Система управления дистрибуцией

Система управления распределением электроэнергии ( DMS ) представляет собой набор приложений, предназначенных для эффективного и надежного мониторинга и управления распределительными сетями электроэнергии . Он действует как система поддержки принятия решений, помогая диспетчерской и полевому эксплуатационному персоналу осуществлять мониторинг и управление системой распределения электроэнергии. Повышение надежности и качества обслуживания с точки зрения сокращения перебоев в подаче электроэнергии , минимизации времени простоев, поддержания приемлемых уровней частоты и напряжения являются ключевыми результатами DMS. Учитывая сложность распределительных сетей, такие системы могут включать взаимодействие и координацию между несколькими компонентами. Например, управление активными нагрузками может потребовать сложной цепочки связи через различные компоненты, как описано в разделе Патент США 11747849B2.

В последние годы использование электрической энергии возросло в геометрической прогрессии, а требования потребителей и определения качества электроэнергии сильно изменились. Поскольку электроэнергия стала неотъемлемой частью повседневной жизни, ее оптимальное использование и надежность стали важными. сети в реальном времени Просмотр и динамические решения стали инструментом оптимизации ресурсов и управления потребностями, что привело к необходимости систем управления распределением в крупномасштабных электрических сетях.

Обзор

Большинство распределительных компаний комплексно используют ИТ- решения через свою систему управления отключениями (OMS), которая использует другие системы, такие как система информации о клиентах (CIS), географическая информационная система (GIS) и система интерактивного голосового ответа (IVRS). Система управления отключениями электроэнергии имеет сетевой компонент/модель соединения системы распределения. Объединив места звонков клиентов о сбоях со сведениями о расположении защитных устройств (например, автоматических выключателей) в сети, механизм правил используется для прогнозирования мест сбоев. На основании этого намечаются восстановительные работы и направляется для них бригада.

Параллельно с этим распределительные предприятия начали развертывать системы диспетчерского управления и сбора данных (SCADA), первоначально только на своих подстанциях более высокого напряжения. Со временем использование SCADA постепенно распространилось на объекты с более низкими уровнями напряжения.

DMS получают доступ к данным в реальном времени и предоставляют всю информацию на единой консоли в центре управления интегрированным способом. Их развитие варьировалось на разных географических территориях. В США, например, DMS обычно росли за счет принятия Системы управления отключениями на новый уровень, автоматизирующие полные последовательности и обеспечивающие комплексное интегрированное представление всего спектра распределения. В Великобритании, напротив, гораздо более плотная и более разветвленная сетевая топология в сочетании с более строгим регулированием охраны труда и техники безопасности привела к ранней централизации операций по переключению высокого напряжения, первоначально с использованием бумажных записей и схематических диаграмм, напечатанных на больших настенных панелях, которые были « одеты» с магнитными символами, показывающими текущее состояние работы. Там DMS первоначально выросли из систем SCADA, поскольку они были расширены, чтобы обеспечить возможность электронного управления этими централизованными процедурами контроля и управления безопасностью. Эти DMS требовали еще более подробных моделей и схем компонентов/подключений, чем те, которые требовались для ранних OMS, поскольку должны были быть включены все возможные точки изоляции и заземления в сетях. Поэтому на таких территориях, как Великобритания, модели сетевых компонентов/подключений обычно сначала разрабатывались в DMS, тогда как в США они обычно строились в ГИС.

Типичный поток данных в DMS включает систему SCADA , систему хранения и поиска информации (ISR), коммуникационные (COM) серверы, интерфейсные процессоры (FEP) и полевые удаленные терминальные устройства (FRTU).

Почему ДМС?

Сократите продолжительность простоев
Повысьте скорость и точность прогнозирования сбоев.
Сократите патрулирование экипажа и время в пути за счет улучшенного обнаружения сбоев.
Повышение операционной эффективности
Определить ресурсы экипажа, необходимые для достижения целей восстановления.
Эффективно используйте ресурсы между операционными регионами.
Определите, когда лучше всего запланировать бригады взаимопомощи.
Повышение удовлетворенности клиентов
DMS включает в себя IVR и другие мобильные технологии, благодаря которым улучшается связь при перебоях при звонках клиентов.
Предоставляйте клиентам более точные расчетные сроки восстановления.
Повысьте надежность обслуживания, отслеживая всех клиентов, пострадавших от сбоя, определяя электрические конфигурации каждого устройства на каждом фидере и собирая подробную информацию о каждом процессе восстановления.

Функции DMS

Для поддержки правильного принятия решений и деятельности по эксплуатации и техническому обслуживанию решения DMS должны поддерживать следующие функции:

сети Инструменты визуализации и поддержки
Заявки на аналитические и корректирующие действия
Инструменты планирования коммунальных услуг
Схемы защиты системы

Различные подфункции, выполняемые DMS, перечислены ниже:

Анализ сетевых подключений (NCA)

Распределительная сеть обычно охватывает большую территорию и подает электроэнергию разным потребителям на разных уровнях напряжения. Поэтому найти необходимые источники и нагрузки в более крупном интерфейсе ГИС/Оператор часто бывает очень сложно. Панорамирование и масштабирование, обеспечиваемые обычным графическим интерфейсом системы SCADA, не соответствуют точным эксплуатационным требованиям. Анализ сетевых подключений — это функция, специфичная для оператора, которая помогает оператору очень легко идентифицировать или найти предпочтительную сеть или компонент. NCA выполняет необходимый анализ и отображает точки питания различных сетевых нагрузок. На основании состояния всех коммутационных устройств, таких как автоматический выключатель (CB), кольцевой главный блок (RMU) и/или изоляторы , которые влияют на топологию моделируемой сети, определяется преобладающая топология сети. NCA дополнительно помогает оператору узнать рабочее состояние распределительной сети, указывая радиальный режим, петли и параллели в сети.

График переключений и управление безопасностью

На таких территориях, как Великобритания, основной функцией DMS всегда была поддержка безопасного переключения и работы в сетях. Инженеры по управлению готовят графики переключения, чтобы изолировать и обеспечить безопасность участка сети перед выполнением работ, а DMS проверяет эти графики, используя свою сетевую модель. Графики переключения могут сочетать телеуправляемые и ручные (на месте) операции переключения. После того, как требуемый раздел стал безопасным, DMS позволяет выдать документ разрешения на работу (PTW). После его отмены, когда работа завершена, график переключения способствует восстановлению нормального режима работы. Коммутационным компонентам также можно пометить теги, отражающие любые действующие эксплуатационные ограничения.

Сетевой компонент/модель связности и связанные с ним диаграммы должны постоянно поддерживаться в актуальном состоянии. Таким образом, функция расписания переключения также позволяет применять «исправления» сетевой модели к действующей версии на соответствующих этапах выполнения заданий. Термин «патч» происходит от метода, ранее использовавшегося для поддержки диаграмм настенного экрана.

Государственная смета (ГЭ)

Оценщик состояния является неотъемлемой частью общей системы мониторинга и управления сетями электропередачи. В основном он направлен на обеспечение надежной оценки напряжения системы. Эта информация от средства оценки состояния передается в центры управления и серверы баз данных по сети. ^[1] Интересующие переменные указывают на такие параметры, как пределы эксплуатационных пределов, состояние оборудования и необходимые действия оператора. Оценщики состояния позволяют рассчитывать эти представляющие интерес переменные с высокой степенью достоверности, несмотря на тот факт, что измерения могут быть искажены шумом, отсутствовать или быть неточными.

Даже если мы не сможем напрямую наблюдать за состоянием, его можно вывести из сканирования измерений, которые предположительно синхронизированы. Алгоритмы должны учитывать тот факт, что присутствие шума может исказить результаты измерений. В типичной системе власти государство квазистатично. Постоянные времени достаточно малы, поэтому динамика системы быстро затухает (по отношению к частоте измерений). Похоже, что система проходит через последовательность статических состояний, которые обусловлены различными параметрами, такими как изменения профиля нагрузки. Входные данные оценщика состояния могут передаваться различным приложениям, таким как анализ потока нагрузки , анализ непредвиденных обстоятельств и другим приложениям.

Приложения распределения нагрузки (LFA)

Исследование потоков нагрузки является важным инструментом, включающим численный анализ , применяемый к энергосистеме. В исследовании распределения нагрузки обычно используются упрощенные обозначения, такие как однолинейная диаграмма, и основное внимание уделяется различным формам мощности переменного тока, а не напряжению и току. Он анализирует энергосистемы в нормальном установившемся режиме. Целью исследования потока мощности является получение полной информации об угле и величине напряжения для каждой шины в энергосистеме для заданной нагрузки и условий реальной мощности и напряжения генератора. Как только эта информация станет известна, можно аналитически определить поток активной и реактивной мощности в каждой ветви, а также выходную реактивную мощность генератора.

Из-за нелинейного характера этой проблемы для получения решения, находящегося в пределах приемлемого допуска, используются численные методы. Модель нагрузки должна автоматически рассчитывать нагрузки в соответствии с телеметрическими или прогнозируемыми токами в фидере. Он использует тип потребителя, профили нагрузки и другую информацию для правильного распределения нагрузки на каждый отдельный распределительный трансформатор. Исследования потока нагрузки или потока мощности важны для планирования будущего расширения энергосистем, а также для определения наилучшей работы существующих систем.

Управление вольт-вар (VVC)

Управление вольт-вар или VVC относится к процессу управления уровнями напряжения и реактивной мощностью (вар) во всех системах распределения электроэнергии . Эти две величины взаимосвязаны, поскольку, когда реактивная мощность течет по индуктивной линии (а все линии имеют некоторую индуктивность), в этой линии наблюдается падение напряжения. В состав VVC входят устройства, которые намеренно вводят реактивную мощность в сеть, чтобы изменить величину падения напряжения, а также оборудование, которое более непосредственно контролирует напряжение.

В устаревшей сети имеется три основных инструмента для управления напряжением: устройства РПН (LTC), регуляторы напряжения и батареи конденсаторов. LTC и регуляторы напряжения относятся к трансформаторам с переменным коэффициентом трансформации, которые размещаются в стратегических точках сети и регулируются для повышения или понижения напряжения по мере необходимости. Батареи конденсаторов управляют напряжением, «генерируя» реактивную мощность, и до сих пор являются основными инструментами, с помощью которых осуществляется истинное управление напряжением/вар. Эти большие конденсаторы подключаются к сети в шунтирующей конфигурации через переключатели, которые в закрытом состоянии позволяют конденсаторам генерировать реактивную мощность и повышать напряжение в точке подключения. В будущем дальнейшее VVC может осуществляться с помощью интеллектуальных инверторов и других ресурсов распределенной генерации, которые также могут подавать реактивную мощность в распределительную сеть. Приложение VVC помогает оператору смягчить последствия опасного низкого или высокого напряжения, предлагая необходимые планы действий для всего оборудования VVC. В плане будет указано необходимое положение ответвителя и состояние переключения конденсатора, чтобы гарантировать, что напряжение остается близким к его номинальному значению и, таким образом, оптимизировать функцию управления вольт-вар для энергосистемы.

Помимо поддержания стабильного профиля напряжения, VVC имеет потенциальные преимущества для токовой нагрузки (грузоподъемности по току) линий электропередачи. Могут существовать нагрузки, содержащие реактивные компоненты, такие как конденсаторы и катушки индуктивности (например, электродвигатели ), которые нагружают сеть. Это связано с тем, что реактивная часть этих нагрузок заставляет их потреблять больший ток, чем могла бы потреблять сравнимая в противном случае чисто резистивная нагрузка. Дополнительный ток может привести к нагреву оборудования, такого как трансформаторы, проводники и т. д., размер которого затем может потребовать изменения для выдерживания общего тока. Идеальная энергосистема должна контролировать поток тока путем тщательного планирования производства, поглощения и потока реактивной мощности на всех уровнях системы.

Приложение сброса нагрузки (LSA)

Системы распределения электроэнергии имеют длинные участки линий электропередачи , множество точек ввода и нестабильный потребительский спрос. Эти функции по своей сути уязвимы к нестабильности или непредсказуемым условиям системы, которые могут привести к критическому сбою. Нестабильность обычно возникает из-за колебаний энергосистемы из-за неисправностей, пикового дефицита или сбоев защиты. Схемы сброса и восстановления распределительной нагрузки играют жизненно важную роль в аварийной эксплуатации и управлении любым коммунальным предприятием.

Автоматизированное приложение для сброса нагрузки обнаруживает заранее определенные условия срабатывания в распределительной сети и выполняет заранее определенные наборы управляющих действий, таких как открытие или закрытие некритических фидеров, реконфигурация нисходящего распределения или источников впрыска или выполнение управления ответвлением на трансформаторе. Когда распределительная сеть сложна и охватывает большую территорию, экстренные меры, принимаемые в нисходящем направлении, могут снизить нагрузку на вышестоящие части сети. В неавтоматизированной системе осведомленность и ручное вмешательство оператора играют ключевую роль в устранении неполадок. Если проблемы не будут устранены достаточно быстро, они могут распространиться в геометрической прогрессии и привести к серьезным катастрофическим сбоям.

DMS необходимо предоставить модульное автоматизированное приложение для сброса и восстановления нагрузки, которое автоматизирует требования к аварийной работе и контролю для любого коммунального предприятия. Приложение должно охватывать различные действия, такие как отключение нагрузки при пониженной частоте (UFLS), нарушение ограничений и схемы отключения нагрузки в зависимости от времени суток, которые обычно выполняются оператором.

Управление отказами и восстановление системы (FMSR)

Надежность и качество электроснабжения – ключевые параметры, которые должна обеспечивать любая коммунальная компания. Сокращение времени простоя для потребителя должно улучшить все показатели надежности энергосистемы, поэтому FMSR или приложения автоматического переключения играют важную роль. Двумя основными функциями, необходимыми для FMSR, являются: управление переключением и предлагаемый план переключения.

Приложение DMS получает информацию о неисправностях из системы SCADA и обрабатывает ее для идентификации неисправностей и запуска приложения управления переключением; результаты преобразуются в планы действий приложениями . План действий включает в себя включение/выключение автоматических выключателей нагрузки/дистанций/секционаторов. План действий можно проверить в режиме изучения, предусмотренном функционалом. Управление переключением может быть ручным/автоматическим в зависимости от конфигурации.

Балансировка нагрузки посредством реконфигурации фидера (LBFR)

Балансировка нагрузки посредством реконфигурации фидера является важным приложением для коммунальных предприятий, где у них есть несколько фидеров, питающих перегруженную нагрузку область. Чтобы сбалансировать нагрузку в сети, оператор перенаправляет нагрузку в другие части сети. Управление нагрузкой на фидер (FLM) необходимо, чтобы вы могли управлять подачей энергии в системе распределения электроэнергии и выявлять проблемные области. Управление нагрузкой на фидер отслеживает жизненно важные показатели системы распределения и определяет проблемные области, чтобы оператор распределения был предупрежден и мог эффективно сосредоточить внимание там, где это больше всего необходимо. Это позволяет более быстро устранять существующие проблемы и дает возможность избежать проблем, что приводит как к повышению надежности, так и к повышению производительности энергоснабжения .

Аналогичным образом, реконфигурация фидера также используется для минимизации потерь . Из-за ряда сетевых и эксплуатационных ограничений инженерная сеть может эксплуатироваться на максимальной мощности, не зная о последствиях возникающих потерь. Общие потери энергии и потери доходов из-за этих операций должны быть сведены к минимуму для эффективной работы. Для этого приложение DMS использует приложение управления переключением, проблема минимизации потерь решается с помощью алгоритма оптимального потока мощности, и планы переключения создаются аналогично приведенной выше функции.

Прогнозирование распределительной нагрузки (DLF)

Прогнозирование нагрузки при распределении (DLF) предоставляет структурированный интерфейс для создания, управления и анализа прогнозов нагрузки. Точные модели прогнозирования электрической нагрузки необходимы для работы и планирования коммунальной компании . DLF помогает электроэнергетической компании принимать важные решения, включая решения о покупке электроэнергии, переключении нагрузки, а также развитии инфраструктуры.

Прогнозирование нагрузки классифицируется по разным срокам планирования: краткосрочное прогнозирование нагрузки или STLF (до 1 дня, среднесрочное прогнозирование нагрузки или MTLF (от 1 дня до 1 года) и долгосрочное прогнозирование нагрузки или LTLF (1–1 год). Для точного прогнозирования нагрузки в течение года различные внешние факторы, включая погодные условия, солнечную радиацию на душу населения , численность населения, сезонность валового внутреннего продукта необходимо учитывать охлаждения ветром и праздничные дни. Например, в зимний сезон можно учитывать средний коэффициент . добавляется в качестве объясняющей переменной в дополнение к тем, которые используются в летней модели. В переходные сезоны, такие как весна и осень, можно использовать метод преобразования. Для праздников нагрузку, связанную с отпуском, можно вычесть из нормальной нагрузки, чтобы оценить фактический отпуск. загружайте лучше.

различные прогностические модели Для прогнозирования нагрузки были разработаны на основе различных методов, таких как множественная регрессия , экспоненциальное сглаживание , итеративный метод наименьших квадратов с перевзвешиванием, адаптивное прогнозирование нагрузки, стохастические временные ряды, нечеткая логика , нейронные сети и экспертные системы, основанные на знаниях . Среди них наиболее популярными STLF были модели стохастических временных рядов, такие как модель авторегрессии (AR) , модель авторегрессии скользящего среднего (ARMA), модель интегрированного скользящего среднего авторегрессии (ARIMA) и другие модели, использующие нечеткую логику и нейронные сети.

DLF предоставляет возможности агрегирования данных и прогнозирования, которые настроены для удовлетворения сегодняшних требований и адаптации к будущим требованиям, а также должны иметь возможность создавать повторяемые и точные прогнозы.

Интеграция на основе стандартов

В любой интегрированной модели работы коммунального предприятия по доставке энергии существуют различные функциональные модули, такие как ГИС, решение для выставления счетов и измерений, ERP, система управления активами, которые работают параллельно и поддерживают рутинные операции. Довольно часто каждому из этих функциональных модулей необходимо периодически обмениваться данными или данными в реальном времени друг с другом для оценки текущего состояния работы сети, рабочих процессов и ресурсов (таких как команда, активы и т. д.). В отличие от других сегментов энергосистемы, распределительная система меняется или расширяется каждый день, и это может быть связано с добавлением нового потребителя, новой линией электропередачи или заменой оборудования. Если различные функциональные модули работают в нестандартной среде и используют собственные API и интерфейсы баз данных, инженерные усилия по управлению станут слишком большими. Вскоре станет сложно управлять растущими изменениями и дополнениями, что приведет к тому, что системная интеграция станет нефункциональной. Следовательно, утилиты не могут использовать все преимущества функциональных модулей, а в некоторых случаях; возможно, даже придется перенести системы в подходящую среду с очень высокими затратами.

Когда эти проблемы выявились, были инициированы различные процессы стандартизации обмена данными между приложениями. Было понятно, что интеграция на основе стандартов облегчит интеграцию с другими функциональными модулями, а также улучшит эксплуатационные характеристики. Это гарантирует, что утилита может находиться в среде, нейтральной к поставщику, для будущих расширений, что, в свою очередь, означает, что утилита может легко добавлять новые функциональные модули поверх существующих функций и легко эффективно передавать или извлекать данные без использования новых интерфейсных адаптеров.

Интеграция на основе стандартов IEC 61968

IEC 61968 — это стандарт, разрабатываемый Рабочей группой 14 Технического комитета 57 IEC и определяющий стандарты обмена информацией между приложениями систем распределения электроэнергии. Он предназначен для поддержки интеграции между приложениями предприятия коммунального хозяйства, которому необходимо собирать данные из различных приложений, которые могут быть новыми или устаревшими.

Согласно IEC 61968, DMS объединяет различные возможности, такие как мониторинг и контроль оборудования для подачи электроэнергии, процессы управления для обеспечения надежности системы, управление напряжением, управление спросом, управление отключениями, управление работами, автоматическое картирование и управление объектами. Суть стандартов IEC 61968 — это эталонная модель интерфейса (IRM), которая определяет различные стандартные интерфейсы для каждого класса приложений. Абстрактные (логические) компоненты перечислены для представления конкретных (физических) приложений. Например, такая бизнес-функция, как «Эксплуатация сети» (NO), может быть представлена различными бизнес-подфункциями, такими как «Мониторинг работы сети» (NMON), которые, в свою очередь, будут представлены абстрактными компонентами, такими как «Контроль состояния подстанции», «Контроль состояния сети» и «Контроль аварийной сигнализации». .

МЭК 61968 рекомендует определять системные интерфейсы совместимой межприкладной инфраструктуры с использованием унифицированного языка моделирования (UML). UML включает в себя набор методов графической записи, которые можно использовать для создания визуальных моделей объектно-ориентированных систем с интенсивным программным обеспечением. Серия стандартов IEC 61968 расширяет модель общей информации (CIM), которая в настоящее время поддерживается как модель UML, для удовлетворения потребностей распределения электроэнергии. Для структурированного обмена документами, особенно в Интернете, в качестве формата данных может использоваться расширяемый язык разметки (XML). Одним из его основных применений является обмен информацией между различными и потенциально несовместимыми компьютерными системами. Таким образом, XML хорошо подходит для системных интерфейсов управления распространением. Он форматирует полезные данные сообщения так, чтобы загружать их в различные транспортные средства обмена сообщениями, такие как SOAP ( простой протокол доступа к объектам ) и т. д.

Ссылки

^ Йи-Фан Хуан; Вернер, С.; Цзин Хуан; Кашьяп, Н.; Гупта, В., «Оценка состояния электроэнергетических сетей: решение новых задач, связанных с требованиями будущих сетей», журнал Signal Processing Magazine, IEEE, том 29, № 5, стр. 33, 43, сентябрь 2012 г.

Внешние ссылки

[1] Йи-Фан Хуан; Вернер, С.; Цзин Хуан; Кашьяп, Н.; Гупта, В., «Оценка состояния электроэнергетических сетей: решение новых задач, связанных с требованиями будущих сетей», журнал Signal Processing Magazine, IEEE, том 29, № 5, стр. 33, 43, сентябрь 2012 г.

[1]