Регистрация / Вход
Прислать материал

Разработка и исследование интеллектуальной системы автоматизированного учета электроэнергии в распределительных сетях 0,4-10 кВ с функцией локализации коммерческих и технических потерь электроэнергии

Докладчик: Кононов Юрий Григорьевич

Должность: зав. кафедрой "Автоматизированные электроэнергетические систем и электроснабжение"

Цель проекта:
1. Одной из основных проблемой электроэнергетического комплекса Российской Федерации является высокий уровень фактических потерь электроэнергии (ЭЭ) в сетях распределительных сетевых компаний (РСК), в том числе их нетехнической (коммерческой) составляющей, обусловленной безучетным ее пользованием и хищением. Так абсолютная величина потерь в сетях РСК оценивается в 130 млрд. кВт•ч, а относительная в 13,6 % от отпуска в сеть. Величина коммерческих (нетехнических) потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях России по оценкам экспертов составляет 25-30 млрд. кВт•ч и значительно превышает аналогичный показатель промышленно развитых стан: Германии, Японии, Великобритании и др. Особенно велики коммерческие потери в распределительных сетях Дагестана, Ингушетии, Чеченской республики. Причинами высоких коммерческих потерь электроэнергии являются несовершенство существующих систем учета электроэнергии, мягкость Российского законодательства в отношении расхитителей электроэнергии. Не смотря на принимаемые технические меры по совершенствованию счетчиков электроэнергии в части повышения их защищенности от несанкционированного воздействия, совершенствуются и способы хищения электроэнергии. Кроме того, в условиях низкой зарплаты контроллеров, последние вступают в сговор с недобросовестными потребителями, позволяя последним осуществлять потребление электроэнергии в обход имеющейся системы учета электроэнергии. В этих условиях наиболее действенным средством является создание автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), позволяющих осуществлять оперативный контроль баланса электроэнергии по отдельным фидерам 0,4-10 кВ и рассчитывать величину коммерческих потерь в целом по фидеру. Недостатками имеющихся в настоящее время АИИС КУЭ являются: 1) Отсутствие или низкая точность функции расчета технических потерь электроэнергии. 2) Невозможность оперативной локализации коммерческих потерь с точностью до отдельного потребителя из-за отсутствия эффективных методов, алгоритмов и программного обеспечения для ее осуществления. 3) Низкая точность синхронизации измерений существующими микропроцессорными счетчиками электроэнергии. 4) Высокая стоимость интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ) с возможностью высокоточной синхронизации от GLONASS/GPS приемников. 5) Значительные трудозатраты на составление детальных схем замещения сетей. 6. Отсутствия информационного обмена с автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ) РС. 2. Цель проекта заключается в разработке и создании интеллектуальной системы автоматизированного учета электроэнергии в распределительных сетях (РС) 0.4-10 кВ, обеспечивающей локализацию коммерческих и технических потерь энергии.

Основные планируемые результаты проекта:
1. Основными планируемыми практическими результатами выполнения проекта являются:
- снижение сверхнормативных потерь электроэнергии в распределительных сетях 0,4-10 кВ;
- снижение технических потерь электрической энергии в распределительных сетях 0,4-10 кВ;
- повышение пропускной способности электрических сетей 0,4-10 кВ;
- повышение качества электрической энергии, отпускаемой потребителям.
Основными планируемыми научными результатами выполнения проекта являются:
- алгоритмы, методы, методики решения задачи расчета технических потерь энергии в электрических сетях 0,4-10 кВ, обладающие повышенной точностью и улучшенной детализацией результатов расчетов;
- алгоритмы, методы, методики решения задачи локализации коммерческих потерь энергии в электрических сетях 0,4-10 кВ с точностью до отдельного потребителя;
- способ высокоточной синхронизации измерений в интеллектуальных электронных устройствах по фазе напряжения сети 0,4 кВ.
2. Основные характеристики планируемых результатов (в целом и/или отдельных элементов), планируемой научной (научно-технической, инновационной) продукции.
Профиль общей информационной модели АИИС КУЭ должен быть построен на языке UML, используя для этого соответствующие инструменты.
Должна быть представлена даталогическая и инфологическая модель базы данных, реализующей профиль ОИМ АИИС КУЭ.
Разрабатываемый программный экспериментальный образец АИИС КУЭ должен обладать следующими функциями:
– Работать под управлением операционной системы Windows 7 и выше.
– Работать по архитектуре «клиент-сервер», с использованием протокола TCP/IP на нижнем уровне.
– Иметь графический интерфейс пользователя.
– Иметь гибкую систему настроек.
– Необходимо обеспечить стабильную работу в режиме 24/7.
– Работать на современных высокопроизводительных персональных компьютерах архитектуры x86 со следующими минимальными характеристиками: процессор Intel i7 и выше, оперативная память не менее 16 Gb, жесткий диск объемом не менее 1 Tb, наличие адаптера подключения к сети (сетевой карты, оптоволоконного модема и т.п.).
– База данных должна быть реализована под управлением системы управления базой данных MS SQL.
– В качестве средства разработки программного обеспечения для АИИС КУЭ требуется использовать интегрированную среду разработки Microsoft Visual Studio, включающую редактор исходных текстов, компилятор, компоновщик и отладчик.
– В качестве средства проектирования структуры базы данных и создания файла базы данных требуется использовать MS SQL.
Для обеспечения связи между АИИС КУЭ и ИЭУ приоритетными являются технологии GSM/GPRS, каналы связи по силовой сети (PLC), а также каналы беспроводного доступа, использующие диапазон частот 433 МГц, 2,4 ГГц. Каналы связи для передачи данных между АИИС КУЭ и ИЭУ должны обеспечивать критерии качества, позволяющие обеспечивать своевременную и надежную передачу значений измеренных электрических величин, выполнения оперативной функции локализации коммерческих потерь электроэнергии.
При пакетной передаче оперативных данных потери пакетов должны составлять не более 2 %. Джиттер должен составлять не более 5 % от среднего времени прохождения пакета. Готовность каналов связи к передаче оперативных данных должна составлять не менее 99 %.
При использовании в качестве физической среды передачи информации между АИИС КУЭ и системой АСДУ РС волоконно-оптических систем разрабатывается комплексное решение, включающее в себя непосредственно волоконно-оптический кабель связи, пассивные элементы (мультиплексоры, демультиплексоры, сплиттеры и т.д.), активное оборудование (приемо-передатчики, преобразователи среды передачи и т.д.). Для волоконно-оптических систем передачи данных предполагать к использованию волоконно-оптический кабель с одномодовым волокном в соответствии с рекомендациями ITU-T G.652, приемопередатчики в диапазоне длин волн 1310-1610 нм.
Должны быть разработаны технические, технологические и организационные мероприятий по обеспечению информационной безопасности при передачи по цифровым каналам передачи данных, применены технологии защиты информации при ее хранении и передаче в АИИС КУЭ.
Все технические средства должны соответствовать требованиям существующей нормативной документации к оборудованию организации связи, общим требованиям стандартов по безопасности, электромагнитной совместимости, условиям эксплуатации, а также по возможности, стандартизации и унификации с каналами связи, применяемыми на объектах электроэнергетики и обеспечивать заданные требования к научно-техническим результатам ПНИ. Каналообразующее оборудование должно представлять из себя модули, встраиваемые в ИЭУ, АИИС КУЭ, АСДУ РС.
3. Оценка элементов новизны научных (технологических) решений, применявшихся методик и решений.
Новизна научных (технологических) решений, применявшихся методик и решений, состоит в:
-применении для локализации коммерческих потерь электроэнергии метода оценивания состояния режима сети по данным синхронно измеряемых сигналов напряжений и информации о схеме замещения сети, что позволяет с высокой точностью определять конкретных абонентов, у которых имеет место несанкционированное потребление или неисправность системы учета электроэнергии;
-оригинальном методе синхронизации измерений в интеллектуальных электронных устройствах по фазе напряжения сети 0,4 кВ, основанном на учете фазового сдвига напряжения по результатам расчета режима электрической сети;
-использовании мгновенных значений токов и напряжений для оценивания состояния электрических сетей, что позволяет учитывать нестационарность происходящих процессов;
- формирование в АИИС КУЭ схемы электрической сети с использовании общей информационной модели (ОИМ) и передача с помощью ОИМ результатов измерений в смежные автоматизированные системы (ОИК, Smart Grid и др.)

4. Сопоставление с результатами аналогичных работ, определяющими мировой уровень.
Проведенный в рамках ПНИ анализ наиболее распространенных отечественных и зарубежных АИИС КУЭ показал, что ни одна из существующих в настоящее время АИИС КУЭ не имеет функцию локализации коммерческих потерь, показывающую места потерь с высокой достоверностью и основанную на оценивании состояния электрической сети. Функции локализации коммерческих потерь имеются только в небольшом количестве зарубежных АИИС КУЭ, при этом она основывается во всех случаях на оценке истории потребления электрической энергии каждым абонентом и регистрации отклонений от статистических норм. Предполагаемы результаты проводимых ПНИ приведут к существенному повышению достоверности локализации коммерческих потерь.
Все имеющиеся в мире АИИС КУЭ для распределительных сетей 0,4-10 кВ имеют систему обеспечения единого времени, имеющую точность не выше 1 с, а в большинстве случаев 3-5 с. Также мировой промышленностью выпускаются приборы учета электрической энергии, которые могут использоваться в АИИС КУЭ и имеющие точность до 1 милисекунды, но по экономическим показателям данные приборы не подходят для электрических сетей 0,4-10 кВ. Предполагаемые результаты проекта обеспечат повышение на несколько порядков точности СОЕВ в АИИС КУЭ (вплоть до сотен и десятков микросекунд) для электрических сетей 0,4-10 кВ.

5. Пути и способы достижения заявленных результатов, ограничения и риски.
Имеются риски невозможности достижения заданной точности синхронизации времени в АИИС КУЭ для сетей 0,4 кВ, поскольку ограничением является сохранение конкурентной стоимости компонентов АИИС КУЭ, в первую очередь однофазных интеллектуальных электронных устройств (ИЭУ), что приведет к снижению точности локализации коммерческих потерь, основанных на оценивании состояния электрической сети. Однако для достижения высокой достоверности локализации коммерческих потерь, планируется применить комплекс методик локализации коммерческих потерь, в том числе основанный на статистике потребления электрической энергии каждым абонентов, анализе аномальных отклонений в графиках потребления и других методов.
Имеются риски получения технико-экономической нецелесообразности реализации синхронизации времени в ИЭУ с использованием основной гармоники электрической сети. Поэтому в рамках ПНИ будут рассматриваться альтернативные способы синхронизации времени, в том числе с использованием исследуемых протоколов синхронизации времени на основе NTP, IEEE 1588 и др., но применяемых в каналах связи, которые возможно использовать в однофазных ИЭУ для электрических сетей 0,4 кВ.



Назначение и область применения, эффекты от внедрения результатов проекта:
Практическое применение результатов ПНИ предполагается в электрических сетях 0,4-10 кВ, оснащенных разрабатываемыми интеллектуальными электронными устройствами. Конкурентным преимуществом вероятных результатов работы является возможность более точного расчета потерь энергии в электрических сетях и принятия обоснованных решений по их снижению.
Ожидаемый народно-хозяйственный эффект связан с:
1) улучшением потребительских свойств существующей продукции (электроэнергии);
2) совершенствованием технологических процессов с точки зрения снижения издержек производства;
3) повышением уровня автоматизации производства;
4) сдерживание роста тарифов на электроэнергию и, как следствие, повышение конкурентноспособности отечественной продукции.
Направленность предлагаемого проекта входит в научно-исследовательские российские и мировые приоритеты, что подтверждается разработкой ОАО «ФСК ЕЭС» с привлечением отраслевых и академических институтов «Концепции развития интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно-адаптивной сетью».
В настоящее время Федеральная сетевая компания ЕЭС России (ФСК) приступает к внедрению инновационных технологий в развитие Единой национальной электрической сети и инициирует проект создания «интеллектуальной электроэнергетической системы с активно-адаптивной сетью». На сегодняшний день ФСК уже реализует пилотные проекты в этой области, связанные с внедрением отдельных компонентов активно-адаптивных сетей.
На текущий момент ФСК ЕЭС России разработала Программу инновационного развития до 2016 г. с перспективой до 2020 г., основной целью которой является повышение надежности, качества и экономичности электроснабжения, что, учитывая направленность предлагаемого проекта, предполагает востребованность ожидаемых результатов. В настоящее время имеются хорошие перспективы коммерциализации результатов проекта в ОАО «Холдинг МРСК» и коммунальных электрических сетях благодаря переходу РСК на RAB-регулирование и экономической заинтересованности компаний холдинга в повышении энергоэффективности распределительных электрических сетей.
Аналитический обзор технической литературы показывает, что результаты проекта могут быть также востребованы в таких странах, как Индия, Бразилия, Нидерланды, Малайзия, Венесуэла, Китай и другие.

Текущие результаты проекта:
По п.1.1 получены следующие результаты:
1.Выявлено, что оценка и локализация коммерческой составляющей потерь не могут быть проведены с приемлемой точностью без объективной оценки технических потерь, что в свою очередь подразумевает наличие достаточно точной информации о схемных и режимных параметрах рассматриваемой сети. Выявлено, что существующие системы АИИС КУЭ (и аналогичные им) не позволяют с приемлемой точностью оценивать и локализовывать потери в условиях слабой определенности схемных параметров сети. В частности изменение сопротивлений элементов сети в процессе эксплуатации требует разработки системы идентификации параметров сети непосредственно в процессе ее работы, что возможно на основе синхронных измерений параметров режима.
2.Определено, что для достаточно точного расчета технической составляющей потерь электроэнергии рассинхронизация измерений режимных параметров вдоль рассматриваемой сети должна находиться в пределах ±80 мкс.
3.Обзор известных способов и программно-аппаратных решений синхронизации измерений в электрических сетях позволил сделать вывод, что наиболее перспективным направлением решения данной задачи является синхронизация измерительных модулей с использованием:
- синхронизации от внешних автономных источников опорных сигналов синхронизированных относительно UTC: GPS, код времени, импульсы, 1588 telecom profile (IRIG-B000, -B120, -B000 1344, -B120 1344);
- трансляции на объект сигнала синхронизации по информационной сети от локального источника синхроинпульсов по прецизионному протоколу времени (Precision Time Protocol);
- альтернативных схем синхронизации измерений комбинированием различных источников сигнала синхронизации.
По п. 1.2. получены следующие результаты:
1.Значительная часть изобретений относящихся к способам оценки потерь электроэнергии
опирается на расчет потерь посредством определения разницы в показаниях средств учета, установленных в рассматриваемой сети. Таким образом, оценка потерь производится за счет интегральных показателей, не учитывающих реальные схемные параметры сети с учетом их
возможного изменения.
2.В рассмотренных на текущий момент патентах не найден подход, опирающийся на оценку потерь совместно с мониторингом схемных параметров сети на основе синхронизированных мгновенных измерений параметров режима.
По п. 1.3. получены следующие результаты:
1.Создана математическая модель, позволяющая моделировать режим однофазной сети (в том числе с высшими гармониками) и измерения мгновенных значений токов и напряжений. Моделирование режима осуществляется путем расчета установившегося режима традиционными методами (методом Ньютона или «в два этапа») независимо для каждой гармоники, после чего восстанавливаются осциллограммы токов и напряжений на основе гармоник комплексов токов и напряжений с заданной погрешностью, точностью синхронизации и частотой дискретизации.
2.Разработанная модель позволяет исследовать влияние на точность локализации коммерческих потерь электроэнергии следующих факторов: несинусоидальности токов и напряжений; точности синхронизации измерений; погрешностей измерительных систем; частоты дискретизации измерений; числа дополнительных измерительных систем; числа узлов в сети.
3.Построена модель электрической сети 0,4 -10 кВ с использованием программы интерактивной среды Simulink. Реализованы модели счетчиков электроэнергии различных классов точности. В результате математического эксперимента установлены взаимосвязи между уровнями несинусоидальных возмущений в сети и параметрами режима электрической сети, измеряемыми смоделированными счетчиками.