться с увеличением номера

наиболее высокой гармоники в спектре тока и напряжения. На величину 

, опт

будут,

очевидно, влиять метрологические характеристики используемых АЦП, в частности, зави-

симость эффективной разрядности от частоты дискретизации.

Для определения спектрального состава напряжений и токов силовой сети можно

предложить различные подходы: от наиболее простого – программного, основанного на

248

установлении максимально возможной частоты дискретизации с последующим спек-

тральным анализом (например, на основе дискретного преобразования Фурье или других

более эффективных методов), до аппаратного, усложняющего конструкцию средства из-

мерения и соответственно более дорогого в реализации.

С учетом сделанных обоснований был разработан алгоритм работы электронных

средств учета электроэнергии, повышающий точность учета электроэнергии при наличии

в сети искажающих воздействий (гармонических составляющих токов и напряжений),

блок-схема которого приведена на рисунках 1 и 2. Алгоритм подпрограммы определения

оптимальной частоты дискретизации (блок 25 основной программы) показан на рисунке 3.

Рисунок 1

Начало

Считывание констант

из памяти счетчика

Считывание показаний

счетчика, Wа, Wр,

Wаi,Wрi, i=1, Nпр

Измерение температуры

окружающей среды

Калибровка

счетчика

Hs=0;

Hd=0

Считывание

абсолютного времени

Установка

максимальной частоты

дискретизации

Fd=Fdmax

Установка таймеров

периодов силовой сети,

профилей нагрузок,

проверки спектрального

состава сигналов U и I

Ожидание

прерывания

Прерывание по

периоду сети?

Считывание выборок Uk

и Ik за Тс

Р=0, Uд=0, Iд=0

P=P+Uk x Ik;

Uд=Uд + Uk

;

Iд=Iд + Ik

Цикл ро

количеству

элементов в выборке

k=1, К

P=P/K;

Uд=(Uд/K)

0,5

;

Iд=(Iд/K)

0,5

S=U x I;

Q=(S

– P

)

0,5

;

W а=Wа + P х Тс

Wр=Wр + Q х Тс

Цикл ро

количеству

профилей

i=1, Nпр

Wаi=Wаi + P х Тс

Wрi=Wрi + Q х Тс

Да

Нет

249

Рисунок 2

При разработке алгоритма были сделаны определенные допущения и приняты во

внимание некоторые моменты, приведенные ниже:

1. Электронное средство учета электроэнергии построено на базе сигма-дельта

АЦП второго порядка, имеющих возможность изменения частоты дискретизации, и мик-

ропроцессорного блока, вычислительной мощности и памяти которого достаточно для

реализации предлагаемого алгоритма.

2. Параметры входного антиалиасного фильтра автоматически изменяются в соот-

ветствии с задаваемой частотой дискретизации.

3. Параметры выходного цифрового фильтра программно изменяются в соответст-

вии с задаваемой частотой дискретизации.

Hd=1?

Установить

оптимальную частоту

дискретизации Fd опт

Hd=0

Hs=1?

Вызов подпрограммы

определения Fd опт

Hs=0

Fd опт < Fd max?

Hd=1

Прерывание по

таймеру профиля?

Считать номер

профиля i

Запись Wаi, Wрi в

память i-го профиля

Wаi=0;

Wрi=0

Прерывание по

периоду проверки

спектра?

Hs=1

Да

Да Да

Да

Нет

Нет Нет