ИСУ-М. Интеллектуальная система учёта электроэнергии с оперативным контролем метрологических характеристик измерительных комплексов

Область знаний: «Информатика, Математика, Социология, Физика, Экономика»

Тематика Энергопрорыв-2017: «Умный учет: повышение удобства для потребителей и снижение коммерческих потерь (будущие энергетики)»

Социальная активность: 53

Команда + Вступить в команду

Описание

ИСУ-М является интеллектуальной системой учёта электроэнергии с оперативным контролем метрологических характеристик измерительных комплексов. Также позволяет вести онлайн мониторинг коммерческих потерь и в темпе реального времени обрабатывать измерения, поступающие от систем учёта электроэнергии субъектов Единой энергосистемы, оперативно обеспечивать контроль балансов по фрагментам электрической сети, ЛЭП, подстанциям, РЭСам и Электросетевым предприятиям. На основе математической обработки измерений система позволяет своевременно локализовать и устранить источники коммерческих потерь, а также выявлять компоненты системы учёта и измерительных комплексов электроэнергии (трансформаторы тока, напряжения, кабельные линии, счётчики) которые по причине неисправности, требуют особого внимания обслуживающего персонала и/или внеочередной метрологической поверки или полной замены. В нормальном режиме функционирования позволяет расчётным способом получить контрольные метрологические характеристики измерительных комплексов электроэнергии и вести их контроль на всём интервале жизненного цикла информационно-измерительной аппаратуры до наступления межповерочного интервала или вплоть до завершения срока службы оборудования.

ИСУ-М интегрируется в существующую систему учёта электроэнергии АИИС КУЭ, работающую на часовых или получасовых интервалах времени и является программно-аппаратной надстройкой к действующей системе АИИС КУЭ. Обязательным условием функционирования ИСУ-М является наличие системы АИИС КУЭ (можно совместно с АСТУЭ) на энергообъекте генерации, сетевой компании или потребителя. Присутствие системы АИИС позволяет установить ИСУ-М в виде программной надстройки и вести оперативный контроль достоверности показаний коммерческого учёта не только на РЭСах или энергообъектах и подстанциях, но и по отдельным измерительным комплексам и их комплектующим. В свою очередь, система учёта, работающая на месячных интервалах времени и/или с использованием индукционного учёта, совмещённого с самосписыванием показаний, не позволяет осуществить внедрение ИСУ-М.

Существующие системы учёта, функционирующие на оптовом и розничном рынках электроэнергии в качестве основного протокола обмена данными используют МЭК 61850. Предлагаемый ПАК работает на основе протокола МЭК 61850. Рабочий формат может быть любым, вплоть до протоколов формата *.xlsx. Также ИСУ-М является адаптивной к любым информационным системам, используемым в электроэнергетике, таких как ОИК Диспетчера, SCADA, PSI, Телескоп, Энергосфера, CIM и т.д.

Аналогов ИСУ-М позволяющего решать группу поставленных или аналогичных задач в ходе изысканий, проводимых 15 лет, в отечественных и зарубежных энергосистемах не выявлено. Однако установлено, что в некоторых зарубежных электросетевых компаниях данная проблема имеется и устраняется путём установки двух коммерческих измерительных комплексов учёта электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности, что в условиях функционирования Российской электроэнергетики достаточно капиталоёмко и не всегда экономически обосновано.

Опыт проведения энергоаудитов в Филиалах электросетевых компаний ОАО "МРСК Урала" и АО «Тюменьэнерго» показал, что проблема коммерческих потерь наиболее актуальна для электросетевых компаний. Так, уровень коммерческих потерь за 1 год может составлять до 1 млрд. руб. по региону (электросетевому предприятию с объёмом электропотребления порядка 50 млрд.кВтч). Опыт продаж 1 комплекта ИСУ-М может составлять до 10 млн.руб. Управление и сопровождение ПО со стороны филиала «Россети» требует создания 1-2-х рабочих мест оператора ИСУ-М в составе Службы транспорта электроэнергии (СТУ) или в составе Центра управления сетями (ЦУС) с годовым фондом оплаты труда до 1 млн.руб. Таким образом, срок окупаемости ИСУ-М при правильной постановке процессов и наличии квалифицированного персонала составит до 1 года. При требуемом обучении персонала и его специальной подготовке, а также проведении специальных юридических работ по взысканию финансовых средств с неплательщиков и/или с юридических лиц занимающихся осознанным или неосознанным хищением электроэнергии, срок окупаемости может составлять до 2-5 лет в зависимости от Филиала – электросетевой компании и годового объёма отпускаемой ей электрической энергии потребителям

В чем нуждается проект

1. Создание дружелюбного и эргономичного интерфейса; 2. Опытное онлайн тестирование системы самодиагностики; 3. Интеграции коммерческих интересов электросетевых компаний и производителей систем учёта электроэнергии с энергосбытами и НП АТС

Что может предложить проект

Выявление и ликвидация коммерческих потерь электроэнергии. Высокую финансовую эффективность. При капиталовложениях в надстройку системы учёта э/э в объёме до 10 млн.руб., годовой эффект может составлять до 1 млрд.руб. в пользу сетевой компании

Комментарии

Наталья Якшина

Добрый день, уважаемые разработчики!
на практике сетевые компании сталкиваются с проблемой "неоднородности" данных коммерческого и технического учета. Участков сети, на которых функционирует одна система АСКУЭ почти нет. Зачастую это "зоопарк" из различных систем технического и коммерческого учета с различными протоколами передачи данных и разным ПО верхнего уровня.
К тому же часть данных коммерческого учета все равно не в АСКУЭ и вносится в ручную по результатам съема КП. Участков с полностью автоматизированным учетом ОЧЕНЬ мало (по различным причинам).
Как ваша разработка поможет связать воедино и систематизировать всю эту разнородную информацию? Предусматриваете ли вы возможность использования замещающей информации для точек учета не в АСКУЭ (например, основанной на статистике показаний и потребления)?

Ответить +2 13 июня в 12:03
Alexander Egorov

Добрый день, Наталья! Сейчас наши работы выполняются по нескольким направлениям. Направление 1 - это ЛЭП 110 и 35 кВ по которым есть возможность собрать профили. В отношении таких ЛЭП измерения проходят коонтроль в 3 этапа: Начиная с отчётных потерь, потом контроль по допустимым и фактическим небалансам и третий - по методам оценивания состояния и резервирования информации от других измерительных систем, в том числе ОИК и других АИИС других субъектов ОРЭМ. Третий уровень самый сложный - работа в нём показала, что да, действительно иметь в одном РЭСе одного ПЭС 10 разных систем АИИС КУЭ сводит на нет все преимущества автоматизации учёта. Поэтому для работы в третьем уровне достоверности нами создаётся специальный архив, куда собираются все профили от всех систем. По сути это ручная работа. Мы считаем что такие вещи являются формальными и это задача которая должна решаться СТЭЭ на своей территории. Она частично решается, но вопрос упирается в отсутствие людей. Поэтому сейчас ищем оптимальное соотношение количество информации/людей для того чтобы можно было оптимизировать работу с теми участками сети которые автоматизированы. Но принципиально, есть программный продукт, можно назвать его ПК, ПАК, или счётчик, который и должен собирать себя сам сразу при появлении нового субъекта ОРЭМ и сам собирать данные в единый архив. Над ним сейчас тоже работаем. В общем то это можно сравнить с системой сотовой связи, когда станции разные, телефоны тоже у всех разные, но связь всё равно есть. Так же и мы относимся к системе сбора данных от разных АИИС

Ответить 0 15 июня в 17:47
Alexander Egorov

Направление 2. - это те линии, на которых нет систем АИИС, но можно собрать балансы по месячным расходам энергии. Если расход по линии существенный и потери отчётные и коммерческие положительные по абсолютной величине, то стремимся к установке на них АИИС. Обычно не хватает всего 1-2х измерительных комплексов электроэнергии, чтобы такую линию можно было внести в работу по направлению 1. И Направление 3 - это линии, по которым нельзя собрать балансы ни (пол)часовые, ни помесячные. Здесь приходится укрупнять узел чтобы свести баланс. С сожалением констатируем, что сделать что либо с такими ЛЭП нельзя, до тех пор пока нет охвата учётом по концам ЛЭП. Всего по опыту работы складывается ситуация, что сетевая компания собирает свой баланс из отдельных мини-балансов по ЛЭП. Линий, которые имеют АИИС - 30%, Линии по которым есть помесячные расходы - 50%, и линии по которым нет охвата - 20% от общего количества. Мы свои действия и ресурсы направляем на работу с системами АИИС и работ по направлению 1, т.к. считаем что это самое перспективное. Опыт составления балансов электроэнергии за 1 час показывает очень хорошие и наглядные результаты. Сейчас мы больше работаем даже над системой принятия решений, для "выкручивания" балансов по ЛЭП на нулевые коммерческие потери. Работа с разными протоколами разных АИИС в этом смыле пока ручная, данные собираются в Экселе. Для автоматизации этого требуется сервер, который просто будет опрашивать разные АИИС и хранить от них данные по установленной форме. Мы считаем что разные АИИС вообще не проблема. Нас больше интересует наглядность диспетчерского щита, чтобы можно было вести контроль баланса электроэнергии за 1 час или полчаса, а лучше как ОИК)) - в перспективе 1 минуту

Ответить 0 15 июня в 17:58
Alexander Egorov

Ещё добавлю, что в качестве исходных данных, нас интересуют цифры - числа-расходы, кВтч. От каких систем АИИС они получены вообще не принципиально. Кроме того система тестировалась (в демо версии) и имеет все возможности работать одновременно с ОИК Диспетчера и телемеханикой и любыми другими источниками информации

Ответить 0 15 июня в 18:06
Андрей Мозохин

Доброго времени суток!
1.Интеллектуальная система учёта электоэнергии (ИСУ), в чем её принципиальное отличие от существующих и широко применяемых в компаниях ЕЭС РФ аналитических комплексов типо - ПТО "Энергостат" (http://www.energostat.ru/), EnergyCS Режим, EnergyCS Потери (http://www.csoft.ru/catalog/soft/) ?
2.Что представляют из себя "контрольные метрологические характеристики", как они рассчитываются и каким образом позволяют вести контроль жизненного цикла ИИУ (информационно-измерительных устройств)?
3.Какова методология выявления неисправностей в работе АИИСКУЭ и их "своевременное" устранение?
4. Говоря про адаптивность к любым информационным системам сбора данных Вы пробовали интегрировать свой продукт с существующими в сетях "ОИК Диспетчер НТ" (НТК Интерфейс), "ОИК КОТМИ NT" (ООО ДЕЦИМА), "ОИК СИСТЕЛ" (ООО "СИСТЕЛ") ?

Ответить +2 4 июля в 11:13
Alexander Egorov

1. По опыту работы и знакомства с самим ПК EnergyCS и его разработчиками, скажу что ПК нацелен большей частью на расчёты установившихся режимов по мощности и анализа потерь по ним. Используется исходная инормация ОИК Диспетчера - телеметрия по мощности и напряжениям и токам. У нас другая задача - вычленения коммерческих потерь из отчётных. Насколько мне известно, в стране скорее всего нет ни одного ПК, который даёт готовый развёрнутый баланс, рассчитанный на основе расходов электроэнергии в кВтч( по крайней мере мне не известен ни один такой ПК). Цель ПК Баланс - 1.Автоматизированный расчёт развёрнутых балансов электрической энергии по ПО, РЭСам, ПС или ВЛ или по всем одновременно 2.Контроль метрологических характеристик ИКЭЭ. Этим ПК Баланс отличается от других. Хотя расчётное ядро похожее, что в EnergyCS, что в РАСТРе, что в КОСМОСе.

Ответить 0 29 июля в 11:52
Ответить 0 29 июля в 11:59
Ответить 0 29 июля в 12:01
Alexander Egorov

Математическим алгоритмом обработки данных являются методы оценивания состояния, широко используемые в системах АСДУ СО ЕЭС (В ПК Космос в частности). По итогам загрузки исходных данных - расходов кВтч и классов точности ИКЭЭ и проведения в их отношении процедуры "Оценивания состояния", получаются расчётные потоки электрической энергии. Далее сравнивается расчёт с измерением. Далее из измерения вычитается расчётный поток энергии и получается невязка (в абс. и %). По величине невязки можно судить о работе ИКЭЭ в классе точности или нет. В идеале невязка должна быть равна нулю. Но по причинам метрологической погрешности и хищений, невязка всегда присутствует. Величина невязки, превышающая результирующую погрешность ИКЭЭ, свидетельствует о коммерческих потерях субъекта рынка электроэнергии. Так, например на картинке (показан 1 месяц работы), зелёный коридор - это допустимый небаланс ИКЭЭ, черный тренд - расчётный класс точности (расчётный фактический небаланс по ИКЭЭ). Кроме этого под динамикой во времени присутствует 2 гистограммы. На 1й -нормальное распределение (чёрное) - оно должно быть внутри вертикального зелёного коридора. Красная черта (матожидание)- тоже должна быть внутри зелёного коридора допустимого небаланса. 2я гистограмма показывает на распределение погрешности во времени по часам суток, на какой интервал дня приходится наибольшие отклонения - это необходимо для контроля времени с часами СО ЕЭС на рынке электроэнергии. Таким образом, на рисунках показаны 1.Неисправный 2.Удовлетворительный 3.Исправный ИКЭЭ (работает в зоне "белого шума").

Ответить 0 29 июля в 12:12
Alexander Egorov

4.Вопрос адаптивности является для нас перспективной задачей. В рамках работ который мы провели и проводим "интеграция" исходных данных проводится вручную. Этот вопрос решится либо сам при переходе всех систем в России на один единый стандартный протокол, либо нами будет раньше написан алгоритм-надстройка, позволяющий собирать массивы данных от разных ОИКов разных производителей в автоматическом режиме по установленной форме для загрузки в ПК Баланс

Ответить 0 29 июля в 12:15

Добавление комментария