CC BY
26
05.20.02 ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИИ И ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ _В СЕЛЬСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ_
05.20.02 УДК 621.3
DOI: 10.24411/2227-9407-2021-10004
Методика определения требуемого числа устройств сбора и передачи информации для создания цифрового представления распределительной электрической сети низкого и среднего уровня напряжений
И. М. Казымов , Б. С. Компанеец
Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова, Барнаул, Россия
* bahek1995@mail.ru
Аннотация
Введение. Статья посвящена разработке универсальной методики определения необходимого и достаточного числа устройств сбора и передачи информации для создания цифрового представления электрической сети с требуемым уровнем детализации.
Материалы и методы. Рассматриваются различные подходы к построению цифровых моделей распределительных электрических сетей, выполненных с различным уровнем детализации.
Результаты. Приводятся формулы для расчёта требуемого числа устройств сбора и передачи информации, указываются места и порядок их установки с целью обеспечения наиболее полной картины, даются рекомендации по выбору подхода к построению цифровых моделей в зависимости от внешних условий, приводятся требования к получаемой информации для построения таких моделей для обеспечения достоверности получаемых результатов.
Обсуждение. Предлагаемая методика позволяет определить потребное количество устройств сбора и передачи информации, необходимое к установке в распределительной сети для создания цифрового представления данной электрической сети, и обосновать выбор того или иного направления в построении цифровой модели -цифрового представления электрической сети.
Заключение. Приводимые варианты и направления использования получаемой в результате анализа информации, поступающей с организованной по предложенной методике цифровой модели электрической сети, исчерпывающе доказывают актуальность данного направления в исследованиях и потенциал создания умных электрических сетей. Полученные результаты могут быть использованы электросетевыми компаниями, крупными промышленными предприятиями, а также организациями - производителями оборудования для создания цифровых систем сбора и передачи информации.
Ключевые слова: автоматизированная информационно-измерительная система, коммерческие потери электрической энергии, модель электрической сети, распределительная электрическая сеть, технологические потери электрической энергии, устройство для контроля параметров электрической энергии, цифровой двойник, цифровизация электрических сетей.
Для цитирования: Казымов И. М., Компанеец Б. С. Методика определения требуемого числа устройств сбора и передачи информации для создания цифрового представления распределительной электрической сети низкого и среднего уровня напряжений // Вестник НГИЭИ. 2021. № 1 (116). С. 41-53. DOI: 10.24411/2227-94072021-10004
© Казымов И. М., Компанеец Б. С., 2021
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License. The content is available under Creative Commons Attribution 4.0 License.
Methodology for determining the required number of devices for collecting and transmission of information for creating a digital representation of a low and medium voltage distribution electric network
I. M. Kazymov , B. S. Kompaneets
Altai State Technical University named 1.1. Polzunov, Barnaul, Russia
* bahek1995@mail.ru
Introduction. This article is devoted to the development of a universal methodology for determining the required and sufficient number of devices for collecting and transmitting information to create a digital representation of the electrical network with the required detail level.
Materials and Methods. Various approaches to the construction of digital models of electrical distribution networks, performed with different levels of detail, are considered.
Results. Formulas for calculating the required number of devices for collecting and transmitting information are given, places and the method of their installation are indicated in order to provide the most complete picture, recommendations on the choice of an approach to creation the digital models depending on external conditions are given, requirements for the information received for construction of such models to ensure the reliability of the results are obtained.
Discussion. The proposed methodology makes it possible to determine the required number of devices for collecting and transmitting information required for installation in a distribution network to create a digital representation of a given electrical network and justify the choice of one or another direction in creation a digital model - a digital representation of an electrical network.
Conclusion. The given options and directions of using the information obtained as a result of the analysis, coming from the digital model of the electric network, organized according to the proposed methodology, exhaustively prove the relevance of this direction in research and the potential for creating smart electric networks. Power grid companies, large industrial enterprises, as well as organizations - equipment manufacturers of the digital systems for collecting and transmitting information, can use the obtained results.
Keywords: automatical information and measurement system, commercial losses of electric energy, model of electric network, distribution electric network, technological losses of electric energy, device for monitoring parameters of electric energy, digital twin, digitalization of electric networks.
For citation: Kazymov I. M., Kompaneets B. S. Methodology for determining the required number of devices for collecting and transmission of information for creating a digital representation of a low and medium voltage distribution electric network // Bulletin NGIEI. 2021. № 1 (116). P. 41-53. (In Russ.). DOI: 10.24411/2227-9407-2021-10004
Abstract
Введение
менными технологическими решениями, применяя которые компания обеспечит преимущество в темпах снижения удельных операционных и инвестиционных затрат, оптимизирует развитие, содержание инфраструктуры и структуру управления технологическими процессами, а кроме того, решение данных задач откроет возможности предоставления новых сервисов, таких как формирование тарифного меню, подключение малой распределённой генерации, создание инфраструктуры для электрозаправок и т. д. [2, с. 4]. В 2018-2019 гг. были определены ключевые направления цифровизации электрических сетей. В рамках Международного форума «Российская энергетическая неделя» (РЭН-2018) прошла встреча главных инженеров электросетевых компаний на тему «Цифровизация электрической
В настоящее время цифровизация электроэнергетических систем и сетей является одним из важнейших направлений развития отечественной и мировой электроэнергетики. Так, задача цифрови-зации электроэнергетического комплекса была поставлена в 2018 году Указом Президента Российской Федерации [1, с. 11]. На основании данного указа ведущими электросетевыми компаниями страны были сформированы концепции проведения цифровизации сетей, в которых говорится о важности работ в данном направлении и планах компаний по осуществлению цифровой трансформации электросетевого комплекса страны. Согласно одной из разработанных концепций, цифровая трансформация должна обеспечить российский рынок совре-
сети», на которой было определено, что цифровая сеть - это основа электросетевого комплекса будущего, а, в свою очередь, электросетевой комплекс будет представлять собой совокупность объектов электросетевого хозяйства, ключевым фактором управления которыми являются данные в цифровом виде, и на цифровых технологиях будет основываться вся система управления производственной деятельностью в электросетевых компаниях [3, с. 12; 13]. Таким образом, цифровизация электрических сетей и создание их «цифровых двойников» - цифровых моделей, являющихся цифровым представлением электрической сети, являются на сегодняшний день актуальными и современными направлениями исследований.
Для создания цифрового двойника сети могут быть использованы различные устройства, способные определять параметры электрической энергии в точке подключения к сети. В общем случае эти устройства должны являться устройствами сбора и передачи информации. Однако на данный момент единственными цифровыми устройствами в распределительных сетях низкого и среднего напряжений, способными собирать и удалённо передавать информацию о параметрах электрической сети, остаются приборы учёта электрической энергии, используемые для коммерческого учёта электроэнергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ). Устройства сбора и передачи информации о параметрах электрической энергии или устройства для контроля электрических сетей и их конструкция известны [4], однако список параметров, которые должны передавать подобные устройства для создания полноценного «цифрового двойника» электрической сети и обеспечения эффективности принимаемых на основании поступающей информации организационных и технических мер, является достаточно обширным и содержит:
- ток в контролируемой линии;
- напряжение в месте присоединения;
- потребляемая мощность;
- коэффициент мощности нагрузки контролируемой линии;
- потреблённая электрическая энергия за произвольный период времени.
Очевидно, что вышеуказанные параметры электрических величин должны собираться в статистические архивы таким образом, чтобы в любое время информация о значении того или иного параметра могла быть доступна как в виде мгновенных значений, так и в виде статистических данных за произвольный период времени.
Основную сложность в проектировании и построении цифрового представления электрической сети составляет выбор технического решения по оснащению данной сети устройствами сбора и передачи информации, так как очевидно, что полнота цифрового представления сети тем выше, чем выше число устройств, установленных в рассматриваемой сети, и тем ближе указанное цифровое представление к полноценному «цифровому двойнику» электрической сети.
Материалы и методы
Одиночное устройство сбора и передачи информации будет способным обеспечить учёт электроэнергии или контроль за единичным участком электрической сети, в таком случае наиболее рациональным решением будет установить его на наиболее нагруженном участке сети (на отходящих выводах силового трансформатора или другого источника питания), так как это позволит определять мгновенные значения параметров электрической энергии всей контролируемой сети и даст наибольшую по ценности информацию. Однако даже в этом случае сбор имеющей практическое значение информации о параметрах электрической сети для анализа эффективности работы сети может быть осуществлён только на основе сопоставления с уже установленными на отходящих присоединениях приборами учёта электроэнергии (для этого могут использоваться как коммерческие, так и технические узлы учёта).
При этом становится невозможным определить мгновенные потери электрической энергии, а также анализировать состояние сети в заданный момент времени, что не позволит своевременно выявлять и фиксировать как технологические [5], так и коммерческие [6] потери в сети. Таким образом, хищение электрической энергии в данном случае может быть зафиксировано только по прошествии расчётного периода, что не позволит вести эффективную борьбу с коммерческими потерями (хищением электрической энергии) [7; 8] и удалённо определять факт и место их возникновения.
На основании вышеизложенного можно заключить, что системой сбора и передачи информации о параметрах электрической энергии в сети может называться система, состоящая из центрального обрабатывающего компьютера с установленным необходимым программным обеспечением и приборов для контроля параметров электрической энергии в точке их установки в количестве двух и более штук (верхний предел на практике ограничивается конечным числом потребителей электрической энергии и элементов электрической сети в реальных распределительных сетях), причём обяза-
тельной является установка прибора на выводах источника питания. В общем случае для ситуации, в которой не требуется контроля технического состояния каждого элемента электрической сети, необходимое число приборов учёта может быть рассчитано по формуле (1)
Nmin = К, + 1, (1)
где Nn - число отходящих линий.
Нетрудно заметить, что формула (1) применима для распределительных сетей магистрального типа, в которых точками ветвления являются точки присоединения к линии отпаек, питающих контролируемые присоединения. В данном случае устройства должны устанавливаться в точке присоединения отпайки таким образом, чтобы измерение напряжения производилось в точке ветвления, а измерение тока производилось в отходящих к потребителю проводниках. Также данная формула может применяться в случаях, когда от системы сбора и передачи информации о параметрах электрической сети требуется лишь определять общую величину потерь в сети и указывать на «подозрительный» её участок, который в общем случае будет содержать более одного элемента. В таком случае определение конкретного места в сети, являющегося центром возникновения потерь, не составит трудностей [10; 11].
В том случае, если требуется более высокая точность в определении места возникновения потерь, требуется устанавливать дополнительные приборы в точках ветвления сети, когда более одного ответвления из рассматриваемой точки электрической сети не является отпайкой к конечному потребителю электрической энергии (например, распределительное устройство, в котором одна линия разделяется на несколько, каждая их которых впоследствии имеет ответвления такого же типа), требуемое количество приборов для электрической сети следует определять по формуле (2):
Nmin = Nu, + tfT.B. + 1, (2)
где NB - число отходящих линий; NTBB - число точек ветвления.
Совершенно очевидно, что дополнительные приборы следует устанавливать в точках ветвления таким образом, чтобы измерение напряжения производилось в точке ветвления, а измерение тока производилось в проводниках, идущих в точку ветвления по направлению от источника питания.
Однако для создания наиболее точного «цифрового двойника» сети требуется организовать контроль за параметрами электрической энергии в большем количестве точек для обеспечения возможности отслеживания потерь на каждом элементе
сети. В общем случае это может быть любой элемент: от разъединителя до установленного понижающего трансформатора для обеспечения гальванической развязки (необходимым условием для последнего случая является приведение параметров электрической энергии к уровням первичной сети). В таком случае требуемое количество приборов вычисляется по формуле (3):
Nmin = Na, + NTmBm + ЫЭшСш + 1, (3)
где Nn - число отходящих линий; NTB - число точек ветвления; N3 C - число элементов сети.
В данном случае дополнительные приборы следует устанавливать, помимо всех прочих условий (справедливых для формул 1 и 2), после каждого элемента электрической сети (например, в конце линии при подключении её на разъединитель и на отходящих клеммах этого же разъединителя; или в конце линии при подключении её на понижающий трансформатор и на отходящих выводах этого же трансформатора).
Стоит отметить, что организация системы сбора и передачи информации о параметрах электрической сети при установке приборов контроля в количестве, рассчитанном по формуле (3), может считаться «цифровым двойником» электрической сети при условии сбора всех требуемых параметров ввиду того, что на основе получаемых в ходе работы такой системы данных каждый элемент электрической сети: как конечный (в виде отходящего к конечному потребителю присоединения), так и промежуточный (линии, коммутационные аппараты, разделительные трансформаторы и тому подобные элементы) может быть представлен в цифровом выражении как элемент, имеющий два основных параметра:
- изменение силы тока AI при прохождении через элемент (физический смысл для промежуточных элементов - утечка тока любого характера, а для конечных элементов - потребление через контролируемое присоединение);
- изменение напряжения AU в электрической сети при прохождении сквозного тока через элемент (физический смысл для промежуточных элементов - падение напряжения на элементе).
Следствием вышеописанного является то, что получаемые при работе системы сбора и передачи информации данные об электрической сети, полученные с использованием приборов в количестве, рассчитанном по формуле (3), и расположенные в сети так, как показано на рисунке 3, могут быть использованы в качестве исходной информации для методик по расчёту потерь, основанных на применении нечёткой логики, а также обработки больших массивов данных [12; 13; 14; 15; 16; 17].
Анализ вышеописанных предложений по представлению получаемой информации позволяет прийти к следующим выводам: следует разделять получаемые данные по признаку принадлежности к конечным либо промежуточным элементам и создавать цифровую модель на основе двух параметров: силы тока и напряжения. Эти два параметра, а также сдвиг фаз между током и напряжением будут являться основными и на их основе будут рассчитаны остальные показатели как мгновенные, так и накопительные (интегральные).
Мгновенные значения различных показателей (мощность, коэффициент мощности) помогут определить небаланс токов и мощностей в сети и выявить место возникновения потерь. Очевидно, что коммерческие потери приводят к небалансу токов и мощностей, а технические - в основном к небалансу мощностей (так как для большинства рассматриваемых сетей утечками тока в нормаль-
ном режиме работы можно пренебречь за их малой величиной).
Интегральные (или накопительные) показания формируются расчётным способом исходя из мгновенных показаний и по большей части служат для статистического представления параметров электрической сети: по ним можно наблюдать динамику изменения величины потерь, выполнять диагностику различных элементов сети и прогнозировать возникновение технологических нарушений [18; 19].
Для представления различных вариантов выполнения системы контроля параметров электрической сети следует рассмотреть три варианта, представленных на рис. 1-3. Окружность, выполненная штриховой линией, показывает установленное устройство сбора и передачи информации. Внутри окружности стрелкой показано место измерения силы тока, а закрашенной окружностью - место измерения напряжения.
Рис. 1. Система контроля параметров электрической сети с числом приборов, рассчитанным по формуле (1)
Fig. 1. The system for monitoring the parameters of the electrical network with the number of devices calculated by the formula (1)
Не составляет труда заметить, что в данном случае не могут быть проконтролированы параметры элементов, находящихся «внутри сети», а потому при наличии в сети коммерческих и/или повышенных технологических потерь место их возникновения может быть определено лишь приблизительно с точностью до интервала между ближайшими по ходу «разворачивания» линии приборами. Данная вариация системы контроля не будет обеспечивать полноту данных, так как вышеупомянутые интервалы содержат в общем случае более, чем
один элемент, а если речь идёт о городских и сельских электрических сетях, то в них могут присутствовать протяжённые линии, вследствие чего точность, с которой позволяет определять место возникновения потерь данная вариация системы контроля, оказывается недостаточной.
Более высокую точность обеспечивает вариант реализации системы контроля параметров электрической сети, показанный на рис. 2.
По сравнению с предыдущим вариантом, данный вариант обеспечивает более высокую точность,
так как при таком построении системы контроля параметров электрической сети точность определения места возникновения потерь сходится до участка сети (линия в совокупности с коммутационными и другими аппаратами). В этом случае становится возможным в общем случае определить точное место возникновения потерь электрической энергии:
- для коммерческих потерь - с тремя параметрами-координатами: участок сети, расстояние от начала участка до места возникновения потерь, величина потерь;
- для технических потерь - с двумя параметрами: участок сети, величина потерь.
Рис. 2. Система контроля параметров электрической сети с числом приборов, рассчитанным по формуле (2) Fig. 2. The system for monitoring the parameters of the electrical network with the number of devices calculated by the formula (2)
Исходя из вышеописанного, можно заключить, что в случае необходимости контроля только мест возникновения коммерческих потерь использование данного варианта построения системы контроля параметров электрической сети является необходимым и достаточным для обеспечения точного определения факта и места неучтённого потребления электрической энергии в распределительной сети. При этом такой вариант не позволяет диагностировать состояние каждого элемента электрической сети, а потому не может быть использован для построения полноценного «цифрового двойника» электрической сети.
Наиболее высокую точность обеспечивает третий вариант реализации системы контроля параметров электрической сети, показанный на рис. 3. Именно этот вариант позволит выполнить создание «цифрового двойника» электрической сети ввиду того, что каждый элемент, входящий в
состав сети, может быть представлен набором параметров. Именно разделение сети на конкретные элементы позволяет обеспечить такую точность расчётов и диагностики, которая может лечь в основу создания ещё более совершенных систем по построению максимально эффективных электрических сетей. Данное направление приближается к актуальному направлению в электроэнергетике на сегодняшний день - построению «умных» сетей «Smart Grid».
Из представленного на рис. 3 следует, что влияние каждого элемента электрической сети может быть учтено и показано в отдельности, в том числе в отрыве от остальных элементов. Исходя из показанной на рисунке 3 модели электрической сети, становится возможным рассуждать о построении цифровой модели - «цифрового двойника сети», которая могла бы учитывать в своей работе каждый элемент электроэнергетической системы.
Рис. 3. Система контроля параметров электрической сети с числом приборов, рассчитанным по формуле (3) Fig. 3. The system for monitoring the parameters of the electrical network with the number of devices calculated by the formula (3)
Рис. 4. Цифровое представление электрической сети с числом приборов, рассчитанным по формуле (3) Fig. 4. Digital representation of the electrical network with the number of devices calculated by the formula (3)
Результаты
Упрощённое представление цифровой модели показано на рисунке 4, где штриховой линией показаны точки установки приборов контроля параметров электрической энергии, элементы (иными словами - участки сети) обозначены условно и имеют три параметра:
- наименование (Л - линия; Р - разъединитель; Т - трансформатор; П - потребитель) с нумерацией согласно правилам выполнения нумерации;
- величина утечки тока на элементе Д1 (для потребителей имеет смысл использовать параметр потребляемого тока /);
- величина падения напряжения на элементе Ди (для потребителей имеет смысл использовать параметр напряжения в точке подключения У).
Стоит отметить важное замечание: линии связи между элементами отражают последовательность и способ их соединения между собой и не подразумевают наличия дополнительных элементов.
Нетрудно заметить, что в данном случае не учтены сборные шины распределительных устройств в качестве отдельных элементов (например, отсутствует прибор контроля параметров электрической энергии на отходящих клеммах «Р2»). Это допущение сделано ввиду высокой надёжности сборных шин и малой их физической протяжённости. При этом сохраняется возможность идентификации повреждённого участка шин ввиду наличия множества устройств на отходящей стороне сборных шин.
Элементы заданы лишь относительными значениями параметров для обеспечения оптимального соотношения: число параметров - информативность. Ввиду того, что параметрами конечных элементов являются абсолютные значения электрических величин, абсолютное значение каждой из величин в любой точке сети может быть получено при помощи простейших арифметических операций на основании уже имеющихся значений. Именно благодаря этому решению достигается удобство цифрового представления электрической сети в первом приближении.
Цифровое представление электрической сети может быть выполнено в том числе и на основании системы контроля параметров электрической сети, выполненной на основании рис. 1. Данный вариант представления показан на рис. 5.
В данном случае не имеет смысла рассмотрение потребителей 9-12 в отдельности, так как фактически они присоединяются к одной точке (сборным шинам) электрической сети, поэтому при анализе охваченности сети по приборам контроля па-
раметров электрической энергии их можно объединить в одного потребителя и не получить существенную потерю точности. При этом становится ясно, что участок «1» на рисунке 5 содержит в себе, если проводить аналогии с рис. 4, четыре элемента (Л1, Р1, Л2, Р2), а участок «2» содержит не только последовательно соединённые элементы, но и элементы ветвления.
1 1 т / и
1 1
1 1 п7 / и
1 1
1 1 пз
1 1 и
1 1 ГЦ
1 1 и
1 1 ГБ
1 1 и
1 1 ГЬ
1 1 и
1 1 ГТ7
1 1 и
1 1 пв
1 1 и
то
' I--'
и гт
1 I--'
и nv
—j- /
и
Рис. 5. Цифровое представление электрической сети с числом приборов, рассчитанным по формуле (1) Fig. 5. Digital representation of the electrical network with the number of devices calculated by the formula (1)
Обсуждение
Учитывая вышесказанное, следует отметить, что в случае, если участок электрической сети содержит только последовательно соединённые элементы, то определение места возникновения коммерческих потерь всё равно может быть определено с требуемой точностью, однако того же самого нельзя утверждать о технологических потерях, так как данный участок содержит разные по своей структуре и природе элементы. Однако в том случае, если участок электрической сети содержит ещё
и элементы ветвления, то возможность установить место возникновения коммерческих потерь сохраняется только в некоторых частных случаях конфигурации сети и структуры потребления электрической энергии. И даже в этой ситуации точность серьёзно нарушается ввиду того, что получаемые значения формируются расчётным путём, не будучи напрямую измеренными, что приводит к повышению относительной погрешности на каждой итерации расчёта. Касаемо технологических потерь ситуация оказывается аналогичной: точность существенно теряется по ходу «движения» от конечных потребителей к источнику питания. Кроме всего прочего, создаётся возможность для создания более точных моделей процессов, происходящих в электрических сетях [20].
Анализ эффективности работы электрической сети может быть проведён только при организации работающей системы контроля параметров электрической сети на основе центрального обрабатывающего компьютера и определённого числа приборов контроля параметров электрической энергии. В этом случае показания приборов, установленных в различных точках электрической сети, должны быть переданы на центральный обрабатывающий компьютер при помощи установленных каналов цифровой связи с соблюдением условия одновременности снятия показаний. Условие одновременности снятия показаний приборов должно обеспечиваться программной частью приборов и быть синхронизированным по времени. Синхронизация обеспечивается внутренними часами устройства, которые, в свою очередь, синхронизируются с часами центрального обрабатывающего компьютера в определённые периоды. Таким образом, центральный обрабатывающий компьютер лишь устанавливает частоту снятия исходя из актуальных задач и принимает одновременно снятые показания со всех точек электрической сети.
Таким образом в реальных устройствах обеспечивается достоверность получаемой картины распределения параметров электрической энергии в распределительной сети и создаётся основа для сбора статистических данных, из анализа которых впоследствии могут быть сделаны определённые выводы.
Учитывая малое число ветвлений в сетях среднего напряжения: в основном линии среднего напряжения идут от понизительной подстанции напряжением 110 или 220 кВ напрямую на трансформаторные подстанции 10(6)/0,4 кВ или на РУ-10(6) кВ, а также принимая во внимание тот факт, что для сетей низкого напряжения наиболее характерными являются коммерческие потери, можно заключить,
что наиболее оптимальным вариантом построения системы контроля параметров электрической энергии в объединённой электрической сети среднего и низкого напряжений будет второй вариант (организованный на основе числа приборов, рассчитанного по формуле (2)). В таком случае на стороне низкого напряжения будут с достаточной точностью определяться точки возникновения коммерческих потерь, а число элементов, входящих в состав участка, за которым обнаружен повышенный уровень технологических потерь, не будет слишком высоким. Что касается стороны среднего напряжения, то коммерческие потери не так актуальны на этом уровне напряжения (если подразумевать хищение электроэнергии), а ситуация с технологическими потерями повторяет таковую для сетей низкого напряжения. Причина, по которой для сетей среднего напряжения не рекомендуется применять упрощённую систему контроля параметров электрической сети (рис. 2), заключается в том, что даже в нормальном режиме работы существуют утечки тока на землю, которые должны быть учтены и проанализированы с целью недопущения ошибок в расчётах и диагностике элементов сети.
Подведя итог, можно заключить, что применение приборов контроля параметров электрической энергии не только у конечных потребителей, но и в местах ветвления приводит к получению необходимой точности получаемых моделей, которые, однако, не могут быть названы полноценными «цифровыми двойниками» электрической сети.
Заключение
Цифровое представление электрических сетей обладает важным аспектом - модульностью. Это означает, что из общей картины электрической сети может быть выделен один участок, содержащий ряд элементов (в том числе конечных - потребителей), и тем самым получено представление любого масштаба, удобное для восприятия и проведения анализа человеком. В продолжение данной мысли можно отметить, что наиболее вероятным направлением развития будет объединение электрических сетей среднего и низкого напряжения в единую электрическую сеть в цифровом её представлении. Учитывая масштабы сельских и городских, а также производственных распределительных сетей и их сложно разветвлённую структуру, модульность цифровой модели позволит создать относительно простую модель объединённой сети, в которой каждый участок будет представлен набором отдельных элементов и, при необходимости, может быть разложен на составляющие для получения максимально подробного представления с целью выяснения как точек
возникновения коммерческих потерь, так и для определения элементов, имеющих повышенные технологические потери.
В этом случае цифровое представление объединённой электрической сети для среднего напряжения будет таким же, как и показанное на рисунке 4, с одним условием, что элементы типа «П» -конечные потребители не являются потребителями, а являются подсетями низкого напряжения, которые при необходимости могут быть разложены на сети подобного вида.
Рассматривать цифровизацию электрических сетей отдельно от стремительно развивающейся в настоящее время АИИС КУЭ невозможно. И неизбежно возникает проблема в дублировании описываемым прибором большинства функций современных коммерческих приборов учёта, поддерживающих АИИС КУЭ. Действительно, при условии, что электрическая сеть оснащена такими приборами учёта электрической энергии, установленными у каждого конечного потребителя и являющимися расчётными, построение системы контроля параметров электрической сети может быть упрощено следующим образом: отпадает необходимость в установке приборов контроля параметров электрической энергии у конечных потребителей и, чаще всего, на вводе источника питания, в этом случае достаточно лишь установить разрабатываемые приборы в точках ветвления правильным образом, а также подключить все имеющиеся в сети приборы на работу с центральным обрабатывающим компьютером. Использование подобных систем описывается в иностранной литературе [21; 22].
Нетрудно заметить, что подобный вариант развития накладывает ограничение на способ реализации канала связи между прибором и центральным обрабатывающим компьютером, делая необходимостью его полную совместимость с каналами связи, применяемыми для традиционных приборов учёта электрической энергии.
Таким образом, организация систем контроля параметров электрической сети и создания «цифровых двойников» электрических сетей является неизбежным этапом эволюции строительства со-
временных сетей и, ввиду высокой стоимости традиционных приборов учёта, способных поддерживать работу такой системы, наиболее актуальной в настоящий момент является проблема разработки и создания приборов для контроля параметров электрической энергии, которые обладали бы некоторыми основными свойствами, такими как: низкая стоимость; возможность подключения к сети без необходимости разрыва питающих проводов; способность работать в системе, состоящей не только из подобных приборов, но и из традиционных коммерческих приборов учёта электрической энергии.
В качестве основной перспективы дальнейшего развития стоит отметить создание так называемых «умных» сетей «Smart Grid», что позволило бы в том числе коренным образом изменить подход к организации технического обслуживания и ремонта электрических сетей, совершив переход от системы плановых ремонтов к производству ремонтов на основе фактического состояния элементов электрической сети, а расширение функционала разрабатываемых приборов вкупе с применением наиболее подробной системы контроля параметров электрической сети позволило бы ещё точнее определять состояние оборудования (например, применение датчика запылённости помещения позволило бы определить время возникновения фактической необходимости в очистке элементов сети от пыли и отложений) [23]. Также создание и накопление базы статистических данных позволило бы прогнозировать и, следовательно, предупреждать возникновение коммерческих или повышение технологических потерь, что привело бы к повышению общей эффективности работы сети. Ещё одним направлением развития является интеграция с существующими системами телемеханики и телеуправления, которые бы позволили в полной мере реализовать «умное» поведение электрической сети, значительно уменьшив время реакции на угрозу возникновения технологических нарушений (вопрос правильности и надёжности работы такой системы при использовании её в качестве одной из ступеней защиты не рассматривается в настоящей статье).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Указ Президента Российской Федерации от 7 мая 2018 г. № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года. 19 с.
2. Концепция «Цифровая трансформация 2030» [Текст]: Концепция ПАО «Россети». 2018. 31 с.
3. Главные инженеры электросетевых компаний обсудили вопросы цифровизации электрических сетей // Электроэнергия. Передача и распределение. М. : Издательство Кабель, 2018. № 6 (51). С. 12-15.
4. Козлов А. В., Виноградов А. Ю. Методика формирования цифровых моделей схем электроснабжения промышленных предприятий // Известия НТЦ единой энергетической системы. Научно-технический центр
Единой энергетической системы. Противоаварийное управление (Санкт-Петербург) - Санкт-Петербург, 2019. Вып. 60. С. 105-116.
5. Aranha Neto, Edison A. C., Coelho J. Probabilistic methodology for Technical and Non-Technical Losses estimation in distribution system // Electric Power Systems Research. 2013. V. 97. P. 93-99.
6. Viegas J. L., Esteves P. R., Melício R., Mendes V. M. F., Vieira S. M. Solutions for detection of non-technical losses in the electricity grid // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. V. 80. P. 1256-1268.
7. Красник В. В. 102 способа хищения электроэнергии. Москва : НЦ ЭНАС. 2011. 160 с.
8. Красник В. В. 101 способ хищения электроэнергии. Москва : НЦ ЭНАС. 2005. 112 с.
9. Bezerra U. H., Soares T. M., Vieira J. P. A., Manito A. R. R., Paye J. C. H. Equivalent operational impedance: A new approach to calculate technical and non-technical losses in electric distribution systems // 7th Brazilian Electrical Systems Symposium. 2018. P. 1-6.
10. Ibrahim K. A., Au M. T., Gan C. K., Tang J. H. System wide MV distribution network technical losses estimation based on reference feeder and energy flow model // In-ternational Journal of Electrical Power and Energy Systems. 2017. V. 93. P. 440-450.
11. Viegas J. L., Es-teves P. R., Melício R., Mendes V. M. F., Vieira S. M. Solutions for detection of nontechnical losses in the electricity grid, Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. V. 80. P. 1256-1268.
12. Ahmad T. Non-technical loss analysis and preven-tion using smart meters // Renewable and Sus-tainable Energy Reviews, 2017. V. 72. P. 573-589.
13. Кручинина В. М., Рыжкова С. М. Кооперативы в сфере энергообеспечения сельского хо-зяйства (с учетом зарубежного опыта) // Вестник Воронежского государственного университета инженерных технологий. 2019. Т. 81. № 1. С. 470-479. https://doi.org/10.20914/2310-1202-2019-1-470-479.
14. Kochneva E., Sukalo A. Impact of technical losses calculation method on bad data validation on the basis of a posteriori analysis // IEEE International Ener-gy Conference, ENERGYCON. 2016.
15. Monedero I., Biscarri F., León C., Biscarri J., Millán R. Detection of frauds and other non-technical loss-es in a power utility using Pearson coefficient, Bayesian net-works and decision trees // International Journal of Electrical Power and Energy Systems. 2012. V, 34, Is. 1. P. 90-98.
16. Huang S. C., Lo Y. L., Lu C. N. Non-technical loss detection using state estima-tion and analysis of variance // IEEE Transactions on Power Systems. 2013. V. 28, Is. 3. P. 2959-2966.
17. Gawlak A. Analysis of technical losses in the low and medium voltage power network // 11th Interna-tional Scientific Conference Electric Power Engineering, EPE. 2010. P. 119-123.
18. Ramos C. C. O., Souza A. N., Papa J. P., Falcao A. X. Fast non-technical losses identification through Optimum-Path Forest // 15th International Conference on Intelligent System Applications to Power Systems, ISAP. 2009.
19. Белый В. Б. Модель процессов потребления электроэнергии коммунально-бытовым сектором в сельских электрических сетях // Энерго- и ресурсосбережение - XXI век. Материалы XVII Международной научно-практической конференции. Алтайский государственный аграрный университет. 2019. С. 42-45.
20. Chatterjee S., Archana V., Suresh K., Gupta R., Doshi F. Detection of non-technical losses using advanced metering infrastructure and deep recurrent neural networks // 17th IEEE International Conference on Environ-ment and Electrical Engineering and 2017 1st IEEE Industrial and Commercial Power Systems Europe, EEEIC. I and CPS Europe. 2017.
21. Queiroz L. M. O., Lyra C. Adaptive hybrid genetic algorithm for tech-nical loss reduction in distribution networks under variable demands // IEEE Transactions on Power Systems. 2009. V. 24. Is. 1. P. 445-453.
22. Henriques H. O., Correa M. R. L. S. Use of smart grids to monitor technical losses to improve nontechnical losses estimation // 7th Brazilian Electrical Systems Sympo-sium. 2018. P. 1-6.
Дата поступления статьи в редакцию 28.10.2020, принята к публикации 22.11.2020.
Информация об авторах: КАЗЫМОВ ИВАН МАКСИМОВИЧ,
аспирант кафедры «Электрификация производства и быта»
Адрес: Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова, 656038, Россия, г. Барнаул, проспект Ленина, 46 E-mail: bahek1995@mail.ru Spin-код: 8464-5810
КОМПАНЕЕЦ БОРИС СЕРГЕЕВИЧ,
кандидат технических наук, доцент кафедры «Электрификация производства и быта»
Адрес: Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова, 656038, Россия, г. Барнаул, проспект Ленина, 46 E-mail: kompbs@mail.ru Spin-код: 7371-4290
Заявленный вклад авторов:
Казымов Иван Максимович: сбор и обработка материалов, подготовка первоначального варианта текста, верстка и форматирование работы, написание окончательного варианта текста. Компанеец Борис Сергеевич: научное руководство, анализ и дополнение текста статьи.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи
REFERENCES
1. Ukaz Prezidenta Rossiyskoy Federatsii ot 7 maya 2018 g. No. 204 «O natsional'nykh tselyakh i strate-gicheskikh zadachakh razvitiya Rossiyskoy Federatsii na period do 2024 goda» [On national goals and strategic objectives of the development of the Russian Federation for the period until 2024], Decree of the President of the Russian Federation of May 7, 2018, No. 204, 19 p. (In Russian).
2. Kontseptsiya «Tsifrovaya transformatsiya 2030» [The concept of «Digital Transformation 2030»], The concept of PJSC Rosseti. 2018, 31 p. (In Russian).
3. Glavnyye inzhenery elektrosetevykh kompaniy obsudili voprosy tsifrovizatsii elektricheskikh setey [The chief engineers of the electric grid companies discussed the digitalization of electric networks], Elektroenergiya. Peredacha i raspredeleniye [Electricity. Transmission and distribution], 2018, Vol. 6 (51), pp. 12-15. (In Russian).
4. Kozlov A. V., Vinogradov A. Yu. Metodika formirovaniya tsifrovykh modeley skhem elektrosnabzheniya promyshlennykh predpriyatiy [A method of forming a digital simulation models of the industrial enterprises power supply schemes], Izvestiya ntts yedinoy energeticheskoy sistemy [Izvestia STC of a unified energy system], Nauchno-tekhnicheskiy tsentr Yedinoy energeticheskoy sistemy Protivoavariynoye upravleniye (St. Petersburg), St. Petersburg, 2019, Vol. 60, pp. 105-116. (In Russian).
5. Aranha Neto, Edison A. C., Coelho J. Probabilistic methodology for Technical and Non-Technical Losses estimation in distribution system, Electric Power Systems Research, 2013, Vol. 97, pp. 93-99.
6. Viegas J. L., Esteves P. R., Melicio R., Mendes V. M. F., Vieira S. M. Solutions for detection of nontechnical losses in the electricity grid, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2017, Vol. 80, pp. 1256-1268.
7. Krasnik V. V. 102 Sposoba khishcheniya elektroenergii [102 Methods of theft of electricity], Moscow: NTs ENAS, 2011, 160 p. (In Russian).
8. Krasnik V. V. 101 Sposob khishcheniya elektroenergii [101 Method of theft of electricity], Moscow: NTs ENAS, 2005, 112 p. (In Russian).
9. Bezerra U. H., Soares T. M., Vieira J. P. A., Manito A. R. R., Paye J. C. H. Equivalent operational impedance: A new approach to calculate technical and non-technical losses in electric distribution systems, 7th Brazilian Electrical Systems Symposium, 2018, pp. 1-6.
10. Ibrahim K. A., Au M. T., Gan, C. K. Tang J. H. System wide MV distribution network technical losses estimation based on reference feeder and energy flow model, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, 2017, Vol. 93, pp. 440-450.
11. Viegas J. L., Esteves P. R., Melicio R., Mendes V. M. F., Vieira S. M. Solutions for detection of nontechnical losses in the electricity grid: A review, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2017, Vol. 80, pp.1256-1268.
12. Ahmad T. Non-technical loss analysis and preven-tion using smart meters, Renewable and Sus-tainable Energy Reviews, 2017, Vol. 72, pp. 573-589.
13. Kruchinina V. M., Ryzhkova S. M. Kooperativy v sfere energoobespecheniya sel'skogo ho-zyajstva (s uchetom zarubezhnogo opyta) [Cooperatives in the field of energy supply of agriculture (tak-ing into account international experience)], Vestnik Voronezhskogo gosudarstvennogo universiteta in-zhenernyh tekhnologij [Bulletin of the Voronezh State University of Engineering Technologies], 2019, Vol. 81, No. 1, pp. 470-479. (In Russ.) https://doi.org/10.20914/2310-1202-2019-1-470-47
14. Kochneva E., Sukalo A. Impact of technical losses calculation method on bad data validation on the basis of a posteriori analysis, IEEE International Ener-gy Conference, ENERGYCON, 2016.
15. Monedero I., Biscarri F., León C., Biscarri J., Millán R. Detection of frauds and other non-technical loss-es in a power utility using Pearson coefficient, Bayesian net-works and decision trees, International Journal of Electrical Power and Energy Systems, 2012, Vol. 34, is. 1, pp. 90-98.
16. Huang S. C., Lo Y. L., Lu C. N. Non-technical loss detection using state estima-tion and analysis of variance, IEEE Transactions on Power Systems. 2013, Vol. 28, is. 3, pp. 2959-2966.
17. Gawlak A. Analysis of technical losses in the low and medium voltage power network, 11th Interna-tional Scientific Conference Electric Power Engineering, EPE, 2010, pp. 119-123.
18. Ramos C. C. O., Souza A. N., Papa J. P., Falcao A. X. Fast non-technical losses identification through Optimum-Path Forest, 15th International Conference on Intelligent System Applications to Power Systems, ISAP, 2009.
19. Belyy V. B. Model' protsessov potrebleniya elektroenergii kommunal'no-bytovym sektorom v sel'skikh el-ektricheskikh setyakh [Model of processes of electricity consumption by the household sector in rural electric networks]. Energo- i resursosberezheniye - XXI vek [Energy and Resource Saving - XXI Century], Materialy XVII mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii, 2019, pp. 42-45. (In Russian).
20. Chatterjee S., Archana V., Suresh K., Gupta R., Doshi F. Detection of non-technical losses using advanced metering infrastructure and deep recurrent neural networks, 17th IEEE International Conference on Environ-ment and Electrical Engineering and 2017 1st IEEE Industrial and Commercial Power Systems Europe, EEEIC, I and CPS Europe, 2017.
21. Queiroz L. M. O., Lyra C. Adaptive hybrid genetic algorithm for tech-nical loss reduction in distribution networks under variable demands, IEEE Transactions on Power Systems, 2009, Vol. 24, is. 1, pp. 445-453.
22. Henriques H. O., Correa M. R. L. S. Use of smart grids to monitor technical losses to improve nontechnical losses estimation, 7th Brazilian Electrical Systems Symposium, 2018, pp. 1-6.
The article was submitted 28.10.2020, accept for publication 22.11.2020.
Information about the authors: KAZIMOV IVAN MAKSIMOVICH,
Postgraduate at the Department of «Electrification of production and life»
Address: Altai State Technical University named I. I. Polzunov, 656038, Russia, Barnaul, Lenina Avenue, 46
E-mail: bahek1995@mail.ru
Spin-code: 8464-5810
KOMPANEETS BORIS SERGEEVICH,
Ph. D. (Engineering), Associate Professor at the Department of «Electrification of production and life» Address: Altai State Technical University named I. I. Polzunov, 656038, Russia, Barnaul, Lenina Avenue, 46 E-mail: kompbs@mail.ru Spin-code: 7371-4290
Contribution of the authors:
Ivan M. Kazymov: collection and processing of materials, preparation of the initial version of the text, made the layout and the formatting of the article, writing the final text.
Boris S. Kompaneets: research supervision, analyzing and supplementing the text.
All authors have read and approved the final manuscript.
