Понятия и методики определения уровней наблюдаемости и управляемости электрических сетей

Введение.

Вектор развития систем электроснабжения направлен на повышение наблюдаемости и управляемости в электрических сетях, в том числе сельскохозяйственного назначения. Обеспечение наблюдаемости позволяет в значительной степени сократить время реакции на повреждения в электрических сетях, своевременно выявлять развитие дефектов, которые

могут привести к отказам оборудования сетей. Управляемость также позволяет повысить надёжность электроснабжения потребителей за счёт сокращения времени на выполнение необходимых операций по управлению конфигурацией электрических сетей [1,2]. Приоритеты развития электроэнергетики России также включают вопросы повышения наблюдаемости и управляемости [3].

В то же время, понятия наблюдаемости и управляемости в классическом виде не вполне отражают особенности их применения в электрических сетях, так как носят общий характер. В частности, согласно классическому определению, «наблюдаемость в теории управления – это свойство системы, показывающее, можно ли по выходу полностью восстановить информацию о состояниях системы», а «управляемость в теории управления обозначает возможность перевести систему из одного состояния в другое» [4-6].

В соответствии с этими понятиями исследуются критерии степени наблюдаемости и управляемости, выявляются их недостатки, разрабатываются критерии определения для разных сфер. Например, для определения качества наблюдения погрешностей инерциальных навигационных систем [7].

А.З. Гаммом и И.И. Голубом понятие наблюдаемости определено для электроэнергетических систем следующим образом: «под наблюдаемостью понимается совокупность условий, обеспечивающих получение информации о значениях текущих параметров режима (электроэнергетической системы)» [8]. Данными авторами проведена большая работа по исследованию наблюдаемости, определены критерии её качества, предложены способы оценки надёжности получения информации и решён ряд других вопросов применительно к определению параметров режима электроэнергетической системы средствами наблюдаемости.

Наблюдаемость электрической сети понимается и как обеспечение возможности мониторинга и контроля параметров режимов работы сети и технического состояния оборудования сети как средств получения необходимых данных для управления конфигурацией сети, а управляемость – как обеспечение возможности управления оборудованием, установленным в сети, как вручную, так и автоматически, и дистанционно [1, 2]. Таким образом, указанные понятия применены к управлению конфигурацией сети.

Для практического использования при оценке уровней наблюдаемости и управляемости в электрических сетях требуется разработка упрощенных методик их определения. Кроме того, на практике требуется знать не только параметры режима работы сети, но и состояния установленных в ней коммутационных аппаратов, оборудования для регулирования напряжения и другого оборудования, то есть необходимо наблюдать не только параметры режима работы, но и параметры конфигурации сети. Поэтому необходимо введение понятий уровней наблюдаемости и управляемости применительно к электрическим сетям.

Материалы и методы.

В качестве материалов исследования использовались примеры топологии и конфигурации сельских электрических сетей. Применялись методы литературного обзора по вопросам понятий и методов оценки наблюдаемости и управляемости в теории управления и других сферах, методы анализа топологии и конфигурации сельских электрических сетей.

Результаты и обсуждение.

С учётом рассмотренных выше вариантов формулировок понятия наблюдаемости, под наблюдаемостью электрических сетей предлагается понимать совокупность условий, обесп ечивающих получение информации о значениях текущих параметров режима и 6                  Агротехника и энергообеспечение. – 2025. – № 2 (47)

конфигурации электрической сети. При этом предлагается следующее определение уровня наблюдаемости: « уровень наблюдаемости электрической сети - это относительная величина, показывающая отношение количества практически получаемых данных о значениях текущих параметров режима и конфигурации электрической сети к заданному теоретически возможному количеству данных о значениях текущих параметров режима и конфигурации данной электрической сети».

Под управляемостью электрической сети предлагается понимать возможность изменять конфигурацию и параметры режима работы электрической сети с помощью ручных, автоматических, дистанционных воздействий на установленное в сети оборудование управления конфигурацией. При этом: « уровень управляемости электрической сети - это относительная величина, показывающая отношение количества, практически установленного и готового к применению (ручному, автоматическому, дистанционному) в электрической сети оборудования управления её конфигурацией к заданному теоретически возможному количеству оборудования управления конфигурацией данной электрической сети».

Под конфигурацией электрической сети понимается характеристика электрической сети по взаимному расположению на схеме и в пространстве входящих в её состав электроустановок, электрооборудования, а также по соотношению между собой их технических характеристик. Управление конфигурацией электрической сети - это процесс целенаправленного воздействия оперативного персонала, обслуживающего электрическую сеть, средств релейной защиты и автоматики, средств дистанционного управления на оборудование электрической сети для достижения требуемых параметров конфигурации электрической сети [1,2].

К оборудованию управления конфигурацией относятся коммутационные аппараты (разъединители, выключатели, рубильники, устройства секционирования, устройства резервирования и т.д.), устройства регулирования напряжения (устройства регулирования под нагрузкой (РПН), или без возбуждения (ПБВ) на трансформаторах, вольтодобавочные трансформаторы, линейные регуляторы и т.д.), устройства регулирования реактивной мощности и т.п., применение которых проиллюстрировано, например, в [9]. Также примеры оборудования управления конфигурацией и методики его выбора, методики расчёта электрических сетей при его использовании приведены в [1, 10-12]

Текущий уровень наблюдаемости электрической сети предлагается оценивать в долях от максимально возможного по упрощенной методике, которая заключается в следующем.

Первым действием методики оценивают теоретически возможное количество точек сбора информации (контрольных точек) в сети, т, ед., в которых рационально собирать данные для систем мониторинга, контроля, учёта и управления, то есть для центра диспетчерского управления сетью (ЦДУС). Это количество контрольных точек можно определить, как сумму точек, включающих контрольные точки на разветвлениях сети, оборудовании, установленном в сети. Для оборудования минимальное количество точек определяется количеством выводов данного оборудования, могут также быть дополнительные контрольные точки внутри оборудования, например, точка общего соединения в таких средствах управления конфигурацией, как мультиконтактные коммутационные системы (МКС), например, МКС-3, МКС-4, или в других видах МКС с общей точкой соединения контактных групп [1]. Для коммутационных аппаратов минимальное количество - две контрольные точки, по одной с каждой стороны аппарата. Дополнительно может оцениваться непосредственно положение коммутационного аппарата в качестве неэлектрического параметра. Для мест разветвления сети (включая отпайки к потребителям) количество точек определяется количеством ветвей сети.

Вторым действием определяют теоретически возможное количество собираемых первичных данных в указанных точках, пс.д.тах, ед. При этом для каждой точки определяется количество возможных для сбора, данных, Пс.дх.тах, ед. Однотипные по набору теоретически собираемых данных точки группируются в группы, Nт.с.^, характеризующие количество однотипных по набору теоретически собираемых данных, точек, ед. В этом случае:

^Пс.д.тах = S 1 ^ т.с7 ' ^Пс.д.1тах .

Целесообразно определять и удельное число собираемых первичных данных, П _сдтах1 , ед./км (ед./шт.), приведённое к 1 километру сети (или на 1 электроустановку):

Пс.д.тах1

= П

с.д.тах

/I,

где I - длина рассматриваемой сети, км (или количество электроустановок, шт.), а также приведённые значения теоретического количества собираемых данных к 100

км сети (или 100 штук электроустановок), П _с._д._тах1оо , ед./100км (ед./100шт.):

^П с.д.тах100    ^Пс..д.тах • ¹00^/i.

Эти два показателя также можно назвать удельной насыщенностью теоретически собираемыми данными на 1 и на 100 км сети.

Третьим действием определяют количество точек практического сбора данных, к, ед, а четвёртым - практическое количество собираемых первичных данных в указанных точках, П _с._д.ку , ед. Для этого определяют количество практически собираемых данных в одной точке,

Пс.д.к, ед. Такие точки объединяются в группы,   ^т.с.к, характеризующие количество однотипных по набору практически собираемых данных, точек, ед.

Практическое количество собираемых первичных данных в указанных точках, Пс.д.ку, ед.:

Пс.д.кХ    X1 ^т.с.к • Пс.д.к.(4)

Удельное число собираемых первичных данных, п _с._д.к^ , ед./км (ед./шт.), приведённое к 1 километру сети (или на 1 электроустановку):

Пс.д.к1^ = Пс.д.ку/^.

Приведённые значения количества практически собираемых данных к 100 км сети (или

100 единиц электроустановок), п с.д.^ооу , ед./100км (ед./100шт.):

Пс.д.к100У = Пс.д.к1^ • 100Д ед.

Эти два показателя также можно назвать удельной насыщенностью практически собираемыми данными на 1 и на 100 км сети.

Фактический уровень наблюдаемости, У н , отн. ед., определяется по формуле:

у       ^Пс.д.к£       ^Пс.д.кГ£      ^Пс.д.к100^        Х 1 ^ т.с.к ' ^Пс.д.к

ун =---- =-----=------= ™--------.

^Пс.д.тах    ^Пс.д.тах1    ^Пс.д.тах 1 00     X 1 ^ т.с. 1'^Пс.д. ктах

Таким образом, уровень наблюдаемости всегда может принимать значения от 0 до 1.

Сложность в процессе оценки наблюдаемости представляет, в первую очередь, определение Пс.д.тах, поскольку теоретически количество собираемых данных в каждой точке может расширяться с учётом различного вида данных, как электрических, так и неэлектрических.

Для выхода из данной ситуации следует оговаривать виды собираемых данных для разных типов контрольных точек. В этом случае также можно оценивать наблюдаемость по конкретным параметрам, например, только по электрическим, подставляя в формулу (7)

соответствующие значения, учитывающие только электрические, или только неэлектрические параметры.

По каждой контрольной точке собираются справочные данные, необходимые для оценки параметров режимов работы сети. В первую очередь, это допустимые диапазоны технических параметров оборудования, проводов, окружающей среды, позволяющие создать базу сравнения текущих контролируемых параметров и нормированных значений.

Пример перечня собираемых данных по двум типам контрольных точек показан в таблице 1, а пример справочных данных по тем же точкам – в таблице 2.

Таблица 1 - Пример перечня теоретически собираемых данных

Точка	Электрические параметры	Неэлектрические параметры
1	2	3
Разветвление электрической сети	1 - напряжение по фазам по каждой ветви, 2 – напряжение линейное по каждой ветви, 3 - форма тока по фазам по каждой ветви, 4 - значение силы тока по каждой ветви, 5 -спектр гармонических составляющих тока по каждой ветви, 6 - коэффициент мощности по каждой ветви, 7 частота тока по каждой ветви.	1 - температура поверхности по каждой ветви, 2 - звуковое давление по каждой ветви, 3 -спектр акустических колебаний по каждой ветви.
Коммутационный аппарат	1 - напряжение по фазам с каждой стороны аппарата, 2 – напряжение линейное с каждой стороны аппарата, 3 - форма тока по фазам в цепи, 4 - значение силы тока в цепи, в которой установлен аппарат, 5 -спектр гармонических составляющих тока в цепи, в которой установлен аппарат, 6 -коэффициент мощности в цепи, 7 частота тока в цепи.	1 - температура поверхности, 2 - звуковое давление на поверхности, 3 - спектр акустических колебаний, на поверхности, 4 – интенсивность инфракрасного излучения, 8 – положение.

Собираемые электрические параметры описывают текущее состояние режима и конфигурации электрической сети. К ним относятся: напряжение, ток, коэффициент мощности, частота и другие [13]. Из этих данных вычислительным способом получаются значения активной, реактивной и полной мощностей, а с учётом времени работы и соответствующие значения потребляемой электроэнергии. Это позволяет строить технический учёт электроэнергии дифференцированно по контрольным точкам.

Таблица 2 - Пример перечня справочных данных

Точка	Справочные данные по электрическим параметрам	Справочные данные по неэлектрическим параметрам
1	2	3
Разветвление электрической сети	1 – диапазон допустимых напряжений по фазам в каждой ветви, 2 – диапазон допустимых линейных напряжений в каждой ветви, 3 - диапазон допустимых форм тока по фазам в каждой ветви, 4 - диапазон допустимых значений силы тока в каждой ветви, 5 -диапазон допустимого спектра гармонических составляющих тока в каждой ветви, 6 - диапазон допустимого коэффициента мощности в каждой ветви, 7 диапазон допустимой частоты тока в каждой ветви.	1 - диапазон допустимых температур поверхности по каждой ветви, 2 - диапазон допустимых значений звукового давления по каждой ветви, 3 - диапазон допустимого спектра акустических колебаний по каждой ветви.
Коммутационный аппарат	Электрические: 1 - диапазон допустимых значений напряжения по фазам с каждой стороны аппарата, 2 – диапазон допустимых значений напряжений линейных с каждой стороны аппарата, 3 -диапазон допустимых форм тока по фазам в цепи, в которой установлен аппарат, 4 - диапазон допустимых значений силы тока в цепи, в которой установлен аппарат, 5 -диапазон допустимого спектра гармонических составляющих тока в цепи, в которой установлен аппарат, 6 - диапазон допустимых значений коэффициента мощности в цепи, в которой установлен аппарат, 7 -диапазон допустимых значений частоты тока в цепи, в которой установлен аппарат.	1 - диапазон допустимых значений температуры поверхности, 2 - диапазон допустимых значений звукового давления на поверхности, 3 - диапазон допустимых значений спектра акустических колебаний, на поверхности, 4 - диапазон допустимых значений интенсивности инфракрасного излучения, 5 – положение.

Также определяются аварийные режимы работы сети как, например, в патенте [14]. Осуществляется контроль работы коммутационных аппаратов. К основным параметрам функционирования коммутационных аппаратов можно отнести не только их положение (включено — отключено), но и время переключения, температуру поверхности. В совокупности с данными о напряжении до и после коммутационного аппарата, тока по фазам, протекающего через аппарат, можно определять причины отключения. На основании записей о переключениях можно учитывать количество срабатываний, прогнозировать ресурс коммутационного аппарата. На основании дополнительных данных, таких как температура поверхности, снимаемые виброакустические характеристики, можно не только более детально прогнозировать ресурс, но и предсказывать неисправности коммутационных аппаратов до их появления.

Получение данных из каждой контрольной точки позволяет обеспечивать контроль текущей конфигурации сети, своевременно осуществлять её изменение посредством переключений. Среди требований к сбору данных необходимо отметить обязательную привязку их к астрономическому времени, что позволит сопоставлять данные в разных точках сети. Также требуется архивирование данных как в самих устройствах сбора данных, например, в микроконтроллерных блоках управления МКС, управляемых коммутационных аппаратов (УКА) и т.д., а также в ЦДУС. Применяемые протоколы передачи данных определяются назначением передаваемых данных. Это могут быть протоколы Modbus, или МЭК-104 в зависимости от того, используются данные для мониторинга текущей ситуации, или необходимы для реакции на какое-либо событие. Также важным является обеспечение скорости передачи данных. Наиболее быстрым будет вариант оснащения всех устройств сбора данных возможностью передачи по оптико-волоконным линиям и соединение этими линиями всех устройств и ЦДУС. Но возможны и другие варианты, например, GSM, Lora-Wan и другие. В этих случаях принятие решений должно учитывать скорость передачи данных и надёжность связи.

Получение данных позволяет повысить и управляемость электрической сети. Уровень управляемости можно определить по следующей упрощенной методике.

Первым действием методики определяют количество оборудования, установленного в рассматриваемых границах сети, г, ед., с помощью которого теоретически возможно управлять конфигурацией сети, в том числе дистанционно и автоматически. Для определения r рассматривают схему сети, включающую всё оборудование, в том числе коммутационные аппараты в рамках границ сети, для которой производится оценка управляемости. Также определяют удельное значение данного количества на 1 километр сети (или на 1 электроустановку) г i, ед./км (ед./шт.):

Г 1 = г/1.                                              (8)

Приведённые значения количества к 100 км сети (или 100 единиц электроустановок), г ₁₀₀ , ед./100км (ед./100шт.):

г ₁₀₀ = г • 100/1.                                       (9).

Эти два показателя также можно назвать теоретической удельной насыщенностью оборудованием управления конфигурацией на 1 и на 100 км сети (одну, или 100 шт. электроустановок).

Вторым действием определяют количество оборудования, установленного в сети, К _га^ , ед., с помощью которого практически возможно управлять конфигурацией сети, в том числе вручную, автоматически, или дистанционно. Также определяют удельное значение данного количества на 1 километр сети (или на 1 электроустановку), К _гаш , ед./км (ед./шт.):

й гаЯ = К гач /1.                                  (10)

Приведённые значения количества к 100 км сети (или 100 единиц электроустановок), К _гаа₁00 , ед./100км (ед./100шт.):

П га<1100 =П га<г 100/1.                             (11)

Эти два показателя также можно назвать удельной практической насыщенностью оборудованием управления конфигурацией на 1 и на 100 км сети (на одну, и 100 шт. электроустановок).

Третьим действием аналогичным способом определяют количество оборудования, установленного в сети, R _a , ед., с помощью которого практически возможно автоматически управлять конфигурацией сети и его удельные значения R _ai , ед./км (ед./шт.), R _aioo ед./100км (ед./100 шт.). Эти два показателя также можно назвать удельной насыщенностью автоматически управляемым оборудованием на 1 и на 100 км сети (на одну, и 100 шт. электроустановок).

Четвёртым действием определяют количество оборудования, установленного в сети, R d , ед., с помощью которого практически возможно дистанционно управлять конфигурацией сети и его удельное значения, R df , ед./км (ед./шт.), R dioo , ед./100км (ед./100 шт.). Эти два показателя также можно назвать удельной насыщенностью дистанционно управляемым оборудованием на 1 и на 100 км сети (на одну, и 100 шт. электроустановок).

Пятым действием определяют количество оборудования, установленного в сети, R _ad , ед., с помощью которого практически возможно управлять конфигурацией сети, автоматически, или дистанционно. Также определяют удельные значения данного количества на 1 километр сети (или на 1 электроустановку), R _adi , ед./ км (ед./ шт.), R _ad_ioo , ед./100км (ед./100 шт.). Эти два показателя также можно назвать удельной насыщенностью автоматически, или дистанционно управляемым оборудованием на 1 и на 100 км сети.

Шестым действием определяют количество оборудования, установленного в сети, R d_a , ед., с помощью которого практически возможно управлять конфигурацией сети, дистанционно и автоматически, его удельные показатели, R d_ai , ед./ км (ед./шт.), R d_aioo , ед./100км (ед./100 шт.). Эти два показателя также можно назвать удельной насыщенностью дистанционно и автоматически управляемым оборудованием на 1 и на 100 км сети.

Далее выполняют расчёт соответствующих уровней управляемости конфигурацией электрической сети.

Уровень общей управляемости конфигурацией электрической сети, У _оу , отн.ед.:

-   _ ^Rrad _ ^Rradi _ ^Rradl00

^оу       r        r_t        r i₀₀  .

Уровень автоматической управляемости конфигурацией электрической сети, y _ad_y,

отн.ед.:

у   _ Ra    Ral    Ral00                                fl3^ ay      r      r i       r ioo ■                                        1   ’

Уровень дистанционной управляемости конфигурацией электрической сети, У _ау,

отн.ед.:	yd =^- = ^ = ^^                   (14) dy      r     r i      r ioo
Уровень автоматической, электрической сети, y ady , отн.ед.:	или дистанционной управляемости конфигурацией у    = Rad = Radf = RadlOO                          z^x ady      r       r i        r ioo ■                                          ’
Уровень  дистанционной электрической сети, y day , отн.ед.:	и  автоматической  управляемости  конфигурацией Rda   Rdal   Rdaioo У day =    =    =      ■                          (16) uay      r      r i       r ioo

Разделение показателей управляемости конфигурацией электрической сети (насыщенности средствами управления, уровни управляемости) позволяют более дифференцированно оценить текущее состояние и разработать план по повышению управляемости конфигурацией электрической сети теми средствами, которые требуются в каждом конкретном случае (средства с автоматическим, дистанционным и т.д. управлением).

Выводы.

Предложенные определения понятий уровней наблюдаемости и управляемости электрических сетей, методики их оценки могут являться основой для проведения исследований, направленных на обоснование рациональных уровней наблюдаемости и управляемости конфигурацией электрической сети, позволяющих достигать заданных параметров надёжности электроснабжения сельских потребителей и качества поставляемой им электроэнергии.