Общие сведения об организации и необходимость использования системы АСКУЭ

Открытое акционерное общество «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» (МРСК Сибири) осуществляет передачу и распределение электроэнергии на территориях республик Алтай, Бурятия, Тыва и Хакасия, Алтайского, Забайкальского, Красноярского краев, Кемеровской и Омской областей.

Территория обслуживания – 1,9 млн. квадратных километров. Общая протяженность линий электропередачи 251,037 тыс. км, трансформаторных подстанций 10(6)/0,4 кВ – 51 308 единиц, подстанций 35 кВ и выше - 1 787 единиц. Компания обеспечивает электроэнергией более 15 млн. жителей Сибири.

В 2010 году интегрированная система менеджмента, внедряемая в МРСК Сибири, получила положительную оценку независимого органа по сертификации – и сертификаты соответствия стандартам ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001, ГОСТ Р ИСО 9001-2007, ГОСТ Р ИСО 14001-2007, ГОСТ 12.0.230-2007.

Рисунок 2. Логотип организации

Из-за специфики сферы деятельности предприятия невозможно охарактеризовать производственную структуру и тип производства классическими методами. Так как основной сферой деятельности организации является услуга по передаче и распределению электроэнергии и, учитывая технологический процесс, а именно передача электроэнергии с большим уровнем напряжения с последующим его понижением вблизи потребителей (с целью снижения потерь на нагрев проводов и вихревые токи), используется самая оптимальная схема организации производства. Структуру предприятия можно отнести к иерархической линейной организационной структуре, причем как многоуровневой, так и горизонтальной.

Рисунок 3. Производственная структура организации

При передаче электроэнергии используется четыре уровня напряжения:

ВН – высокое напряжение 110 кВ и более;

СН I – среднее напряжение первого уровня 35-110 кВ;

СН II – среднее напряжение второго уровня 1-35 кВ;

НН – низкое напряжение 0,4 кВ и ниже.

Каждое структурное подразделение организации отвечает за свой уровень напряжения:

РЭС - обеспечивает: организацию безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации электрооборудования и сетей в закрепленной зоне обслуживания планирование, учет и анализ выполнения всех эксплуатационных ремонтных и профилактических работ, по уровням напряжения НН и СН II.

ПО - обеспечивает: организацию безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации электрооборудования и сетей в закрепленной зоне обслуживания планирование, учет и анализ выполнения всех эксплуатационных ремонтных и профилактических работ, по уровню напряжения СН I.

Филиал - обеспечивает: организацию безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации электрооборудования и сетей в закрепленной зоне обслуживания планирование, учет и анализ выполнения всех эксплуатационных ремонтных и профилактических работ, по уровню напряжения ВН.

МРСК Сибири – обеспечивает: организацию безаварийной, безопасной и экономичной эксплуатации электрооборудования и сетей от электростанции до зоны ответственности одного из филиалов.

Такая структура обеспечивает максимально эффективное использование трудовых и других ресурсов, поскольку не требуется держать высококлассных специалистов, работающих на ВН и СН I, в каждом РЭС.

Передача электроэнергии относится к сложному производственному типу услуг предоставляемой одновременно большому количеству потребителей.

Упрощенно технологию (этапы) передачи электроэнергии можно описать так.

Рисунок 4. Схема передачи электроэнергии.

Созданная на электростанциях энергия хранится с помощью огромных конденсаторов емкостью до нескольких тысяч фарад. Далее с использованием повышающих трансформаторов на электростанции преобразуют электричество до очень высоких напряжений (до пятиста гигавольт). Это делается для удешевления передачи электроэнергии на сотни и тысячи километров. Во-первых, потери энергии при передаче будут минимальными, во-вторых, экономится материал при производстве проводов, так как их можно сделать более тонкими. Далее, после передачи с помощью линий электропередач (ЛЭП), в пункте назначения с помощью подстанций понижают напряжение для передачи его уже в пределах города. Кроме того, подстанции используются еще и для распределения энергии по разным районам города. Наконец, у групп домов (по несколько зданий) ставятся небольшие трансформаторные будки, которые осуществляют преобразование все еще высокого напряжения в привычные нам 220 В (и 380 В для питания электроплит, домофонов и лифтов). Самый последний этап - с помощью электропроводки энергия поставляется в квартиры.

Поэтому к основным задачам МРСК Сибири относятся:

· технически грамотная эксплуатация всего энергетического оборудования; отвечает за поддержание нормального качества отпускаемой энергии (частоты и напряжения электрического тока);

· передача и распределение энергии с минимальными потерями;

· организация планов предупредительного ремонта оборудования, зданий, сооружений;

· осуществление контроля за соблюдением планов потребления и рациональным использованием электрической энергии потребителями, снабжающимися от их сетей, а также выявление случаев безучетного и бездоговорного потребления.

Согласно отчета Алексей Солдатенко, и.о. заместителя главного инженера ОАО "МРСК Сибири" «В настоящее время средний износ оборудования по ОАО "МРСК Сибири" составляет 73%. Программой реновации, которая сейчас находится на рассмотрении в Правительстве РФ, предусмотрено снижение износа до уровня 50% в перспективе до 2020 года»

Помимо реконструкции старого оборудования в организации вводятся современные технологии: новые интеллектуальные приборы учета, системы АСКУЭ, современные материалы и оборудования подстанций и линий.

Поскольку работы связанные с электричеством относятся к опасным видам работ, в организации уделяют большое внимание к охране труда: производят ежегодную переаттестацию персонала по охране труда, ежемесячно проводят дни охраны труда, проводят поверку инструмента и оборудования в соответствии со всеми нормативно техническими документами.

Повышение культуры охраны труда и улучшение условий для работы персонала во всех филиалах МРСК Сибири является одним из главных принципов социальной политики Компании.

Компания стремится к эффективному управлению распределительными сетями, обеспечивающему надежное и качественное снабжение электрической энергией растущих потребностей экономики и социального сектора Сибири по экономически обоснованной цене. Единственной проблемой для компании является большой износ оборудования и линий, построенных еще во времена Советского Союза, замена которых невозможна по причине низкого капиталовложения государства и сторонних компаний, а в тарифы вложены только текущие капитальные ремонты.

Целинный РЭС входит в состав Восточных электрических сетей Алтайского края. Зона обслуживания РЭС составляет 2882 км², в которую входит 22 населенных пункта общей численностью населения 15 674 человека.

В состав Целинного РЭС входят следующие технические службы:

1. Целинный сетевой участок;

2. Поповичевский сетевой участок;

3. Участок механизации;

4. Участок транспорта электроэнергии;

5. Административно-технический персонал.

Целинный РЭС обслуживает 5 подстанций высокого напряжения, 25 линий 10 кВ, 200 трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, 493 воздушных линий электропередач 0,4 кВ. От которых запитано 514 точек учета юридических лиц, и почти шесть тысяч точек учета физических лиц.

Отпуск в сеть по РЭС в 2013г составил 29,6 млн. кВт 7 млн. кВт из которых составили коммерческие потери, это 24% от всей передаваемой электроэнергии по району. Самые большие потери электроэнергии приходятся на ВЛ-10кВ «49-1 Марушка», величина коммерческих потерь составила 1,4 млн. кВт, что составляет 33,5% от всей передаваемой по данной линии электроэнергии.

Проведенные организационные меры по снижению коммерческих потерь по данной линии давали лишь временный эффект (1-2 месяца), поэтому было принято решение о принятии технических мер по снижению коммерческих потерь.

Самым эффективным является внедрение автоматизированной системы учета электроэнергии, так как она выполняет несколько организационных и технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии:

- Формирование и своевременная актуализация баз данных о потребителях электроэнергии и группах учета, с привязкой их к конкретным элементам схемы электрической сети.

- Своевременная сверка показаний приборов учета, максимальная автоматизация операционной деятельности по расчетам объемов электроэнергии для исключения влияния «человеческого фактора».

- Контроль фактических небалансов электроэнергии на ПС, своевременное принятие мер по устранению сверхдопустимых отклонений.

- Расчеты «пофидерных» балансов электроэнергии в сети, балансов по ТП 10(6)/0,4 кВ, в линиях 0,4 кВ, для выявления «очагов» коммерческих потерь электроэнергии.

- Выявление хищений электроэнергии.

- Замена счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов на приборы учета с повышенными классами точности.

- Установка приборов учета на границах балансовой принадлежности, в т.ч. пунктов учета электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, проходящей по линиям электропередач.

- Совершенствование расчетного и технического учета электроэнергии, замена устаревших измерительных приборов, а также приборов учета с техническими параметрами, не соответствующими законодательным и нормативно – техническим требованиям.

- Установка приборов учета за пределами частных владений.

- Замена вводов в здания, выполненных голым проводом, на коаксиальные кабели.

2.2 Описание применяемой АСКУЭ «Матрица»

АИИС КУЭ Smart IMS (АСКУЭ «Матрица») — это информационно-измерительная система на базе оборудования производства ООО "Матрица", ориентированная на решение широкого круга задач:

· дистанционный учет потребления различных видов ресурсов (электроэнергии, газа, воды, тепла);

· программное и/или дистанционное управление потреблением электроэнергии;

· управление уличным освещением.

Система может использоваться в частном секторе (отдельные коттеджи, многоквартирные жилые дома, офисы), на объектах государственного или общественного назначения, на производственных предприятиях. АИИС КУЭ Smart IMS существенно повышает платежную дисциплину, позволяет оперативно выявлять попытки хищения электроэнергии, а также определить уровень технических потерь. АИИС КУЭ Smart IMS поддерживает экспорт/импорт данных в стандартных форматах и открыта для взаимодействия с другими системами, например, с внешней биллинговой системой. Используемая система полностью автоматизирована, не нуждается в штате контролеров и полностью исключает возможность влияния каких-либо субъективных факторов на процесс учёта.

АИИС КУЭ Smart IMS имеет простую трехуровневую структуру в отличии от классической четырех уровневой.

Нижний уровень составляют приборы учета электроэнергии и другие абонентские устройства;

Средний уровень состоит из маршрутизатора (УСПД) и распределенной сети передачи данных.

Верхний уровень представляет собой Центр, осуществляющий сбор, хранение и обработку данных.

Система способна вести учет электроэнергии в пределах отдельной трансформаторной подстанции, города, административного района. Наращивание системы производится за счёт простого монтажа новых счетчиков и УСПД. УСПД позволяет опрашивать все устройства, запитанные от одной трансформаторной подстанции 6(10)/0,4 кВ. Количество счётчиков, опрашиваемых УСПД, не должно превышать 2500 шт. Данные со всех УСПД собирает Центр сбора данных. В Центре осуществляется сбор и долговременное хранение данных. Общее количество точек учёта, данные по которым Центр способен аккумулировать и обработать, достигает 1 000 000.

В системе поддерживается двусторонний обмен данными между счетчиками и Центром. УСПД обменивается информацией с верхним уровнем с использованием одного из каналов связи: GSM, GPRS, Ethernet. Основным каналом связи для обмена информацией между УСПД и нижним уровнем является канал PLC.

Рисунок 5. Схема построения SMART IMS в общем виде

К преимуществам АИИС КУЭ Smart IMS относится:

1) Уверенный обмен данными при передаче по силовой сети. Благодаря технологии ретрансляции сигнала каждым устройством и использованию двухчастотного канала передачи, обеспечивается надежный устойчивый канал связи.

2) После введения системы в эксплуатацию потери электроэнергии снижаются до уровня технических. Система предоставляет возможность сведения балансов, что является эффективной мерой по борьбе с хищениями электроэнергии.

3) Наличие встроенного управляемого силового реле. Данная функция позволяет контролировать нагрузку абонента в соответствии с договором и производить ограничение режима электропотребления в случае несоблюдения условий договора. Кроме того, система позволяет контролировать загруженность линий и оборудования в часы пиковых нагрузок.

4) Контроль текущих параметров сети: мощности, напряжения, частоты, тока, дифференциального тока, - с возможностью отключения встроенного силового реле при выходе параметров за допустимый диапазон. Это позволяет защитить оборудование абонента в случае возникновения аварийной ситуации, а также бороться с попытками хищения отбора электроэнергии.

5) Устранение возможности сговора абонентов с обслуживающим персоналом по сокрытию реального потребления электроэнергии, что обеспечивается автоматизированным ежедневным сбором информации со всех приборов учета, а также невозможностью изменения данных о потреблении ни абонентом, ни обслуживающим персоналом.

6) Многотарифный режим работы. Счетчики поддерживают до 6-тарифов. Тарифные сетки и структура недели заносятся в конфигурацию счётчика программно из Центра, и могут быть изменены в процессе эксплуатации.

7) Использование дешевых и простых в настройке и обслуживании каналов GSM или GPRS для обмена инвормации между УСПД и Центром.

8) Надежность эксплуатации при низких температурах (до -400С и ниже). При падении температуры ниже -200С ЖК дисплей отключается, а данные продолжают поступать в Центр сбора информации.

9) Интеграция с любой биллинговой системой за счет использования стандартной СУБД MS SQL Server.

10) Простота запуска системы и проведения пусконаладочных работ. Минимальный набор оборудования для создания системы состоит всего из трех компонентов. Для запуска системы учета электроэнергии в промышленную эксплуатацию достаточно установить счетчик у абонента, маршрутизатор на подстанции и настроить сервер в офисе электросетевой компании/руководителя предприятия/председателя СНТ, ТСЖ.

Описание счетчиков и оборудования

а) б) в)

Рисунок 6. Внешний вид приборов учета Матрица: а) однофазный прибор учета; б) трехфазный прибор учета; в) трехфазный прибор учета трансформаторного включения.

Однофазный счетчик NP71L.1-1-3 — это интеллектуальное электронное устройство для учета активной и реактивной энергии. Однофазный счетчик NP71L.1-1-3 предназначен для измерения мгновенной мощности и потребляемой активной и реактивной энергии в цепях однофазного переменного тока. Такой счетчик, как правило, устанавливается у однофазных абонентов в многоквартирных домах, а также у маломощных абонентов мелкомоторного сектора.

Трехфазный счетчик NP73L.1-1-2 — это интеллектуальное электронное устройство для учета активной и реактивной энергии. Трехфазный счетчик NP73L.1-1-2 предназначен для измерения мгновенной мощности и потребляемой активной и реактивной энергии в цепях трехфазного переменного тока. Такой счетчик, как правило, устанавливается у трехфазных абонентов в многоквартирных и частных домах, а также у маломощных трехфазных абонентов мелкомоторного сектора.

Трехфазный счетчик трансформаторного включения NP73L.3-5-2 — это интеллектуальное электронное устройство для учета активной и реактивной энергии. Трехфазный счетчик NP73L.3-5-2 предназначен для измерения мгновенной мощности и потребляемой активной и реактивной энергии в цепях трехфазного переменного тока. Такой счетчик, как правило, устанавливается на трансформаторных подстанциях или во ВРУ домов в качестве балансного счетчика, а также у мощных трехфазных абонентов мелкомоторного сектора.

Все приборы учета системы Матрица собирают информацию и передают ее в Центр с использованием встроенного PLC-модема.

Основные функции счетчиков Матрица:

· измерение и учет активной и реактивной энергии (емкостной и индуктивной) в одном или двух направлениях;

· многотарифный учет электроэнергии (доступно до трех временных тарифов с возможностью задания рабочих, выходных и специальных дней);

· измерение активной и реактивной мощности, тока (мгновенного, среднего, дифференциального), среднеквадратичного напряжения, температуры, частоты, cosф;

· возможность считывания суточных и 15,30,60-минутных профилей;

· использование основного реле для отключения/подключения потребителя из центра сбора данных, для ограничения потребляемой активной мощности, для защитного отключения при бросках тока и напряжения, при наличии дифференциального тока;

· возможность дистанционного считывания данных и конфигурирования счетчика.

Все счетчики имеют различные датчики для исключения попыток несанкционированного доступа:

· датчик вскрытия корпуса счетчика;

· датчик вскрытия крышки клеммника;

· датчик сильного внешнего магнитного поля;

· датчик дифференциального тока.

Рисунок 7. УСПД RTR512.10-6L/EY

Устройство сбора-передачи данных (УСПД) RTR512 (прежнее название маршрутизатор) является важной составляющей частью АИИС "Матрица" и обеспечивает обмен информацией между Центром сбора данных и приборами учета электроэнергии, а также другим оборудованием. Обмен со счетчиками электрической энергии серии 5 и 7 Lite, удаленными дисплеями RUD 512, а также дополнительным оборудованием осуществляется по каналу PLC с использованием модуляции FSK. Для обмена информацией с Центром УСПД RTR512 может использовать следующие каналы связи:

· GSM;

· GPRS;

· Ethernet;

· CM-Bus.

Помимо транзита данных УСПД выполняют следующие функции:

· Синхронизация времени в сети АИИС Матрица;

· Постоянный поиск и автоматическое определение всех устройств в сети 0,4 кВ;

· Перенаправление потребительской информации со счетчиков на внешние дисплеи;

· Хранение данных до момента передачи их в Центр, либо до истечения их времени жизни.

Как правило УСПД устанавливается в трансформаторной подстанции (1 УСПД — на 1 двухсекционную ТП). Если в ТП один силовой трансформатор — также устанавливается 1 УСПД. В отдельных случаях допускается установка RTR512 во ВРУ дома, в правлении СНТ, ТСЖ или в диспетчерском пункте предприятия.

УСПД RTR512 в процессе штатной работы постоянно посылает в сеть широковещательные кадры регистрации, на которые отвечают счётчики. Счётчики синхронизирует своё время с указанным в кадре временем и отвечает УСПД, сообщая ему свой номер, а также готовые к передаче данные, если такие имеются.

Связь УСПД с удаленными счетчиками, вследствие длины и зашумленности линии 0,4 кВ, может оказаться невозможной. Такие счетчики напрямую «невидимы» для УСПД. В связи с этим обмен данными между УСПД и счетчиками организован по принципу многоуровневой адресации. Все устройства поддерживают функцию ретрансляции сигнала, которая осуществляется встроенными LV-модемами.

Рисунок 8. Схема передачи PLC сигнала по уровням сети.

Все счетчики в магистрали разделяются на уровни доступа. В нулевой уровень доступа входят счетчики, с которыми УСПД устанавливает связь напрямую, в первый уровень входят счетчики, связь с которыми УСПД поддерживает через счетчики нулевого уровня и так далее. Допускается не более семи уровней доступа. Максимальная длина участка ретрансляции составляет 350 м, соответственно длина всей линии не может превышать 350х7=2450 м.

Основной способ получения данных от счётчиков – автоматический, без предварительного запроса. Расписание автоматической передачи (типы данных и периодичность передачи) конфигурируется в счетчике. Данные могут быть получены также по оперативному запросу из Центра. Данные буферизируются в УСПД и могут сохраняться до двух суток в виде сетевой очереди. УСПД поддерживает передачу информации с 2500 устройств.

Рисунок 9. Дисплей RUD 512-L

Удаленный дисплей предназначен для считывания информации со счетчика электрической энергии (при использовании пользовательского дисплея счетчик можно расположить в недоступном для абонента месте).

Основные характеристики:

· работает в однофазных сетях 220 – 240 В

· при передаче информации от счетчика через маршрутизатор используется PL-магистраль (провода сети 0,4 кВ), никакой дополнительной проводки не требуется

· благодаря PL-модему дисплей может использоваться как ретранслятор на длинных участках сети

· потребляемая мощность не более 3 Вт

· габаритные размеры 36,5х82х144 мм

· масса – не более 0,25 кг

· рабочий диапазон температур от -40°С до +70°С

Система учета SMART IMS является программно-аппаратным продуктом, выполненным по технолохии ADDAX. Структура программного обеспечения ADDAX 6.0 соответствует трехзвенной клиент-серверной архитектуре Системы:

· клиентские приложения;

· сервер приложений;

· хранилище данных.

Рисунок 10. Структура обработки данных в АИИС КУЭ Smart IMS.

В состав структуры входят следующие компоненты (версии ПО Smart IMS актуальны на август 2014 года):

· OC Windows XP, 7, 8, 8.1, Windows Server 2003, 2008, 2012;

· MS SQL Server 2005, 2008, 2012;

· RootRouterPlus v. 6.1.0.33 patch 3.5;

· NMS v. 6.0.1.200;

· SIMS v. 6.0.1.613;

· CosemClient v. 1.0.0.318 (для непосредственного подключения к счетчикам через CM-Bus интерфейс).

Основные функции NMS по управлению Системой:

· обнаружение изменений в сети;

· определение типа новых устройств;

· конфигурирование каналов связи в RootRouter;

· отображение отчетов по статистике;

· конфигурирование маршрутизаторов для передачи аварий и статистики, которая является основой при анализе работы сети.

Основные функции SIMS по управлению устройствами в Системе:

· составление и просмотр справочников (запросов данных, тарифных сеток, расписаний работы дополнительного реле, SSC, LCU);

· управление пользователями системы;

· анализ запросов на получение данных или на установку конфигурации устройств;

· управление адресными точками и точками учета;

· управление устройствами сети;

· установка конфигураций на устройства;

· просмотр истории установленных конфигураций;

· просмотр данных, полученных с устройств сети;

· сведение балансов по группам устройств.

В приложении Sims Client можно отобразить данные по учетной точке или по группе учетных точек, а также посмотреть расход по счетчикам и результат вывести в виде графика. Например:

Рисунок 11. Табличное и графическое отображение потребленной потребителем электроэнергии в приложении Sims Client.

В приложении Sims Client можно отправлять конфигурацию на счетчики и другие устройства по целому ряду параметров:

· локальный дисплей;

· удаленный дисплей;

· профили хранения данных на 5, 10, 15, 30, 60 мин.;

· тарифный план (до 8 переключений тарифа за сутки);

· лимиты таких значений, как:

o активная мощность;

o реактивная мощность;

o cosϕ импорт и экспорт;

o максимального тока;

o дифференциального тока;

o максимального и минимального напряжения;

o частоты.

· включение/отключение реле.

Например, отключение реле выглядит так:

Включение реле выглядит так:

Рисунок 12. Удаленное отключение и подключение абонента через приложение Sims Client.

В приложении Sims Client реализована возможность сведения баланса между счетчиками на входе (например вводными в ТП) и ПУ на выходе (например на отходящих фидерах в ТП). Например:

Рисунок 13. Баланс потерь по участкам сети.

В приложении Sims Client существует возможность определения прав доступа для различных групп пользователей с целью разграничения параметров для дальнейшего просмотра и конфигурирования устройств. Это функция актуальна при наличии, помимо серверной части, клиентских пользовательских мест.

Для интеграции счетчиков электрической энергии сторонних производителей, а также приборов учета таких ресурсов, как газ, вода и тепло, используется модуль AIU (ADDAX Interface Unit). Модуль AIU обеспечивают выполнение следующих функций:

· прием сигналов от датчиков приборов учета;

· долговременное хранение учетной информации;

· распознавание и регистрация аварий.

Также программный комплекс SMART IMS можно интегрировать в биллинговые системы, настроив выгрузку данных в автоматическом режиме или через SQL запрос в БД.

Вывод: Таким образом АСКУЭ «Матрица» всем необходимым стандартам предусмотренным на сегодняшний день, а также имеет все необходимые запасы характеристик на случай введения каких-либо новых стандартов принятых в развитых европейских странах [1].

.

Дата добавления: 2015-08-20