"КРУ Smart View" - комплексное решение для повышения эксплуатационной надежности шкафов КРУ-6, 10, 20 и 35кВ

Срок эксплуатации комплектного распределительного устройства (КРУ) составляет 30 лет. Это обстоятельство предполагает значительный износ всего коммутационного и измерительного оборудования, установленного внутри шкафов КРУ, а отсутствие объективной и достоверной информации о техническом состоянии оборудования ведет к потерям и расходованию средств на его обслуживание и ремонт. В этих условиях особую актуальность приобретает повышение надежности работы оборудования и сокращение расходов на его эксплуатацию путем совершенствования методов и средств профилактического контроля технического состояния коммутационного и измерительного оборудования, установленного внутри шкафов КРУ номинальным напряжением 6, 10, 20 или 35кВ.

В настоящее время на предприятиях эксплуатирующих шкафы КРУ широко распространен способ планового обслуживания оборудования. То есть оборудование вне зависимости от своего состояния обслуживается в установленные сроки. Такой способ обслуживания является затратным, и не всегда способен обеспечить требуемый уровень надежности оборудования. Но есть другой способ, более эффективный, - обслуживание по мере необходимости. При таком способе обслуживается только то оборудование, которое в этом обслуживании нуждается. Такой способ уменьшает эксплуатационные затраты на обслуживание и повышает эксплуатационную надежность оборудования.

Применительно к коммутационному оборудованию, за рубежом опробована стратегия полного отказа от планового технического обслуживания. Опыт нескольких компаний, принявших такую стратегию показал экономию затрат на обслуживание на 14%.

Для перехода от планового обслуживания оборудования на обслуживание по мере необходимости требуется не только непрерывно отслеживать текущее состояние всего коммутационного и измерительного оборудования, установленного внутри шкафов КРУ, но и своевременно оповещать персонал о необходимости проведения регламентных работ по профилактическому обслуживанию той единицы оборудования, которая в этом нуждается.

Интегрированная система мониторинга, управления и диагностики "КРУ Smart View" предназначена для визуального контроля и управления основными электрическими и технологическими параметрами шкафа КРУ, а встроенный «электронный помощник» обеспечивает обслуживающий персонал наглядными инструкциями по своевременному проведению и учету регламентных работ по профилактическому обслуживанию всего коммутационного оборудования установленного внутри шкафа КРУ. Система устанавливается в каждый шкаф КРУ с силовым выключателем, являясь неотъемлемой его частью, и представляет собой отечественный ПЛК с встроенным сенсорным цветным графическим экраном диагональю 10 дюймов (далее - сенсорная панель).

Система "КРУ Smart View" имеет двухуровневую иерархическую структуру построения:

  • технологический уровень;
  • операторский уровень.

На технологическом уровне используется следующее основное оборудование:

  • силовой вакуумный выключатель (ВВ);
  • выкатной элемент (ВЭ);
  • заземлитель/заземляющий нож (ЗРФ);
  • микропроцессорный блок релейной защиты и автоматики (РЗА);
  • счетчик электрической энергии;
  • измерительные трансформаторы тока;
  • система многоканального бесконтактного температурного контроля (опционально);
  • индикатор высокого напряжения.

Объем электрических и технологических параметров, контролируемых системой «КРУ Smart View», зависит от наличия и характеристик применяемого внутри шкафа КРУ оборудования.

В качестве операторского уровня системы "КРУ Smart View" используется сенсорная панель, которая устанавливается на двери отсека выкатного элемента шкафа КРУ. На основном экране сенсорной панели воспроизводится интерактивная мнемосхема, отображающая текущие измерения и положения главных цепей шкафа КРУ. Сенсорная панель в автоматическом режиме обеспечивает непрерывную проверку технического состояния всего оборудования, установленного внутри шкафа КРУ и в режиме реального времени оповещает обслуживающий персонал о необходимости проведения профилактического обслуживания коммутационного оборудования, проведения поверки измерительного оборудования и технического обслуживания шкафа КРУ. Работа оператора с сенсорной панелью происходит как по месту установки сенсорной панели, так и удаленно.

Удаленная работа с системой "КРУ Smart View" возможна посредством стандартного web обозревателя с любого мобильного устройства (телефон, планшет) или компьютера.

Логика работы сенсорной панели оператора определяется специально разработанным для шкафа КРУ программным проектом, позволяющим выполнять следующие основные функции:

  • управлять коммутационными аппаратами главных цепей КРУ;
  • отображать текущее состояние главных цепей КРУ на интерактивной графической мнемосхеме;
  • контролировать электрические параметры присоединения (токи, напряжения, мощности);
  • контролировать параметры температуры в местах подключения силовых кабелей, на нижних и верхних выводах проходных изоляторов;
  • отслеживать остаточный ресурс (механический и коммутационный износ) силового выключателя;
  • отслеживать механический износ заземлителя;
  • отслеживать механический износ выкатного элемента;
  • предупреждать о проведении регламентных работ по профилактическому обслуживанию коммутационных аппаратов главных цепей КРУ;
  • предупреждать о проведении регламентных работ по техническому обслуживанию КРУ;
  • предупреждать о проведении работ по поверке измерительного оборудования, установленного в КРУ;
  • обеспечить обслуживающий персонал наглядными инструкциями по профилактическому обслуживанию посредством встроенного «электронного помощника»;
  • хранить в энергонезависимой памяти паспортные данные на основное оборудование КРУ с указанием дат проведения регламентных работ (эксплуатационный паспорт КРУ);
  • хранить в энергонезависимой памяти эксплуатационную и конструкторскую документацию завода изготовителя шкафа КРУ;
  • хранить 100 последних событий в энергонезависимой памяти.
Преимущества системы "КРУ Smart View":
  • наглядное представление в текстовом и графическом виде объективной и достоверной информации о техническом состоянии коммутационного и измерительного оборудования, установленного внутри шкафа КРУ;
  • сокращение сроков и минимизация ошибок при проведении регламентных
  • повышение надежности работы оборудования за счет непрерывного профилактического контроля технического состояния коммутационного и измерительного оборудования, установленного внутри шкафов КРУ.
  • сокращение эксплуатационных расходов за счет отказа от планового технического обслуживания коммутационного оборудования и перехода на обслуживание по мере необходимости;
  • возможность интеграции в различные системы верхнего уровня на уровне открытых цифровых протоколов обмена данными (предоставление онлайн данных, необходимых для дальнейших вычислений индекса состояния оборудования, прогнозирования рисков и методов позволяющих предотвратить аварийные ситуации);
  • изменение (по паролю) логики работы системы в процессе её штатной эксплуатации силами обслуживающего персонала.

Перед использованием сенсорную панель необходимо запрограммировать. Программирование сенсорной панели заключается в копировании готового программного проекта с внешнего USB Flash накопителя в память сенсорной панели. После завершения копирования сенсорную панель необходимо перезагрузить путем кратковременного отключения/включения питания.

Рейтинг проекта +3

Команда

+ Вступить в команду
Показать еще

Обсуждения

В чем нуждается проект

1. внедрение системы в опытную эксплуатацию; 2. получение обратной связи от обслуживающего персонала; 3. при необходимости внесение корректировок в существующий программный проект; 4. сдача системы в промышленную эксплуатацию.

Комментарии

Анатолий Шибаев

Добрый день, Иван. Ознакомился с руководством по эксплуатации "Smart View". Возникли следующие вопросы:
- "Smart View" рассматривается вами как независимая система мониторинга уровня ПС, или есть варианты интеграции с системами верхнего уровня эксплуатируемыми в распределительных сетевых компаниях России (есть ли опыт интеграции)?
- Сенсорные панели фирмы ОВЕН, аналогичной производительности, обладают низкой скоростью работы и часто подвисают в многозадачном режиме. Эксплуатировалась ли ваша система в условиях реальной ПС и есть ли отзывы на её работу функциональных заказчиков?
- Рассматривался ли вариант централизованного сбора данных с устройств входящих в КРУ, и реализации "Smart View" на отдельно стоящем ПК, без установки на каждую ячейку сенсорной панели? В чем экономическая эффективность предложенного варианта?

Иван Лейник

Анатолий, добрый день!
Отвечаю по пунктам:
1. В настоящее время предусмотрена возможность интеграции с системами верхнего уровня на основе открытых протоколов обмена данными (Modbus, МЭК-101/104). Опыта эксплуатации на реальной ПС пока нет. На сегодняшний день для собственных нужд нами укомплектовано 4 шкафа КРУ на различные классы напряжения: 10, 20 и 35кВ (в основном для демонстрации возможностей системы Покупателю);
2. Речь идет о совсем новой линейке сенсорных панельных контроллеров СПК-210. По ним ещё нет отзывов, так как это новый продукт. По тем сенсорным панелям, которые находятся у нас в эксплуатации нареканий к их работе у нас нет (уже 1 год как);
3. Конечно рассматривался.
Если устанавливать один ПК, то возникают дополнительные затраты связанные со следующими затратами:
- на ПС появляется дополнительный шкаф с ПК;
- СМР усложняется (монтаж межкамерных жгутов в "полевых условиях");
- ПНР усложняется (требуется комплексная автономная наладка всех ячеек КРУ вместе со шкафом - по-сути как в телемеханике);
- сложно тиражируемое и не унифицированное решение получается (для каждой новой ПС нам нужно прорисовывать часть схем заново и заново привязывать их сигналы и прочее).

Ответить +2 27 июня 2016 в 18:59
Андрей Мозохин

Иван, уточните сколько будет стоить ваше решение при модернизации среднестатистического объекта РСК на 10 отходящих линий 6-10 кВ, с учетом стоимости ПИР, СМР, ПНР.
Имеете ли вы опыт работы с производителями ССПИ (системы сбора и передачи информации) фирм партнеров РСК, таких как СИСТЕЛ, ЮГ СИСТЕМА Плюс, КОТМИ, РТ СОФТ, Телеканал и проводились ли вами работы по интеграции с уже существующими на объектах РСК ССПИ по Modbus подобным протоколам?

Ответить +4 28 июня 2016 в 10:00
Иван Лейник

Андрей, в этой ветке я не готов обсуждать вопросы коммерческой стоимости решения. В общем, если сравнивать стоимость этого решения со стоимостью перечисленных Вами решений по системам телемеханики (ТМ) и АСУ ТП, то "КРУ Smart View" будет стоить дешевле. Вот только неправильно позиционировать это решение, как классическую систему ТМ или АСУ ТП, так как решаемые ею задачи не свойственны классическим системам ТМ и АСУ ТП.
Вот некоторые из них:
- повысить уровень безопасности труда при оперировании коммутационными аппаратами и при проведении работ в помещениях подстанции;
- анализировать текущий износ электрооборудования непосредственно в процессе его эксплуатации;
- планировать профилактические, регламентные и ремонтные работы по фактическому состоянию электрооборудования;
- облегчить работу обслуживающего персонала при проведении профилактических, регламентных и ремонтных работ (система имеет встроенный электронный помощник, который во время подскажет обслуживающему персоналу какие именно работы необходимо провести, какой инструмент и материалы необходимо использовать для проведения этого вида работ и т.п.).
Последний пункт постараюсь объяснить Вам на конкретном примере по обслуживанию вакуумных выключателей:
Известно, что некоторые силовые вакуумные выключатели не требуют проведения периодических (плановых) текущих, средних и капитальных ремонтов в течение всего срока их службы, НО заводы-изготовители этих вакуумных выключателей обязательно рекомендуют проводить ПЕРИОДИЧЕСКИЙ профилактический контроль технического состояния своих выключателей (подробная информация содержится в РЭ на сам выключатель). Теперь допустим, что выключатель эксплуатируется в цепи приемников с частой коммутацией, например, на сталеплавильных печах, где в течение суток может быть до 60 операций «Включения-Отключения». Текущий профилактический контроль технического состояния такого выключателя рекомендуется проводить чаще. На сколько чаще и какие операции входят в объем профилактического контроля, какие инструменты и материалы необходимо использовать для проведения работ? На эти и другие вопросы ответит система "КРУ Smart View".
На мой взгляд наше решение станет более востребованным, если его интегрировать не в системы диспетчерского управления АСДУ (для этого есть системы ТМ и АСУ ТП), а в информационные системы (ТОиР и др.).
Я представляю завод, который сам производит камеры КСО, шкафы КРУ, вакуумные и элегазовые выключатели на напряжения до 35кВ, системы ТМ и АСУ ТП. Поэтому у нас накоплен достаточно большой опыт работы с производителями перечисленных Вами систем, в том числе и по интеграции "снизу-вверх" и "сверху-вниз". Если есть конкретные вопросы, то постараюсь ответить.

Ответить +2 28 июня 2016 в 14:54
Татьяна Л

Добрый день, Иван! Рассмотрев Ваш проект, хочу задать такой вопрос, а каким образом можно выходить через браузер на устройство и получать от него информацию? Если возможность хранить информацию от "КРУ Smart View" на сервере, тем самым сэкономить на аппаратной части устройств?

Иван Лейник

Татьяна, доброе утро!
Спасибо Вам за то, что проявили интерес к нашему проекту.
Каждая сенсорная панель (точнее ПЛК с сенсорным экраном) имеет свой встроенный веб-сервер и порт Ethernet.
Поэтому, объединив все сенсорные панели в единую подстанционную сеть LAN и например установив одну точку доступа Wi-Fi на подстанции у персонала появится возможность используя беспроводное подключение организовать удаленный доступ ко всем сенсорным панелям без непосредственного доступа персонала в помещение подстанции. Далее все как обычно - на любом мобильном устройстве (смартфон, планшет, нетбук и прочее) нужно будет подключиться к этой точке доступа, после чего открыть веб-обозреватель в адресной строке которого необходимо ввести IP-адрес интересующей сенсорной панели.
Тема интеграции в различные информационные системы очень важна.
К сожалению, вопрос хранения информации на сервере на данном этапе нами серьезно не рассматривался, но возможность такая есть. Посредством стандартных открытых протоколов обмена данными каждая сенсорная панель может передавать свои данные в систему верхнего уровня. Для этих нужд имеются следующие встроенные интерфейсы: RS-232, RS-485 и Ethernet. Поддерживаются следующие цифровые протоколы обмена данными: Modbus, МЭК-101 и МЭК-104 или ОРС технология обмена данными.

Ответить +1 30 июня 2016 в 10:35
Татьяна Л

Да и еще один вопрос как Вы относитесь к тому, что на сегодняшний день ТМ, АСУ ТП, АСКУЭ, микропроцессорные устройства РЗА и т.п. дублируют функционал? Может пора прийти к универсальному устройству и устанавливать основное и резервное?

Ответить +2 30 июня 2016 в 02:02
Иван Лейник

Вы подняли не простой и интересный вопрос.
Дело в том, что перечисленные Вами системы обслуживают разные службы.
Если говорить просто, то раньше раздел между зонами ответственности этих служб был по внешним клеммам. В настоящее время все больше и больше интеллектуальных цифровых устройств появляется в камерах КСО, шкафах КРУ, установленных на подстанции и каждая из установленных на подстанции систем (ТМ, АСУ, АСКУЭ, РЗА) получает данные от одних и тех же интеллектуальных устройств. Довольно часто одни и те же счетчики электроэнергии являются поставщиками данных для двух и более различных систем (ТМ и АСКУЭ) и это правильный подход. Так как он позволяет Покупателю экономить средства за счет того, что в таких подстанциях при укомплектовании их системой ТМ отсутствует необходимость устанавливать дополнительные измерительные преобразователи для нужд ТМ и прочие цифровые устройства (например: исполнение команд ТУ можно организовать через РЗА). И как результат - Покупателю не нужно устанавливать дополнительные измерительные обмотки трансформаторов тока, коробки испытательные ИКК, и прочее оборудование вторичных цепей.
На мой взгляд, будущее за цифровыми подстанциями. Чем больше интеллектуальных цифровых устройств было установлено на заводе-изготовителе подстанции, тем лучше. К сожалению в существующих распред.сетях ещё достаточно слабо распространен протокол обмена данными 61850. Будущее заключается в том, что каждое интеллектуальное устройство современной цифровой подстанции должно поддерживать протокол 61850 (терминалы РЗА, цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения, силовые вакуумные и элегазовые выключатели и т.д.).
Отвечая на Ваш вопрос:
В цифровой подстанции перехода к "универсальному устройству" не потребуется, так как необходимость в нем отпадет. Достаточно будет организовать резервируемые каналы связи между всеми цифровыми устройствами подстанции.
А дальше следующий вопрос:
Что дальше делать с таким большим объемом информации, получаемым от цифровой подстанции? Как её анализировать и отображать?

Иван Лейник

Если говорить о новых "универсальных" цифровых интеллектуальных устройствах, то на я против совмещения различных функций (учет, РЗА, АСУ и прочее) в одном устройстве, так как:
- размываются зоны ответственности эксплуатационных служб;
- решение получится дорогим (например: устройство КИПП-2М, в котором совмещены функции ТМ и АСКУЭ);
- решение получится трудно масштабируемым (например: зачем Покупателю при покупке универсального устройства переплачивать за функционал АСУ ТП, если он ему не нужен);
- в одном универсальном устройстве практически невозможно будет учесть всех требований Покупателя (устройство нужно будет дополнять новыми модулями расширения входов/выходов и т.п.);
Для начала я хотел бы посмотреть опросный лист для заказа такого устройства.

Ответить +1 30 июня 2016 в 13:21
Андрей Мозохин

После сбора всех данных с объекта в работу вступают аналитические системы типа DMS\OMS\EMS, работающие с базами данных большого объема. Способные обработать, проанализировать и визуализировать информацию для конечного пользователя. Рассчитать надежность, предложить варианты выхода из аварийных ситуаций.
На мой взгляд интеграция разнородных систем значительно сложнее чем изначально разработка совместимых интеллектуальных устройств. Как это сделать? Унификация протоколов обмена данными между устройствами разных производителей будь то системы ТМ, АИСКУЭ, РЗАиПА. Обязательным условием является модульная архитектура устройств, чтобы была возможность выбора и комбинирования. Примером такого решения (объединения учета и ТМ) является устройство ПРИЗ001 фирмы ЮГ СИСТЕМА Плюс, стоимостью дешевле чем отдельные модули. В последних модификациях оно хорошо зарекомендовало себя на объектах РСК.

Ответить +1 30 июня 2016 в 13:29
Иван Лейник

Речь идет не о интеграции разнородных систем.
Когда я говорил о цифровой подстанции я имел в виду, что любая система верхнего уровня сможет получить доступ к любому цифровому интеллектуальному устройству подстанции и сможет запросить у него именно те данные, которые ей нужны для дальнейшей работы. Цифровая подстанция - это поставщик данных для различных систем верхнего уровня. Никакой интеграции разнородных систем не потребуется.
"ЮГ СИСТЕМА Плюс" - это известная компания. Вот только для использования в системе "КРУ Smart View" этот измерительный преобразователь не подойдет. Так как в настоящий момент он не фиксирует измеренные фазные токи, которые протекали через контакты силового выключателя на момент его отключения.
Но учитывая, что в этой компании работают талантливые инженеры, то полагаю им не составит труда обновить "прошивку" измерительного преобразователя, чтобы добавить в него новый функционал. Вот только зачем это делать, если уже есть терминал РЗА, в котором этот функционал заложен на уровне завода-изготовителя.

Ответить +1 30 июня 2016 в 14:30
Андрей Мозохин

Согласен с вами Иван, иметь оцифрованную информацию обо всем что происходит на ПС в этом и состоит идея автоматизации в целом и цифровой подстанции в частности. Первым шагом к большим преобразованиям нужно начать с разработке нового РЕГЛАМЕНТА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ МЕЖДУ СЛУЖБАМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ, где будет четко написано кто за что отвечает чтобы собираемая информация по единому стандарту 61850 круглосуточно поступала в центр управления сетями.

Ответить +1 30 июня 2016 в 17:13
Иван Лейник

Андрей, Вы все правильно говорите.
Однако на сегодняшний день проблема, на мой взгляд, состоит в излишней гибкости стандарта 61850, которая приводит к разночтениям в его реализации компаниями производителями оборудования. Поэтому на одной и той же подстанции могут находиться два устройства от разных производителей, поддерживающих стандарт 61850, которые могут быть не совместимы между собой. И эта проблема выявится только на этапе выполнения ПНР. Ещё одной серьезной проблемой на пути реализации стандарта 61850 является повышенные требования к вычислительным ресурсам оборудования и средствам связи (Ethernet коммутаторам), что в конечном итоге приводит к увеличению стоимости реализации цифровой подстанции.

Ответить +2 30 июня 2016 в 18:25
Андрей Тамошкин

Здравствуйте, Иван!
На мой взгляд Вы на стадии изобретения "контроллера ячейки" с функцией технологического видеонаблюдения, которое, согласно Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок, необходимо при ТУ. В этом и просматривается новизна. Идея очень интересная. Осталось подумать, как "картинку" отобразить диспетчерам ЦУСа...а в ЦУС передавать придётся, т.к. последние ОРД ПАО "Россети" стирает границы между ТМ, оперативной информацией, РАС, осциллограммами, срабатыванием защит и прочей. Вся информация, со всех приборов, имеющая интерфейс, должна быть в ЦУСе.
Согласен со всеми выше приведенными комментариями, и про оргструктуру и про избыток цифры на ячейке...
Но бывает и такое: ячейка 10кВ в ведении РДУ, выключатель отключен, информация (ТИ, ТС) снимается с БИМ (Госан), с функцией счетчика. В один прекрасный момент информация становится недостоверной, стали разбираться, оказывается служба транспорта ЭЭ счетчик банально отключила, т.к. на нем "самоход". Что важнее РДУ или коммерческие потери???
И ещё, вводится ПС 110 кВ в ведении РДУ, всё готово к первому включению со стороны 110 кВ, а РДУ заявку на включение не утверждает, потому что не видит нули по ТИ. Стали разбирать - счетчики СЭТ- 4ТМ при отсутствии цепей напряжения формируют ошибку!!!! До тех пор, пока не перешли на измерительные преобразователи, ПС не включили. Завод изготовитель претензии не принимает.
Скажите, пожалуйста, как вы мерите температуру? В качестве цепей напряжения используете 10Р? Что применяете в качестве видеокамер?
Спасибо.

Иван Лейник

Андрей, здравствуйте!
Температуру измеряем посредством бесконтактных пирометрических датчиков ДТП-300.
В качестве токовых цепей используем обмотки ТТ с классом точности 10Р (так как кроме текущих значений тока нам важно знать токи на момент отключения выключателя, чтобы правильно посчитать текущий коммутационный ресурс силового выключателя).
В качестве видеокамеры используется любая видеокамера, имеющая Ethernet порт. Сенсорная панель в данном случае является телевизором (экраном на котором отображается видео изображение).
Для передачи видео изображения диспетчерам ЦУСа необходимо, чтобы цифровой канал связи имел пропускную способность не хуже 2 Мбит/сек.

Ответить 0 2 августа 2016 в 15:39
Иван Лейник

В качестве цепей напряжения используем измерительные обмотки ТН классом точности 0,5 или 0,2 (те же цепи напряжения, что и для подключения счетчиков электрической энергии).

Ответить 0 2 августа 2016 в 17:05
Артем Смирнов

Прошу дополнить материалы информацией о составе команды по продвижению проекта.

Иван Лейник

Есть определенные сложности с формированием команды по продвижению данного проекта. В настоящий момент такой команды не существует. Поэтому буду признателен Вам за пожелания и конкретные предложения в части продвижения проекта.

Ответить 0 2 августа 2016 в 15:56
Иван Лейник

В настоящий момент продвижением проекта занимаются специалисты АО "ПО Элтехника".
Вот здесь есть информация о проекте, применительно к шкафам КРУ "Волга":
http://elteh.ru/products/10/49/

Ответить 0 4 августа 2016 в 11:42
Андрей Тамошкин

Интегрированная система мониторинга, управления и диагностики "КРУ Smart View" предназначена для визуального контроля и управления основными электрическими и технологическими параметрами шкафа КРУ….

Добрый день, Иван!
Всё-таки есть визуальный контроль или нет? Или термин "Визуальный контроль" в данном случае имеет несколько иное значение?
Спасибо.

Ответить 0 2 августа 2016 в 06:30
Иван Лейник

Андрей, под термином "визуальный контроль" в первую очередь понимается интерактивная мнемосхема главных цепей шкафа КРУ. Указанная мнемосхема всегда отображается на цветном экране сенсорной панели и не перекрывается другими программными окнами и видеокадрами. Видео изображение в нашем случае - это опция (так же как и температурный контроль), которая указывается при заполнении опросного листа для заказа системы.

Ответить 0 2 августа 2016 в 15:48

Добавление комментария