CC BY
221
Д. С. Сарычев, В.В. Снежко
ТЕЛЕМЕТРИЯ В ГЕОИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Рассматриваются различные аспекты применения телеметрических систем совместно с геоинформационными системами (ГИС). Описываются технологические приемы интеграции телеметрических систем и ГИС. На примере ГИС электрических сетей предлагается архитектура такой комбинированной системы, а также примеры реальных систем.
С широким развитием программно-аппаратных средств телеметрии на передний план выходит задача интерпретации, отображения и анализа данных, доставляемых телеметрическими системами. Применительно к электрическим сетям основной проблемой здесь становится задача визуального отображения информации (положения коммутаторов, значения потоков мощностей, токов, напряжений, фазовых углов) в виде, удобном для конечного пользователя (диспетчера, технолога). Второй, не менее важной задачей, является задача интерпретации этих данных, исходя из специфики электрической сети. Ряд аналогичных задач успешно решается в рамках геоинформационных систем. В связи с этим интеграция телеметрических и геоинформационных систем представляется достаточно перспективным направлением.
1. ТЕЛЕМЕТРИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Определение. Объектом телеметрии будем называть некоторый объект электрической сети О, (оборудование, линию и т.п.), для которой при помощи множества датчиков К, = (К1,...,Кт }, ш1 > 1 измеряются некоторые электрические или технические параметры Я = {Р(/)1,...,Р(0т}, т, > 1, зависящие от
момента времени t, в который производится измерение. Помимо измеряемых параметров, зависящих от времени, имеется множество инвариантных параметров Т = {71,...,Т }, щ > 0. Таким образом, моделью
объекта телеметрии будет тройка множеств О, {К,, Я, 7}. С содержательной точки зрения, объектом телеметрии будем называть некоторый объект или оборудование, для которого при помощи средств телеметрии мы можем измерять некоторые его параметры.
Определение. Датчиком телеметрии будем называть некоторый измерительный прибор К, который по запросу контроллера в момент времени t возвращает значение измеряемого параметра Р(^. Как правило, это скалярное значение вещественного, целочисленного или логического типа.
Система телеметрии в электрических сетях наблюдает за параметрами следующих объектов телеметрии: коммутаторов (положение, переходный ток), секции подстанций (напряжения по фазам), вводов и отходящих фидеров подстанций (ток по фазам, активная, реактивная мощности и коэффициент мощности), вводов трансформаторов и компенсирующего оборудования (ток по фазам, активная, реактивная мощности и коэффициент мощности). В ряде случаев измеряются дополнительные параметры объектов телеметрии (напряжения, токи, потоки мощности, часто -ты) для восстановления целостной картины состояния сети при отсутствии средств аналитического расчета.
Системы телеметрии в электрических сетях служат как элемент решения следующих задач в электрических сетях:
- Автоматизация диспетчерского управления. Данная задача является крайне важной при повседневном оперативном управлении электрической сетью. Системы телеметрии поставляют данные о состояниях коммутаторов и значениях контрольных замеров на диспетчерский пульт (щит), где визуально отображается соответствующая информация. Также ведется отслеживание выхода значений замеров из контрольных диапазонов, о чем производится оповещение диспетчера. Помимо этого, системы телеметрии работают совместно с системами телеуправления.
- Автоматизация контроля и учета электроэнергии. Данная задача является актуальной при контроле отпуска электроэнергии и учета энергии, отпущенной различным потребителям, потерянной при передаче в оборудовании и линиях, а также при контроле транзита мощности через сеть. Особое значение данная задача получила при развитии рынка оперативных торгов электроэнергией, когда требуется точный повременной учет потребления мощности от конкретных источников.
- Автоматизация контроля остаточного ресурса оборудования. Эта новая задача встает при необходимости повышения надежности сети и решается путем повременного контроля потока мощности, передаваемой элементами сети. Сведения о параметрах передаваемой мощности интегрируются для вычисления остаточного ресурса. При его исчерпании автоматически выдается предупреждение.
- Автоматизация оценки качества энергии. Эта задача состоит в оценке параметров качества электроэнергии, поставляемой потребителям. При этом вычисляются значения напряжения, фазовых углов на вводах потребителей на основе данных электрических параметров, измеренных телеметрией, и с учетом инвариантных параметров оборудования и линий, путем расчета текущего электрического режима.
- Автоматизация построения суточных и годовых режимов работы сети. При этом используются сохраненные значения за интересующий период, хранимые в архиве телеметрической информации.
- Изучение произошедших аварий и переходных процессов. При этом также используются сохраненные значения за интересующий период, хранимые в архиве телеметрической информации.
2. ПРИМЕНЕНИЕ ГИС В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
ГИС электрических сетей предназначены для решения достаточно широкого спектра задач хранения, визуализации и анализа информации по электрическим сетям [2]. Современные ГИС позволяют создавать банки данных различных масштабов - от уровня электрической сети отдельного предприятия до всей страны - с различным уровнем детализации. Поскольку электрические сети являются пространственно-определенными объектами, именно геоинформа-ционные системы представляются наилучшими при формировании целостной информационной системы по электрическим сетям [3].
Представление схем электрических сетей
В настоящее время для представления схем электрических сетей существует большое число программных средств. В то же время все они имеют существенный недостаток - ограниченность размера схемы. Так, например, среднее число элементов однолинейной схемы подстанции 110/35/10 кВ составляет 300 штук. При формировании схемы среднего предприятия электрических сетей (около 50 подстанций) потребуется 15 000 элементов, а при построении схемы региональной энергосистемы может потребоваться до 100 000 элементов. Поэтому в настоящее время идут по следующему пути: из схемы выделяют только «важнейшие» элементы, уменьшая ее размерность в сотни раз. Однако есть и другое решение. Это применение ГИС для работы с такими большими схемами (рис. 1). Кроме того, средствами ГИС возможна эффективная интеграция с базами данных по параметрам элементов [4].
задач, требующих точной топологической и пространственной привязки абонентов. Это важно при планировании отключений, при оперативной работе по отслеживанию погашений фидеров и подстанций (при отсутствии на них телеметрии своеобразными датчиками выступают сами абоненты, звонящие в диспетчерскую), при планировании новых подключений [4]. Для решения этих и многих других задач эффективным является использование схем подключения абонентов, основанных на карте местности (рис. 2).
Рис. 2. Пример схемы подключения абонентов
Представление трасс электрических сетей
Представление трасс сетей, планов подстанций является, пожалуй, наиболее традиционной областью применения геоинформационных систем в электроэнергетике. При этом подробно моделируются не только сами объекты электрических сетей, но и такие объекты, как другие инженерные сети (особенно в местах пересечений трасс), транспортная сеть (для решения целого ряда транспортных задач, навигации и т.п.), рельеф, гидрография и застройка (рис. 3).
Рис. 1. Пример представления оперативной схемы в ГИС
Представление абонентов на карте
Как правило, абоненты электрических сетей описываются только своими реквизитами. Зачастую это приводит к проблеме идентификации абонентов (особенно в районных сетях). Кроме того, существует ряд
Рис. 3. Представление трасс ЛЭП в ГИС электрических сетей
Как видно из данного рассмотрения, широкое применение ГИС в электрических сетях требует создания средств интеграции ГИС и систем телеметрии. Это также актуально, так как на базе ГИС электрических сетей в настоящее время решается широкий спектр практических задач. При наполнении данных задач телеметрической информацией их решение будет выполняться на новом качественном уровне.
3. АСПЕКТЫ ИНТЕГРАЦИИ ГИС И ТЕЛЕМЕТРИИ
Рассмотрим решение ряда задач, на которые направлены системы телеметрии, с применением ГИС.
Построение автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) возможно на основе оперативной схемы, представляемой в ГИС. При этом основной задачей будет отображение изменений состояния элементов (коммутаторов, оборудования, линий и т.п.) в зависимости от поступающих значений с использованием ГИС-анимации. Первый вид элементов - коммутатор - должен отображать свое состояние (включен, выключен, выведен из работы, авария). Далее, секции, вводы и фидеры должны иметь подписи измеряемых значений. При выходе из контрольного диапазона должны выдаваться оповещения и/или элементы должны выделяться цветом, подмигивать.
Для создания такой схемы, которая заменит мне-мощит в диспетчерской, необходимо решение следующей задачи. Требуется соотнести визуальные элементы схемы, объекты телеметрии и измеренные значения параметров. В системе телеметрии объекты телеметрии имеют, как правило, уникальный номер. При этом визуальные элементы схемы (и связанные с ними сведения об оборудовании в базе данных) также имеют некоторый уникальный идентификатор (ключ). На основе сопоставления номера объекта телеметрии и идентификатора оборудования возможно определение, к какому элементу схемы относятся те или иные данные телеметрии.
Элемент схемы в ГИС
ЭиЮ = {АБС....123}
<П>
Запись в базе данных паспортов объектов
АБС...123
ОЕР...567
73С...А2Р
4Е7...С17
Код=10; Ток = 44,54 А
I
Сервер
телеметрии
10 АБС...123
25 ОЕР...567
102 73С...А2Р
Таблица соответствия кодов
сей в базе данных паспортов на основе глобальных уникальных идентификаторов (вИГО). Для идентификации элементов схем и карт в ГИС, соответствующих объектам телеметрии, для которых поступают данные от сервера телеметрии, используется дополнительная таблица соответствия кодов (рис. 4). Таким образом, моделью объекта телеметрии становится следующая четверка: Оi , где
guid - уникальный идентификатор объекта. Код идентификации датчика интерпретируется на основе анализа множества К.
Для индикации значений измеренных параметров предлагаются следующие три способа.
1. Отображение условным знаком. Данный способ хорошо подходит для отображения дискретных значений (логические - включен/выключен, есть/нет напряжения и т.п., целочисленные - положение РПН и т.п.). Примеры условных знаков приведены на рис. 5 и 6.
Выключатель Разъединитель
Включен
Отключен 1 •—1 т>—•
В ремонте •< < 1 > > •—1
Рис. 5. Примеры условных знаков для отображения состояния коммутаторов
Рис. 4. Схема сопоставления данных телеметрии и элементов схем в ГИС
В разработанной авторами системе IndorInfo/Power применяется идентификация элементов схем и запи-
Рис. 6. Примеры условных знаков для отображения
положения регулятора коэффициента трансформации
2. Алфавитно-цифровое отображение значения на выноске. Данный способ наилучшим образом подходит для представления значений тока, напряжения, потока мощности. Выноски представляют собой текстовые блоки с указателем, обозначающим точку, в которой производится данное измерение (рис. 7). При использовании данного способа необходимо сопоставлять выноски и датчики. Это делается так же, как и при сопоставлении изображений оборудования - через уникальные идентификаторы и таблицу соответствия кодов. При этом выноски рассматриваются как самостоятельные объекты схемы - датчики, имеющие собственные описания в базе данных паспортов. Варианты оформления выносок представлены на рис. 8.
Рис. 7. Пример использования выносок для отображения значений токов и напряжений
а б в г
Рис. 8. Варианты оформления выносок: а - простая «полочка», б - «рамка», в - изображение датчика, г - подпись как элемент условного обозначения (пример: подпись переходного тока и его направления на символе выключателя)
серый или черный цвет. После построения компонент связности и назначения им цветов целесообразно произвести следующую проверку. Для всех компонент, имеющих статус «подключен» проверяются все датчики напряжения и выясняется, действительно ли все они отображают наличие напряжения. В случае, если имеются датчики, отображающие отсутствие напряжения, диспетчеру выдается соответствующее предупреждение о несоответствии показаний датчиков и текущей модели фидеров. То же производится и для «неподключенных» компонент связности графа сети.
2. Расчет текущего режима сети и отображение его параметров на схеме. При этом производится построение графа сети, аналогично предыдущей задаче. После этого по показаниям телеметрии вводятся начальные условия (напряжения, значения нагрузок) для расчета. Производится полный расчет текущего режима, и его параметры сверяются со значениями в контрольных точках. При отклонении этих значений сверх допустимого необходимо произвести верификацию исходных параметров расчетов. Если отклонения допустимы, на схему выдается информация (в виде подписей, цветового отображения) о состоянии сети и значениях электрических параметров в неизвестных точках (рис. 9). Расчет текущего режима должен использовать априорные сведения о технических параметрах оборудования и линий.
3. Отображение цветом элементов схемы. Данный способ удобно использовать для отображения оповещений. Например, при превышении допустимого потока мощности через коммутатор, трансформатор он будет окрашен в красный цвет, при падении напряжения на секции ниже установленного уровня она будет окрашиваться в серый цвет (вместо черного).
Помимо прямого отображения результатов телеизмерений, для нужд АСДУ полезным является проведение элементарного сетевого анализа с учетом новых данных телеметрии. Важнейшей задачей здесь является восстановление значений параметров (напряжения, тока и т.п.) в неизвестных участках сети и проверка выхода их из контрольного диапазона. Данная задача может решаться в следующих постановках.
1. Проверка связности графа сети и отображение на схеме сети элементов, не подключенных к источникам. Построение компонент связности графа сети производится после приема новых положений коммутаторов. Новые положения могут быть введены вручную (для тех мест, где нет телеметрии). При этом можно использовать отображение различными цветами разных компонент связности. Здесь предлагается два варианта. При простом контроле за тем, какие части сети находятся под напряжением, все компоненты связности, в состав которых входят элементы графа, представляющие источники, окрашиваются в один цвет (например зеленый - под напряжением), а все остальные компоненты - в другой (например серый или красный - без напряжения). При контроле за конфигурацией фидеров каждой компоненте связности, «имеющей» в своем составе отдельный источник, назначается некоторый цвет. «Неподключенные» к источникам компоненты связности окрашиваются в
и=112,5 кВ
1а=5,56 А
1в=4,91 А
1С=5,82 А
Обозначения:
Данные телеметрии Данные расчета
и=11,31 кВ
1=45,56 А
Рис. 9. Восстановление значений электрических параметров в неизвестных точках схемы
На основе полного расчета режима в сети появляется возможность для построения полноценной АС-КУЭ даже при отсутствии полной обвязки счетчиками энергии и телеметрии. При наличии расчета режима по данным телеметрии в темпе процесса появляется
возможность контроля и учета следующей информации на каждый период времени:
- ток и напряжение на вводах потребителей;
- потребление активной и реактивной мощности потребителями, а также коэффициент мощности;
- ток и напряжение на концах линий, а также в узловых точках линий и на отпайках;
- потери активной и реактивной мощности в линиях и их отдельных участках;
- ток и напряжение на вводах и выводах силовых трансформаторов;
- потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах;
- генерация и потери в устройствах компенсации;
- ток и напряжение на вводах источников;
- поток активной и реактивной мощности, производимой источниками;
- потоки транзитной мощности через сеть.
При этом появляются все необходимые данные для оперативного расчета вклада каждого источника в потребление каждым из потребителей. В дальнейшем, накопленные данные могут использоваться для анализа структуры потребления, структуры потерь, автоматизации выявления «узких мест» и дальнейшей оптимизации технологических потерь в сети.
Применение ГИС в данном случае позволяет упростить систематизацию архивов данных и привязать данные о потерях к карте, связать их с картой потребления, картограммой промышленного роста, что позволит производить планирование потребления и заранее оптимизировать структуру сети.
ГИС и телеметрия расположения бригад
Применение ГИС позволяет решить следующую задачу, актуальную при работе диспетчера и контроле действий персонала. Это задача отслеживания положения бригад и служебных автомобилей.
Современные средства радионаблюдения за расположением объектов, основанные на использовании
Базовые средства телеметрии
ABB MicroScada
сотовых технологий, находят в настоящее время широкое применение. Так, оснащение аварийноремонтных автомобилей GSM-передатчиками позволяет отслеживать их расположение в пределах зоны действия сотовой сети связи. При необходимости имеются технические средства ввода данных об их расположении в компьютер. Для отображения на карте в ГИС положения автомобилей оперативных и ремонтных бригад можно использовать точки или условные знаки с подписями. Их координаты обновляются по мере изменения сведений, поступающих от оператора сотовой сети.
Здесь также возможно применение другой технологии, заключающейся в использовании бортовой GPS-навигации. Данные о расположении, скорости и курсе, получаемые GPS-приемником автомобиля, передаются по радиоканалу (GSM, транковой сети) в центр связи, где и вводятся ЭВМ и передаются на рабочее место диспетчера. Здесь происходит отображение точки, направления и скорости автомобиля на электронной карте.
4. АРХИТЕКТУРА КОМПЛЕКСА IndorPower
Авторами разработана архитектура геоинформа-ционного комплекса, позволяющая отображать значения электрических параметров, положения коммутаторов и производить сетевой анализ для нужд АСДУ. Разработанный комплекс IndorPower в настоящее время проходит промышленную апробацию на предприятиях электрических сетей ОАО «КузбассЭнерго».
В основе данной архитектуры лежат 5 компонент: базовая геоинформационная система, предназначенная для отображения карт, схем и оперативной информации; базовые средства телеметрии (в настоящее время используется система ABB MicroScada); информационное ядро, обеспечивающее отрисовку новых данных в ГИС и представлению параметрической информации по оборудованию и линиям; сервер интеграции и рассылки телеметрических данных; система расчета электрических режимов (рис. 10).
Объекты J-------L Макросы
Канал X _Л11 пр°цесса событий X SCIL
|2!6
ч У Ґ .
БД
ч
Сервис интеграции и рассылки
Внешние
серверы
рассылки
Система
іектрическ
расчетов
Внешние
абоненты
Информационное ядро клиента
ГИС IndorGIS 5.1
|U=112,5 кВ
Т1
U=10,31 кВ I
Рис. 10. Архитектура комплекса IndorPower
=44,78 А
=45,02 А
A
B
C
Базовые средства телеметрии формируют исходные данные. При их помощи, с возникновением событий или по прошествии времени производятся вызовы утилит посылки данных - для каждого вида базовых средств своей. Утилита выполняет приведение данных к единому стандартному виду и передает серверу, где работает сервис интеграции и рассылки.
Сервис интеграции и рассылки выполняет несколько функций. Во-первых, это прием телеметрических данных. Данные могут поступать от утилит посылки и от внешних серверов рассылки. Связь осуществляется по протоколу 1ЕС 870-5-104 или его отечественному аналогу РБ8Т. Во-вторых, это незамедлительная рассылка поступивших данных абонентам. В качестве абонентов выступают клиенты IndorPower -информационное ядро клиентских рабочих мест и
внешние абоненты. Рассылка производится в соответствии с масками и таблицами преобразования кодов датчиков. В-третьих, сервис обеспечивает централизованную запись в базу данных поступающей информации. Сервис можно настроить на запись в любую базу данных.
Информационное ядро клиента обеспечивает прием данных от сервера и обновление отрисовки в ГИС. При этом обеспечиваются средства работы с параметрическими данными оборудования и линий, хранящимися в централизованной базе данных.
Система электрических расчетов использует схему, отображаемую в ГИС, и параметрические данные оборудования и линий, хранящиеся в централизованной базе данных, для расчета режима. Результаты расчета также отображаются в ГИС.
ЛИТЕРАТУРА
1. Сарычев Д.С., Скворцов А.В. Применение графовых моделей для анализа инженерных сетей // Вестник ТГУ. 2002. № 273. С. 70 - 74.
2. Сарычев Д.С. Современные информационные системы для инженерных сетей // Вестник ТГУ. 2003. № 280. С. 358 - 361.
3. Скворцов А.В., Сарычев Д.С., Новиков Ю.Л. Применение геоинформационных технологий для информационного обеспечения деятельности промышленных предприятий // Энергетика: экология, надёжность, безопасность. Томск, 1999. С. 57.
4. Скворцов А.В., Сарычев Д.С. Методология построения единого кадастра инженерных коммуникаций // ИНПРИМ-2000 (материалы международной конференции), часть IV. Новосибирск, 2000. С. 72.
5. Слюсаренко С.Г., Рожков В.П., Субботин С.А. и др. Современные информационные технологии в эксплуатации инженерных сетей // Труды межд. научно-практ. конф. «Геоинформатика-2000» 15 - 18 сентября 2000 г. - Томск: Изд-во Том. ун-та, 2000. С. 219 - 224.
6. Слюсаренко С.Г., Костюк Л.Ю., Скворцов А.В. и др. Расчет установившегося режима электрической сети в ГИС ГрафИн // Вестник ТГУ. 2002. № 273. С. 64 - 69.
Статья представлена кафедрой теоретических основ информатики факультета информатики Томского государственного университета, поступила в научную редакцию «Информатика» 20 мая 2005 г.
