Юрий МОРЖИН , заместитель генерального директора - директор филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» - ВНИИЭ;

Юрий ШАКАРЯН , заместитель генерального директора - научный руководитель ОАО «НТЦ электроэнергетики», научный руководитель ВНИИЭ;

Валерий ВОРОТНИЦКИЙ , заместитель директора филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» - ВНИИЭ по научной работе;

Николай НОВИКОВ , заместитель Научного руководителя ОАО «НТЦ Электроэнергетики»

Говоря о надежности, качестве и экологичности электроснабжения, мы в первую очередь должны иметь в виду разработку и развитие принципиально новых - инновационных технологий расчета, анализа, прогнозирования, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях, оперативного диспетчерского управления их режимами. Предлагаем материал, предоставленный филиалом ОАО «Научно-технический центр электроэнергетики» Научно-исследовательским институтом электроэнергетики (ВНИИЭ), в котором рассказывается о наиболее важных на сегодняшний день разработках института в данной области.

Совершенствование средств и систем расчета снижения потерь электроэнергии

Новые подходы к системе управления электроэнергетикой, к формированию тарифов на услуги по передаче электроэнергии, к системе нормирования и управления уровнем потерь электроэнергии требуют и соответствующего развития методов их расчета. Это развитие ведется сегодня в нескольких направлениях.

Точность расчетов технических потерь (РТП) электроэнергии предполагается повышать за счет более полного использования оперативной информации о коммутационном состоянии электрической сети (рис. 1), физических параметрах ее элементов, режимных данных о нагрузках, уровнях напряжений и т.п.

Необходим переход от детерминированных расчетов уровня потерь электроэнергии к вероятностным оценкам с заданной точностью и доверительными интервалами с последующей оценкой рисков при принятии решений об инвестировании денежных средств в снижение потерь.

Еще один вектор развития - применение принципиально новых интеллектуальных моделей учета множества неопределенных факторов, влияющих на величину фактических и технических потерь электроэнергии, на прогнозирование потерь. Одна из таких моделей основана на применении искусственных нейронных сетей, являющихся, по существу, одной из активно развивающихся областей технологий искусственного интеллекта.

Развитие автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), автоматизированных систем технологического управления (АСТУ) электрическими сетями, графических и географических информационных систем (ГИС) создает реальные возможности для совершенствования программного обеспечения расчетов, анализа и нормирования потерь электроэнергии (ПО РП). В частности, в настоящее время назрела настоятельная необходимость в интеграции программно-технических комплексов (ПТК) и содержащихся в них баз данных АИИС КУЭ, АСТУ, ГИС и ПО РП для повышения точности, прозрачности и обоснованности расчетов режимов электрических сетей, балансов и потерь электроэнергии. Частично такая интеграция уже осуществлена. Дальнейшее ее развитие должно основываться на новых подходах к стандартизации информационных обменов между различными ПТК на единой информационной платформе, в том числе с использованием так называемых СИМ-моделей.

Как показывает практика, традиционные методы и средства снижения потерь электроэнергии не могут обеспечить поддержание уровня потерь на технико-экономически обоснованном уровне. Приближение к этому уровню становится все дороже и требует больших усилий. Необходимо применение принципиально новой техники и технологий передачи и распределения электроэнергии. В первую очередь это:

• Современные статические регулируемые устройства продольной и поперечной компенсации реактивной мощности.
• Устройства, основанные на применении высокотемпературной сверхпроводимости (ВТСП).
• Применение «умных» технологий в электрических сетях (Smart Grid технологий). Это позволяет за счет обеспечения электрических сетей средствами системного контроля и управления нагрузкой в темпе процесса не только осуществлять оперативный мониторинг потребления мощности и электроэнергии потребителей, но и управлять этой мощностью и электроэнергией в целях наиболее эффективного использования пропускной способности электрической сети в каждый момент времени. За счет такого управления обеспечивается также и оптимальный уровень потерь электроэнергии в сетях при допустимых значениях показателей качества электроэнергии.

По оценкам американского Совета по энергоэффективной экономике (АСЕЕЕ) к 2023 году использование Smart Grid технологий в сочетании с другими мерами по эффективному использованию энергоресурсов позволит сэкономить до 30% планируемых энергозатрат. То есть каждый третий киловатт-час можно будет получить не за счет расширения генерирующих мощностей, а благодаря распределению существующих энергоресурсов с помощью новых информационных технологий.

Величина фактических потерь электроэнергии в электрических сетях, за которую должны платить в настоящее время электросетевые организации, в значительной степени зависит от точности измерений электроэнергии, поступившей в электрическую сеть и отгруженной из электрической сети.

Практика внедрения современных АИИС КУЭ показывает, что эти достаточно дорогостоящие и распределенные в пространстве информационно-измерительные системы могут в процессе эксплуатации выходить из строя, терять точность измерений, вносить случайные существенные сбои в результаты измерений и т. п. Все это требует разработки и внедрения методов оценки достоверности измерений, выявления и локализации небалансов мощности и электроэнергии, внедрения принципиально новых средств измерения, в том числе оптических измерительных трансформаторов тока и напряжения .

На рисунке: скриншоты работы программы «РТП 3».

Интерактивное моделирование расчетов работы энергосистем

Динамическая модель ЭЭС реального времени. Она обеспечивает возможность моделирования ЭЭС большой размерности в ускоренном, замедленном и реальном масштабах времени. Модель применяется для: построения тренажеров-советчиков диспетчера по ведению режима, анализа установившихся и переходных режимов, анализа аварий, моделирования систем первичного и вторичного регулирования и противоаварийной автоматики (ПА). В модели ЭЭС учитываются электромеханические и длительные переходные процессы, системы регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ). Выполняется расчет технических потерь электроэнергии и мощности (в том числе по классам напряжений и регионам) и других параметров режима. Впервые в России модель этого класса применяется для построения комплексных тренажеров-советчиков совместно с топологическим анализом полной коммутационной схемы энергообъединения.

В модели применяются достаточно точные алгоритмы моделирования переходных процессов по режиму «частота - активная мощность» (регуляторы скорости, промперегрев пара, котельная автоматика и т. д.). Регуляторы напряжений выполнены по двум возможным схемам: упрощенной (как регулируемый источник реактивной мощности, поддерживающий значение напряжения на заданном уровне) и уточненной (как система регулирования ЭДС синхронной машины с возможностью регулирования по отклонениям напряжения, частоты и их производных).

Модель обеспечивает слежение за текущим режимом энергообъектов на базе информации задачи оценивания состояния (ОС) и данных ОИК. Расчетная схема, полученная от задачи ОС, расширена (примерно в 2 раза) за счет использования нормативно-справочной и априорной информации, а также достоверных ТИ и ТС в ОИК.

В модели выполняется топологический анализ полной коммутационной схемы и выполняется ее информационное взаимодействие с режимной (расчетной) схемой энергообъектов. Это обеспечивает управление режимом модели путем включения/отключения коммутационных аппаратов, то есть привычным для оперативного персонала способом.

Управление моделью выполняется в интерактивном режиме пользователем, системами регулирования и ПА и сценариями развития аварий. Важной функцией модели является проверка нарушений и существования текущего режима по критерию N-1. Могут быть заданы наборы вариантов контроля по критерию N-1, предназначенные для разных режимов контролируемого энергообъединения. Программа позволяет сравнивать расчетный режим в модели ЭЭС с данными ОИК и выявлять ошибочные и недостающие данные режима.

Первоначально модель использовалась для построения режимных тренажеров реального времени, а в дальнейшем ее функции были расширены для анализа аварий, проверки алгоритмов идентификации энергосистем как объектов управления и других задач. Модель используется для режимной проработки заявок на вывод в ремонт оборудования, моделирования систем АРЧМ, информационной поддержки оперативного персонала ЭЭС и энергообъединений и как советчик диспетчера по ведению режима. На модели проведены исследования по распространению волны частоты и напряжения в реальных схемах большой размерности при больших возмущениях, а также на схемах цепочечной и кольцевой структуры. Разработана методика использования данных WAMS для достоверизации текущего режима по ОС и данным ОИК.

Отличие данной разработки от других - в возможности моделирования динамики энергообъектов большой размерности в реальном масштабе времени, циклического слежения за режимом по данным ОИК и задачи ОС, расширении расчетной схемы на 70-80% за счет учета шин подстанций, энергоблоков, реакторов и т. д.

На сегодняшний момент динамическая модель ЭЭС реального времени внедрена в СО ЕЭС, ФСК ЕЭС, ОДУ Центра, ОАО «Башкирэнерго».

Комплекс КАСКАД-НТ для отображения оперативной

информации на индивидуальных и коллективных средствах

(диспетчерских щитах и видеостенах)

Комплекс является средством формирования и отображения разнообразных экранных форм (схем, карт, таблиц, графиков, приборов и т. д.) на индивидуальных (дисплеях) и коллективных средствах. Предназначен для отображения информации ОИК и других программных комплексов в реальном времени как на индивидуальных (дисплеях), так и на коллективных (мозаичных диспетчерских щитах и видеостенах) средствах.

Система отображения оперативной информации на видеостенах реализована в СО ЕЭС, ОДУ Центра и ОАО «Башкирэнерго». В СО ЕЭС на видеостене 4 х 3 куба реализовано отображение обобщенной информации в графической и табличной формах, а также отображение схемы ЕЭС на финском мозаичном щите. В ОДУ Центра на видеостене средствами комплекса КАСКАД-НТ отображается информация системы поддержки диспетчерского персонала в виде оперативной схемы, схем на фоне карты местности и подробных схем подстанций.

Для ОАО «Башкирэнерго» в настоящее время комплекс применяется в тренажерном зале при отображении на видеостене 3 х 2 куба структурной и коммутационной схем и обобщенной информации в табличной форме. На малой структурной схеме имеется возможность раскрытия 5 основных подстанций ОАО «Башкирэнерго». На видеостене 8 х 4 куба диспетчерского зала с большой структурной схемой возможно раскрытие 62 подстанций и данными технологических задач. На большой видеостене имеется возможность выполнения топологического анализа и отображения полной коммутационной схемы энергообъединения.

Система КАСКАД-НТ открыта для интеграции с другими комплексами и построена как набор конструкторов, применяемый для построения систем отображения как разработчиками, так и пользователями. Эта особенность обеспечивает возможность поддержки и развития функционала системы отображения непосредственно пользователями и обслуживающим персоналом без привлечения разработчиков.

электросетевыми активами

В 2008 г. специалистами ВНИИЭ выполнен крупный проект - Программа реконструкции и развития Автоматизированной системы технологического управления (АСТУ) ОАО «МОЭСК». Необходимость внедрения этого проекта была связанас моральным и физическим износом материальной базы системы управления (по известным причинам общегосударственного характера), с учетом существенного изменения требований к диспетчерскому управлению при работе в условиях рынка, а также с учетом структурной реорганизации компании. Разработка направлена на решение поставленной в МОЭСК задачи построения качественной вертикали оперативно-диспетчерского управления, использующей в своей работе самые современные методы организации и технического обеспечения процесса управления.

Программа разработана совместно с ОАО «Энера» и при активном участии специалистов МОЭСК. Работа включает разделы по анализу существующего состояния АСТУ, по разработке основных технических требований к перспективной АСТУ, ее элементам и подсистемам, а также предложения по техническим решениям. В том числе с вариантами реконструкции и развития системы на основе технических средств ведущих отечественных и зарубежных производителей аппаратуры управления.

При разработке учтены и конкретизированы для условий компании основные положения существующих НТД в области автоматизации сетевого комплекса, которые предусматривают развитие централизованного технологического управления электрическими сетями, создание автоматизированных подстанций на основе единого комплекса современных технических средств, с интеграцией систем измерений, защиты, автоматики и управления оборудованием объектов электрических сетей.

В связи с большим количеством ПС и моральным и физическим износом основной массы средств телемеханики предусмотрена поэтапная автоматизация ПС, первым этапом которой является реконструкция ТМ, согласованная с реконструкцией и развитием системы связи, то есть формирование основы современной ССПИ, а вторым этапом - для части ПС - создание полномасштабных АСУ ТП.

Программой предусматривается обновление ПТК диспетчерских пунктов на основе принятой МОЭСК современной системы управления электрическими сетями (ENMAC GE), автоматизирующей операции контроля и диспетчерского управления, а также управления эксплуатацией сети при обслуживании оборудования и взаимодействии с потребителями электроэнергии.

Развитие системы связи ориентировано на полный переход на цифровые технологии передачи данных широким использованием, наряду с имеющейся ВЧ-связью, оптоволоконной техники и беспроводных средств связи.

Важное место уделяется созданию интеграционной платформы (ИП), поддерживающей единую информационную модель МЭК (СИМ-модель) и позволяющей подключить к общей информационной шине различные приложения, используя технологию WEB-Service. Совместно с ОАО «ЭЦН» и ООО «МОДУС» разработана и внедрена в опытную эксплуатацию в РСК «Кубаньэнерго» первая версия графической инструментальной системы создания ИП, к которой подключен ОИК КОТМИ.

Добавим, что ВНИИЭ разработаны следующие экспертные системы для применения в оперативном диспетчерском управлении: системы-советчики для годового планирования ремонтов сетевого оборудования; системы-советчики для режимной проработки оперативных ремонтных заявок; системы для анализа топологии в электрической сети с анализом нештатных ситуаций; системы-тренажеры по оперативным переключениям; инструментальная экспертная система МИМИР для энергетических применений; экспертная система ЭСОРЗ для проработки оперативных заявок (применение с СО-ЦДУ, ОДУ Центра, ОДУ Средней Волги); система анализа топологии электросети АНТОП (применение в ОДУ Урала); тренажерная система КОРВИН по оперативным переключениям (применение в районных энергосистемах).

В настоящее время разрабатывается система годового планирования ремонтов электросетевого оборудования (для СО-ЦДУ).

Весь комплекс работ ОАО «НТЦ электроэнергетики» по новым информационным технологиям дополняется актуальными технологическими задачами, часть которых будет завершена в ближайшее время и о чем мы надеемся рассказать на страницах журнала.

Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» ОАО «ФСК ЕЭС» является ответственным за технологическое управление Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС). При этом возникли вопросы чёткого разграничения функционала между ОАО «СО ЕЭС», осуществляющим единое диспетчерское управление объектами электроэнергетики, и сетевыми компаниями. Это привело к необходимости создания эффективной структуры оперативно-технологического управления объектами ОАО «ФСК ЕЭС», к задачам которой относятся в том числе:
обеспечение надёжного функционирования объектов ЕНЭС и выполнения заданных ОАО «СО ЕЭС» технологических режимов работы ЛЭП, оборудования и устройств объектов ЕНЭС;
обеспечение надлежащего качества и безопасности работ при эксплуатации объектов ЕНЭС;
создание единой системы подготовки оперативного персонала для выполнения функций ОТУ;
обеспечение технологической оснащённости и готовности оперативного персонала к выполнению диспетчерских команд (распоряжений) СО и команд (подтверждений) оперативного персонала ЦУС ФСК ЕЭС;
обеспечение снижения числа технологических нарушений, связанных с ошибочными действиями оперативного персонала;
во взаимодействии и по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» участие в разработке и реализации программ развития ЕНЭС в целях повышения надёжности передачи электрической энергии, наблюдаемости и управляемости сети, обеспечения качества электрической энергии;
планирование мероприятий по ремонту, вводу в эксплуатацию, модернизации/реконструкции и техническому обслуживанию ЛЭП, электросетевого оборудования и устройств на предстоящий период;
разработка в соответствии с требованиями ОАО «СО ЕЭС», согласование и утверждение в установленном порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и осуществление фактических действий по вводу аварийных ограничений по диспетчерской команде (распоряжению) ОАО «СО ЕЭС»;
выполнение заданий ОАО «СО ЕЭС» по подключению объектов электросетевого хозяйства ФСК и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии под действие противоаварийной автоматики.

Для выполнения поставленных задач ОАО «ФСК ЕЭС» разработало и утвердило концепцию оперативно-технологического управления объектами ЕНЭС. В соответствии с данной концепцией создаётся четырёхуровневая организационная структура (с трёхуровневой системой управления): исполнительный аппарат, головной ЦУС МЭС, ЦУС ПМЭС и оперативный персонал подстанции.

Между соответствующими уровнями организационной структуры распределены следующие функции:
ИА ФСК - информационно-аналитические;
головной ЦУС МЭС - информационно-аналитические и неоперационные;
ЦУС ПМЭС - неоперационные и операционные;
персонал подстанций - операционные.

При этом к неоперационным функциям относят такие задачи, как контроль и мониторинг состояния сети. Принятие центрами управления сетями операционных функций, связанных с отдачей команд на производство переключений, требует высокой квалификации оперативного персонала, а также соответствующего технического оснащения ЦУС.

В целях повышения экономичности и надёжности передачи и распределения электроэнергии и мощности за счёт автоматизации процессов оперативно-технологического управления на базе современных информационных технологий центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» оснащаются программно-техническими комплексами (ПТК), позволяющими автоматизировать такие процессы, как мониторинг режимов оборудования, производство переключений в строгом соответствии с утверждённой программой и другие. Таким образом, за счёт автоматизации ОТУ существенно повышается надёжность работы электрических сетей, снижается аварийность за счёт исключения ошибок оперативного персонала, минимизируется количество необходимого оперативного персонала.

Стоит отметить, что технической политикой ОАО «ФСК ЕЭС» при новом строительстве и реконструкции предусматривается:
обеспечение энергетической безопасности и устойчивого развития России;
обеспечение требуемых показателей надёжности предоставляемых услуг по передаче электроэнергии;
обеспечение свободного функционирования рынка электроэнергии;
повышение эффективности функционирования и развития ЕНЭС;
обеспечение безопасности производственного персонала;
сокращение влияния ЕНЭС на экологию;
наряду с использованием новых типов оборудования и систем управления обеспечение подготовки ПС для работы без постоянного обслуживающего персонала.

В настоящее время схемы первичных электрических соединений действующих ПС ориентированы на оборудование, требующее учащённого технического обслуживания, поэтому предусматривают избыточные по современным критериям соотношения числа коммутационных аппаратов и присоединений. Это является причиной значительного количества серьёзных технологических нарушений по вине оперативного персонала.

Сейчас автоматизация технологических процессов выполнена на 79 ПС ЕНЭС, в стадии выполнения находятся ещё 42 ПС. Поэтому основная схема организации эксплуатации ориентирована прежде всего на круглосуточное пребывание на них обслуживающего (оперативного) персонала, контролирующего состояние объекта и выполняющего оперативные переключения.

Оперативное обслуживание ПС ЕНЭС включает:
мониторинг состояния ЕНЭС - контроль состояния оборудования, анализ оперативной обстановки на объектах ЕНЭС;
организацию оперативных действий по локализации технологических нарушений и восстановлению режимов ЕНЭС;
организацию оперативного обслуживания ПС, производство оперативных переключений, режимное и схемное обеспечение безопасного производства ремонтно-эксплуатационных работ в электрических сетях, относящихся к ЕНЭС;
выполнение оперативным персоналом операционных функций по производству переключений в ЕНЭС.

Планирование и организация:
планирование ремонтов осуществлять согласно графикам планово-предупредительных ремонтов с определением объёмов работ на основе оценки технического состояния, с использованием современных методов и средств диагностики, в т.ч. без вывода оборудования из работы;
проведение комплексного обследования и технического освидетельствования оборудования, выработавшего свой нормативный срок службы, для продления срока эксплуатации;
разработка предложений по модернизации, замене оборудования, совершенствованию проектных решений;
оптимизация финансирования работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонтам путём определения объёмов ремонтных работ на основании фактического состояния;
снижение издержек и потерь;
совершенствование организационных структур управления и обслуживания;
организация профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации в соответствии со стандартом СОПП-1-2005;
анализ параметров и показателей технического состояния оборудования, зданий и сооружений до и после ремонта по результатам диагностики;
оптимизация аварийного резерва оборудования и элементов ВЛ;
решение технических проблем при эксплуатации и строительстве оформляется в виде информационных писем, оперативных указаний, циркуляров, технических решений со статусом обязательности исполнения, приказов, распоряжений, решений совещаний и других управленческих решений.

Мониторинг и управление надёжностью ЕНЭС:
организация контроля и анализа аварийности оборудования;
оценка и контроль надёжности электроснабжения;
создание соответствующей информационной базы.

СОЗДАНИЕ ПОЛНОСТЬЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ПОДСТАНЦИЙ
БЕЗ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА.
ЦИФРОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ

Для исключения зависимости безаварийной работы сетевой компании от квалификации, тренированности и концентрации внимания оперативного и релейного персонала целесообразно распространение имеющей место длительное время автоматизации технологических процессов - релейная зашита, технологическая автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ и др.), противоаварийная автоматика - на производство оперативных переключений. Для этого прежде всего требуется значительно повысить наблюдаемость технических параметров, обеспечить контроль, достоверизацию положения, эффективную оперативную блокировку коммутационных аппаратов, автоматизацию управляющих воздействий. Применяемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления, защиты и мониторинга.

При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам, предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства необходимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» в централизованном порядке должны быть исключены возможности применения микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена, устройств, не поддерживающих работу в стандарте единого времени.

Архитектура и функциональность автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (АСУ ТП ПС) как интегратора всех функциональных систем ПС определяется уровнем развития техники, предназначенной для сбора и обработки информации на ПС для выдачи управляющих решений и воздействий. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУ ТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами, производятся микропроцессорные контроллеры, оснащённые инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надёжного программно-аппаратного комплекса ПС, принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счётчики электроэнергии, силовое оборудование, измерительные трансформаторы тока и напряжения, коммутационное оборудование и т.д.

Всё это создаёт предпосылки для построения подстанции нового поколения - цифровой подстанции (ЦПС).

Под этим термином понимается ПС с применением интегрированных цифровых систем измерения, релейной защиты, управления высоковольтным оборудованием, оптических трансформаторов тока и напряжения и цифровых схем управления, встроенных в коммутационную аппаратуру, работающих на едином стандартном протоколе обмена информацией - МЭК 61850.

Внедрение технологий ЦПС даёт преимущества по сравнению с традиционными ПС на всех этапах реализации и эксплуатации объекта.

Этап «Проектирование»:
упрощение проектирования кабельных связей и систем;
передача данных без искажений на практически неограниченные расстояния;
сокращение количества единиц оборудования;
неограниченное количество получателей данных. Распределение информации осуществляется средствами сетей Ethernet, что позволяет передавать данные от одного источника любому устройству на подстанции либо за её пределами;
сокращение времени по взаимоувязке отдельных подсистем за счёт высокой степени стандартизации;
снижение трудоёмкости метрологических разделов проектов;

единство измерений. Измерения выполняются одним высокоточным измерительным прибором. Получатели измерений получают одинаковые данные из одного источника. Все измерительные приборы включены в единую систему синхронизации тактирования;
возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
возможность предварительного моделирования системы в целом для определения «узких» мест и нестыковок в различных режимах работы;
снижение трудоёмкости перепроектирования в случае внесения изменений и дополнений в проект.

Этап «Строительно-монтажные работы»:
сокращение наиболее трудоёмких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, связанных с прокладкой и тестированием вторичных цепей;
более тщательное и всестороннее тестирование системы благодаря широким возможностям по созданию различных поведенческих сценариев и их моделированию в цифровом виде;
сокращение расходов на непроизводительные перемещения персонала за счёт возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
снижение стоимости кабельной системы. Цифровые вторичные цепи позволяют осуществлять мультиплексирование сигналов, что предполагает двухстороннюю передачу через один кабель большого количества сигналов от разных устройств. К распределительным устройствам достаточно проложить один оптический магистральный кабель вместо десятков, а то и сотен аналоговых медных цепей.

Этап «Эксплуатация»:
всеобъемлющая система диагностики, охватывающая не только интеллектуальные устройства, но и пассивные измерительные преобразователи и их вторичные цепи, позволяет в более короткие сроки устанавливать место и причину отказов, а также выявлять предотказные состояния;
контроль целостности линий. Цифровая линия постоянно контролируется, даже если по ней не передаётся значимая информация;
защита от электромагнитных помех. Использование волоконно-оптических кабелей обеспечивает полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
простота обслуживания и эксплуатации. Перекоммутация цифровых цепей выполняется значительно проще, чем перекоммутация аналоговых цепей;
сокращение сроков ремонта из-за широкого предложения на рынке устройств различных производителей, совместимых между собой (принцип интероперабельности);
переход на событийный метод обслуживания оборудования за счёт абсолютной наблюдаемости технологических процессов позволяет сократить затраты на эксплуатацию;
поддержка проектных (расчётных) параметров и характеристик в процессе эксплуатации требует меньших затрат;
развитие и доработка системы автоматизации требует меньших расходов (неограниченность в количестве приёмников информации), чем при традиционных подходах.

В качестве пилотных объектов по созданию ЦУС с операционными функциями в ОАО «ФСК ЕЭС» были приняты Кузбасский и Приокский ЦУС.

Кузбасский ЦУС стал первым центром управления сетями, реализованным в рамках программы ОАО «ФСК ЕЭС» по созданию ЦУС с операционными функциями. В рамках создания инновационного ЦУС для обеспечения непрерывного оперативно-технологического управления и диспетчеризации центр оснащён современными программно-техническими комплексами, установлена видеостена для отображения схемы сетей, установлено программное обеспечение, позволяющее в оперативном режиме полностью отображать состояние выбранного диспетчером энергообъекта, получать информацию об отключениях, производимых ремонтных и профилактических мероприятиях вплоть до имён работающих на объекте монтёров. Кроме того, оборудование позволяет диспетчерам ЦУС перехватить в случае нештатной ситуации управление удалёнными объектами и в кратчайшее время принять решение для снижения времени восстановления нормальной работы оборудования.

Приокский ЦУС также создан с применением новейших технологий. Среди используемого здесь оборудования - видеостена отображения информации, состоящая из пятидесятидюймовых проекционных модулей и резервируемого высокопроизводительного видеоконтроллера, оперативно-информационный комплекс контроля режимов электрической сети и состояния коммутационных аппаратов подстанций, позволяющий оперативному персоналу ЦУС отслеживать работу оборудования и управлять им в режиме реального времени, новейшая система спутниковой связи, системы гарантированного электропитания и автоматического пожаротушения.

Владимир Пелымский, заместитель главного инженера - руководитель ситуационного аналитического центра ОАО «ФСК ЕЭС», Владимир Воронин, начальник, Дмитрий Кравец, начальник отдела, Магомед Гаджиев, ведущий эксперт Службы электрических режимов ОАО «ФСК ЕЭС»

Их возраст исчисляется пятью-десятью годами, и эти комплексы уже устарели. О том, что идет им на смену, мы поговорили с директором Мос­ковского филиала АО «Монитор Электрик» Сергеем Силковым .

– Сергей Валерьевич, сейчас «Монитор Электрик» – это значимое предприятие по разработке и созданию программных технических комплексов для диспетчерских центров управления в электроэнергетике. А с чего все начиналось?

– Возможно, стоит начать с 2003 года, когда мы выпустили оперативно-информационный комплекс СК-2003: это был настоящий программный продукт, и он эксплуатируется в некоторых центрах до сих пор. За ним последовала более совершенная модель – СК-2007. Она была достаточно удачной, и есть заказчики, которые и сегодня ее покупают.

Создание в это же время электронного оперативного журнала «еЖ-2» стало поистине революционным событием, позволившим заменить, казалось бы, вечные «бумажные» диспетчерские документы. Его использование позволяет быстро вводить и систематизировать информацию оперативного характера о различных событиях, обеспечивая их деление на категории и сохраняя зависимости. Очень популярный и, не побоюсь этого слова, практически лучший в своем роде, он фактически стал стандартом оперативного журнала для отрасли.

Нами также был создан режимный динамический тренажер диспетчера (РТД) «Финист», дающий возможность моделировать практически любые события в энергосистемах, позволяя готовить оперативно-диспетчерский персонал.

Вот эти три продукта стали основой для промышленного производства программных комплексов в компании.
Наконец, сейчас мы активно продвигаем нашу систему следующего поколения – СК-11, на разработку которой затрачено восемь лет.

– Система СК-11 – ваш основной продукт. Если говорить вкратце, в чем его преимущество?

– СК-11 имеет в своей основе высокопроизводительную информационно-технологическую платформу. Это система ведения информационной модели объекта управления, записи / чтения данных, хранения информационной модели, организации доступа пользовательских приложений. Благодаря инновационной архитектуре платформы СК-11 в ней достигаются суперскоростные характеристики обработки телеметрической информации (до 5 миллионов изменений параметров в секунду), работы с моделями электросетей огромной размерности, большого количества пользователей и другое.

К платформе по желанию и возможностям заказчиков стыкуются различные приложения. На сегодняшний день их более пятидесяти. Это SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS-приложения для различных служб энергетических компаний, которые задействованы в оперативном управлении, планировании ремонтов и развитии сети, подготовке диспетчерского персонала. Благодаря модульности архитектуры в систему, по мере ее освоения, изменения финансовых возможностей, уже в ходе эксплуатации пользовательские компоненты достаточно просто добавляются или меняются.

Второе важное преимущество нашей системы в том, что, в отличие от информационных комплексов предыдущих поколений, опирающихся на сигналы телемеханики, в состав информационной модели СК-11 входит абсолютно все оборудование энергосистемы. Такой подход позволяет наращивать состав ранее нерешаемых задач. В качестве примера: наша система моделирует потребителей, и раз потребители тоже являются частью информационной модели, мы можем реализовать задачу эффективного управления отключениями. Моделирование нетелемеханизированного оборудования и потребителей позволяет сократить время поиска отказавшего элемента, автоматически сформировать программу действий оперативного персонала и ускоряет процесс восстановления электроснабжения.

Еще замечу, что у нас моделируется сеть любого напряжения, вплоть до сети 0,4 киловольта.

– Насколько отечественные сетевые компании доверяют российским разработчикам подобных систем?

– Существует, на мой взгляд, очень грамотная, взвешенная политика развития этого направления. Во-первых, у «Россетей» есть документ, определяющий политику по импортозамещению. Она соответствует требованиям правительства РФ: никакого иностранного программного обеспечения для управления электрическими сетями использоваться не должно.

Кроме того, у «Россетей» прописаны свои стандартизованные процедуры аттестации, и все, что сделано разработчиками, проверяется на соответствие стандартам «Россетей».

Только после этого выдается заключение аттестационной комиссии о возможности использования этого продукта для управления сетями, и только при наличии положительного заключения аттестационной комиссии ПАО «Россети» можно использовать тот или иной программный продукт.

На сегодняшний день таким заключением располагает только компания «Монитор электрик».

– У российских сетевых компаний действительно есть потребность в таких системах или дело в указах и нормативах регулирующих органов?

– Руководство сетевых компаний постоянно развивает систему оперативно- технологического и ситуационного управления (ОТиСУ). У них есть инвестпрограммы, в рамках которых они работают.

Естественно, мы все время на постоянной связи с ними. Нас приглашают к обсуждению задач, к рассмотрению необходимого набора функций автоматических систем и, самое главное, к реализации. Проводятся периодические конференции, научно-технические советы. Например, в июле мы участвовали в научно-техническом совете МРСК Сибири. В сентябре примем участие в конференции МРСК Юга. Так что, резюмируя, руководство ПАО «Россети» и дочерних сетевых компаний очень активно планирует инвестиционную деятельность по модернизации систем ОТиСУ.

Министерством энергетики РФ и «Россетями» проводится интенсивная исследовательская работа, НИР и НИОКР в этом направлении. Например, наша компания «Монитор Электрик» участвует в нескольких пилотных проектах в рамках Национальной технологической инициативы EnergyNET. Во-первых, это проект «Цифровой РЭС», где мы работаем с «Янтарь­энерго». Совместно с нашими коллегами из Калининграда мы отрабатываем технологии цифрового РЭС, в том числе вопросы интеграции программного комплекса оперативно-технологического управления с рядом смежных систем. К примеру, сейчас мы решили задачу интеграции ГИС и АСТУ, на очереди интеграция АСТУ и систем учета. Это крайне сложные задачи, которые в российской энергетике еще не решались.

Второй проект – разработка комплекса инструментов для перспективного планирования развития сети. Он создан, апробирован на практике, и до конца года мы должны будем отчитаться перед руководством НТИ о выполнении проекта.

– Я познакомился с географией внедрения ваших систем. Получается, что встретить ваши системы можно по всей России!

– И не только. Если говорить о последних проектах, то СК-11 у нас внедрен, причем практически в полнофункциональном режиме, в МРСК Урала, в их ДЗО – Екатеринбургской электросетевой компании. Это, наверное, один из наших самых уважаемых заказчиков. Там очень высокий уровень подготовки персонала и руководства, с ними достаточно быстро прошли все этапы, и сейчас там комплекс активно используется. Мы внедрили СК-11 в «Янтарь­энерго», там включена интересная подсистема, рассчитывающая технические показатели городской электрической сети на модели развития с горизонтом на четыре года вперед. Всего за последние три года было порядка десяти внедрений наших систем. Да, они представлены по всей России в разных компаниях и в совершенно разных конфигурациях.

– Но вы сказали, что не только в ней…

– Именно так. Например, три компании, которые готовят диспетчеров в США, купили наш программный тренажерный комплекс «Финист», и с его помощью подготовлено более 1000 диспетчеров.

В Объединенном диспетчерском управлении Республики Беларусь также работают на нашем комплексе СК-2007. Кстати, сейчас мы с ними тоже ведем переговоры о переходе на СК-11.

Наш комплекс работает в городских сетях Тбилиси. Нас позвали в проект после затруднений с одним известным вендором, и мы успешно внедрили наши продукты в их центре управления. Есть удачный опыт в Казахстане, в системе управления энерго­снабжением Алма-Аты (компания АЖК). Мы получили положительные отзывы от казахстанских коллег, и сейчас ведем переговоры уже с целым рядом энергокомпаний Республики Казахстан, где нас выбрали поставщиками ИТ-решений.

– Вы особо выделили проект с «Янтарьэнерго», где совместно строите интеллектуальные сети. Расскажите о нем подробнее.

– В начале года мы выполнили все технические процедуры по завершению первого этапа внедрения в объеме SCADA-системы (системы автоматического контроля и сбора информации) и комплекса электронных журналов. Сейчас совместно ведем очень интенсивную работу по доводке того, что сделано, и готовим документы на развертывание второго этапа. На этом этапе будут реализованы расчетно-аналитические функции, позволяющие выполнять целый набор технологических операций по действительно интеллектуальному управлению сетью.

– В связи с разговорами о том, что в России везде надо переходить на интеллектуальные сети, насколько сложно будет тиражировать этот опыт в других сетях?

– Конечно, везде есть своя специ­фика. Мы практически в каждом внедрении сталкиваемся с необходимостью адаптировать наш комплекс в уже имеющуюся информационную среду, представленную средствами самых различных, в том числе и иностранных, разработчиков. У всех все разное, и это, конечно, не очень хорошо для нас как производителя и носителя достаточно современной технической идеологии. Но мы все‑таки очень верим в регулирующую роль «Россетей», которые сейчас много внимания уделяют стандартизации систем.

С другой стороны, это разнооб­разие оборачивается нашим конкурентным преимуществом. В том числе и перед зарубежными компаниями, которые с огромной неохотой переделывают свои системы, к примеру пользовательский интерфейс. Что касается нас, то это первое, с чего мы начинаем работу.

Ведь у всех свое суждение и свои стандарты относительно того, как и где должна быть отображена информация у пользователей: диспетчеров, специалистов оперативных служб, руководителей. Очень непростая задача отображения огромного массива информации на видеостене, ведь основная задача диспетчера – видеть всю картину в целом. Наконец, тут еще есть очень сложный момент эргономики, а представление о ней у каждого диспетчера тоже свое. Так что процесс так называемой балансировки схемы очень сложен и может занимать 4‑6 месяцев.

Что касается нас, мы успешно решаем эти задачи с использованием собственной графической подсистемы. Этим у нас занимаются в Воронежском филиале, там очень сильный коллектив, который имеет огромный опыт и владеет самыми современными средствами и методиками отображения информации, благодаря чему все задачи решаются достаточно быстро и эффективно. Может, это звучит несколько вызывающе, но очень многие из наших пользователей говорят, что наши схемы самые красивые в мире.

Так вот, это только один момент, а есть ведь и другие чисто технические различия. Но в том и преимущества нашей системы. Благодаря и многолетнему опыту, и модульности создаваемых нами комплексов техническое развитие информационных систем центров управления не останавливается никогда. Начинаем с простой конфигурации для любых сетей и по мере освоения совершенствуем и развиваем без остановки функционирования до мирового уровня.

– А есть у вас мечта?

– Ну, конечно, через несколько лет у нас будет робот-диспетчер, а дальше, как у водителя беспилотного автомобиля… Опытные специалисты перейдут из смен и займутся углубленной планово-аналитической работой, совершенствованием архитектуры сетей, разработкой новых «умных» компонентов.

Описание:

Повышение эффективности
управления распределительными сетями

В. Э. Воротницкий , доктор техн. наук, профессор, заместитель исполнительного директора по научной работе ОАО «ВНИИЭ»

Основные задачи управления электрическими сетями в рыночных условиях

Обеспечение технологической инфраструктурной функции электрической сети на условиях равных возможностей ее использования всеми участниками рынка электроэнергии;

Обеспечение стабильной и безопасной работы оборудования электрических сетей, надежного электроснабжения потребителей и качества электроэнергии, соответствующих требованиям, установленным нормативными актами, и принятие мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключенным на рынке электроэнергии;

Обеспечение договорных условий поставок электроэнергии участникам(и) рынка электроэнергии;

Обеспечение недискриминационного доступа субъектов рынка электроэнергии к электрической сети при соблюдении ими Правил рынка, технологических правил и процедур при наличии технической возможности такого присоединения;

Минимизация сетевых технических ограничений в экономически обоснованных пределах;

Снижение затрат на передачу и распределение электроэнергии за счет внедрения передовых технологий эксплуатационного обслуживания и ремонта электросетевого оборудования, новой техники и энергосберегающих мероприятий.

Цель статьи – рассмотреть:

Основные задачи управления электрическими сетями в рыночных условиях;

Общую характеристику распределительных сетей 0,38–110 кВ России;

Техническое состояние распределительных сетей, средств и систем управления ими;

Тенденции и перспективы развития:

а) цифровых информационных технологий;

б) базовых информационных технологий;

в) геоинформационных технологий;

г) автоматизированных систем оперативно-технологического управления распределительных сетей компаний и их основных подсистем;

д) средств секционирования распределительных сетей;

Проблемы создания нормативной базы автоматизации управления распределительными сетями.

Общая характеристика распределительных электрических сетей России

Сельские электрические сети

Общая протяженность электрических сетей напряжением 0,4–110 кВ сельских территорий России составляет около 2,3 млн км, в том числе линии напряжением:

0,4 кВ – 880 тыс. км

6–10 кВ – 1 150 тыс. км

35 кВ – 160 тыс. км

110 кВ – 110 тыс. км

В сетях установлено 513 тыс. трансформаторных подстанций 6–35/0,4 кВ общей мощностью около 90 млн кВА.

Городские электрические сети

Общая протяженность городских электрических сетей напряжением 0,4–10 кВ составляет 0,9 млн км, в том числе:

кабельные линии 0,4 кВ – 55 тыс. км

воздушные линии 0,4 кВ – 385 тыс. км

кабельные линии 10 кВ – 160 тыс. км

воздушные линии 10 кВ – 90 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 190 тыс. км

воздушные линии наружного освещения – 20 тыс. км

В сетях установлено около 290 тыс. трансформаторных подстанций 6–10 кВ мощностью 100–630 кВА.

Техническое состояние распределительных электрических сетей, средств и систем управления ими

Оборудование электрических сетей

Около 30–35 % воздушных линий и трансформаторных подстанций отработали свой нормативный срок. К 2010 году эта величина достигнет 40 %, если темпы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей останутся прежними.

В результате обостряются проблемы с надежностью электроснабжения.

Средняя продолжительность отключений потребителей составляет 70–100 ч в год. В промышленно развитых странах статистически определено как «хорошее» состояние электроснабжения, когда для сети среднего напряжения в течение года общая продолжительность перерывов находится в пределах 15–60 мин в год. В сетях низкого напряжения эти цифры несколько выше.

Среднее число повреждений, вызывающих отключение высоковольтных линий напряжением до 35 кВ, составляет 170–350 на 100 км линии в год, из них неустойчивых, переходящих в однофазные, – 72 %.

Релейная защита и автоматика

Из находящихся в эксплуатации в настоящее время в распределительных сетях России около 1 200 тыс. устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) различных типов основную долю составляют электромеханические устройства, микроэлектронные или устройства с частичным использованием микроэлектроники.

При нормативном сроке службы устройств РЗА, равном 12 лет, около 50 % всех комплектов релейной защиты отработали свой нормативный срок службы.

Отставание уровня выпускаемой отечественной техники РЗА по сравнению с техникой РЗА ведущих зарубежных фирм производителей составляет 15–20 лет.

Как и прежде, свыше 40 % случаев неправильной работы устройств РЗА происходит из-за неудовлетворительного состояния устройств и ошибок персонала служб РЗА при их техническом обслуживании.

Следует отметить, что не все благополучно с надежностью работы релейной защиты не только в России, но и в некоторых промышленно развитых странах.

В частности, на сессии Международной конференции по распределительным сетям (CIRED) в 2001 году отмечено, что в норвежских электрических сетях ежегодный ущерб от неправильных действий систем зашиты и управления составляет около 4 млн долл. США. При этом 50 % ложных срабатываний защиты приходится на долю аппаратов защиты и управления. Из них более 50 % – при ошибках во время проверки и испытаний аппаратуры и только 40 % за счет ее повреждений.

В других скандинавских странах повреждаемость средств РЗА в 2–6 раз ниже.

Основное препятствие широкой автоматизации электросетевых объектов – неготовность к этому первичного электротехнического оборудования.

Система сбора и передачи информации, информационно-вычислительные комплексы

Более 95 % устройств телемеханики и комплектов датчиков находятся в работе более 10–20 лет. Средства и системы связи в основном являются аналоговыми, морально и физически устарели, не соответствуют необходимым требованиям по точности, достоверности, надежности и быстродействию.

В подавляющем большинстве диспетчерских пунктов районных электрических сетей (РЭС) и предприятий электрических сетей (ПЭС) технической основой автоматизированных систем управления являются персональные компьютеры, не соответствующие требованиям непрерывного технологического контроля и управления. Срок службы персональных компьютеров, работающих в непрерывном режиме, не превышает 5 лет, а срок их морального старения еще короче. Для автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) электрических сетей необходимо применение специальных компьютеров, надежно работающих в непрерывном режиме в комплекте со средствами управления технологическими процессами.

Требует повсеместного лицензирования применяемое в электрических сетях системное программное обеспечение Microsoft, ORACLE и др.

Прикладное (технологическое) программное обеспечение (SCADA-DMS) во многих электрических сетях также явно устарело, не удовлетворяет современным требованиям как по функциям, так и по объемам обрабатываемой информации.

В частности, существующие АСУ ПЭС и РЭС обеспечивают в основном информационное обслуживание персонала и практически не решают задачи оперативного управления энергосистемами, оптимизации эксплуатационного и ремонтного обслуживания электрических сетей.

Система регулирования напряжения

Средства регулирования напряжения под нагрузкой в центрах питания распределительных сетей и средства переключения без возбуждения (с отключением трансформатора) на трансформаторных подстанциях 6–10 кВ практически не используются или используются эпизодически по мере жалоб потребителей на низкие уровни напряжения в часы максимальных нагрузок.

Результат – в отдельных электрически удаленных точках электрических сетей 0,38 кВ в сельской местности уровни напряжения составляют 150–160 В вместо 220 В.

В такой ситуации рынок электроэнергии может предъявить очень серьезные санкции к распределительным сетевым компаниям по надежности и качеству электроснабжения потребителей. Если не готовиться к этому заранее, в самое ближайшее время сетевые компании будут нести серьезные материальные убытки, что еще более усугубит ситуацию.

Система учета электроэнергии

На подавляющем большинстве центров питания распредсетей (около 80 %) и около 90 % у бытовых потребителей установлены морально и физически устаревшие, часто с просроченными сроками поверки и службы индукционные или электронные счетчики первых поколений, обеспечивающие возможность только ручного съема показаний.

Результат – рост коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. При общих потерях электроэнергии в электрических сетях России около 107 млрд кВт ч в год, на распределительные сети 110 кВ и ниже приходится 85 млрд кВт ч, из них коммерческие потери по минимальным оценкам составляют 30 млрд кВт ч в год.

Если в конце 80-х годов ХХ века относительные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем не превышали 13–15 % от отпуска электроэнергии в сеть, то в настоящее время для отдельных энергосистем они достигли уровня 20–25 %, для отдельных ПЭС – 30–40 %, а для некоторых РЭС уже превышают 50 %.

В развитых европейских странах относительные потери электроэнергии в электрических сетях находятся на уровне 4–10 %: в США – около 9 %, Японии – 5 %.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ о регулировании тарифов на электрическую энергию, Правилами оптового рынка и проектом Правил розничного рынка переходного периода нормативные потери электроэнергии в электрических сетях (а это не более 10–12 % от отпуска в сеть) могут включаться в стоимость услуг по передаче электрической энергии и будут оплачиваться субъектами рынка, а сверхнормативные потери электроэнергии должны будут покупаться сетевыми компаниями для их компенсации.

Для некоторых компаний, у которых потери составляют 20–25 %, это означает, что более половины отчетных потерь будут составлять прямые финансовые убытки в сотни миллионов рублей в год.

Все это требует качественно новых подходов к учету электроэнергии как в электрических сетях, так и у потребителей, в первую очередь, к автоматизации учета, к автоматизации расчетов и анализа балансов электроэнергии, избирательному отключению потребителей-неплательщиков и т. п.

Нормативная база для оптимизации развития распределительных электрических сетей и систем управления ими

Нормативная база практически не обновлялась с середины 1980–начала 1990 годов. Сегодня требуют пересмотра около 600 отраслевых нормативных документа.

Многие основополагающие документы, в первую очередь правила устройства электроустановок, правила технической эксплуатации не согласованы Минюстом РФ и по существу перестали быть обязательными для использования.

До сих пор с тем же Минюстом РФ не согласованы новые Правила пользования электроэнергией. В Уголовном кодексе РФ отсутствует понятие «кража электроэнергии», что наносит большой материальный ущерб электроэнергетике. Объем хищений электроэнергии растет и объективно будет расти при повышении тарифов на электроэнергию. Чтобы это остановить, нужны не только усилия энергетиков, но и правовая помощь государства. К сожалению, эта помощь не всегда адекватна. В частности, с вводом в действие Закона РФ «О техническом регулировании» резко понижается статус ГОСТов, что для такой страны, как Россия, может создать и уже создает значительные проблемы. Главная из них – отсутствие единой технической политики в области развития распределительных сетей и управления ими.

Финансирование этого развития и его научного обеспечения явно недостаточно и осуществляется по остаточному принципу. Более чем десятилетний кризис в электроэнергетике России значительно усугубил ситуацию. Начавшиеся в последние годы реформы управления электроэнергетикой коснулись пока системообразующих сетей 220 кВ и выше, проблем в которых тоже много, но не столько, сколько их накопилось в рас-пределительных сетях.

Надежды на активность отечественных и западных инвесторов и внедрение западных технологий в управление отечественными рас-пределительными сетями скорее всего обречены в связи с тем, что российское законодательство, менталитет, климатические условия, особенности построения сетей (большая разветвленность и протяженность, другое сетевое оборудование, низкое качество электроэнергии, высокие уровни помех и т. д.), системы управления и программное обеспечение существенно отличаются от зарубежных. Правильнее ориентироваться на свои силы с учетом передового отечественного и зарубежного опыта. Для этого имеются все предпосылки, о чем свидетельствуют наметившиеся тенденции в мире и передовых отечественных энергосистемах и сетях.

В середине 1980–начале 1990-х годов в ОАО «ВНИИЭ» был разработан целый комплект документов по созданию и развитию АСУ ПЭС и РЭС. Конечно, эти документы на сегодня сильно устарели и требуют пересмотра.

Тенденции и перспективы развития

Цифровые и информационные технологии

Мировые тенденции развития систем управления неразрывно связаны с переходом к цифровым технологиям, обеспечивающим возможность создания интегрированных иерархических систем. При этом распределительные электрические сети в этих системах являются нижним иерархическим звеном, неразрывно связанным с верхними уровнями управления.

Основой перехода к цифровым технологиям является техническое перевооружение и модернизация системы связи и телекоммуникаций с резким увеличением объема и скорости передачи информации. Поэтапный переход к цифровым интегрированным системам управления будет определяться этапами внедрения Единой цифровой системы связи в энергетике и займет не менее 10–15 лет.

В последние годы ХХ века ведущими специалистами мира в области телекоммуникаций был выдвинут тезис: «ХХ век – век энергетики, а ХХI век – век информатики». Тогда же появился новый термин: «инфокоммуникации», объединяющий «информатизацию» и «телекоммуникацию». Думается, правильнее сказать, что XXI век будет веком и энергетики, и инфокоммуникаций, основанных на современных информационных и цифровых технологиях.

Важнейшими тенденциями развития инфокоммуникационных сетей являются:

Повышение надежности и срока службы телекоммуникационных сетей;

Разработка методов прогнозирования развития телекоммуникаций в регионах в зависимости от потребления электроэнергии;

Создание систем управления инфокоммуникационной средой;

Внедрение одновременно с развитием цифровых сетей современных телекоммуникационных технологий, в первую очередь, волоконно-оптической технологии;

Внедрение в ряде стран так называемых PLC-технологий использования электрических сетей 0,4–35 кВ для передачи любой информации с подстанций, энергопредприятий, промышленных предприятий до контроля и управления энергопотреблением в быту, в том числе решения задач АСКУЭ, информационного обеспечения деятельности абонентов электрической сети 0,4–35 кВ;

Использование средств связи для охраны энергообъектов, видеонаблюдений.

Базовые информационные технологии

Одним из главных признаков современных автоматизированных систем управления является интеграция (комплексирование) множества программных продуктов в единое информационное пространство.

В настоящее время очень быстрыми темпами развивается технология интеграции, основанная на Интернет-технологиях и на открытых стандартах, которые позволяют:

Создать техническую инфраструктуру для проектирования приложений и возможностей для развития системы в течение длительного времени;

Обеспечить возможность интеграции продуктов таких компаний, как Microsoft, ORACLE, IBM и др.;

Обеспечить возможность последовательной интеграции существующих продуктов без существенных их изменений и перепрограммирования;

Обеспечить масштабируемость и переносимость программного обеспечения с целью тиражирования ее на предприятиях компании.

Геоинформационные технологии

Стремительное развитие средств вычислительной техники и телекоммуникаций, систем спутниковой навигации, цифровой картографии, успехи микроэлектроники и другие технологические достижения, непрерывное совершенствование стандартного и прикладного программного и информационного обеспечения создают объективные предпосылки для все более широкого применения и развития качественно новой области знаний – геоинформатики. Она возникла на стыке географии, геодезии, топологии, обработки данных, информатики, инженерии, экологии, экономики, бизнеса, других дисциплин и областей человеческой деятельности. Наиболее значимыми практическими приложениями геоинформатики как науки являются геоинформационные системы (ГИС) и созданные на их основе геоинформационные технологии (ГИС-технологии).

Аббревиатура ГИС существует уже более 20 лет и первоначально относилась к совокупности компь-ютерных методов создания и анализа цифровых карт и привязанной к ним тематической информации для управления муниципальными объектами.

Все большее внимание применению ГИС-технологий уделяется в электроэнергетике и, в первую очередь, в электрических сетях ОАО «ФСК ЕЭС», АО-энерго и городов.

Уже первые опыты использования ГИС в качестве информационно-справочных систем в отечественных электрических сетях показали безусловную полезность и эффективность такого использования для:

Паспортизации оборудования сетей с их привязкой к цифровой карте местности и различным электрическим схемам: нормальной, оперативной, поопорной, расчетной и т. п.;

Учета и анализа технического состояния электротехнического оборудования: линий, трансформаторов и т. п.;

Учета и анализа платежей за потребленную электроэнергию;

Позиционирования и отображения на цифровой карте места нахождения оперативно-выездных бригад и т. п.

Еще большие перспективы открываются в применении ГИС-технологий при решении задач: оптимального планирования развития и проектирования; ремонтного и экс-плуатационного обслуживания электрических сетей с учетом особенностей рельефа местности; оперативного управления сетями и ликвидацией аварий с учетом пространственной, тематической и оперативной информации о состоянии сетевых объектов и режимах их работы. Для этого уже сегодня необходима информационная и функциональная увязка ГИС, технологических программных комплексов АСУ электрических сетей, экспертных систем и баз знаний по решению перечисленных задач. В ОАО «ВНИИЭ» разработана система-советчик для анализа заявок на ремонты сетевого оборудования. Ведутся работы по привязке программ расчета потерь к ГИС.

В последние годы наметилась вполне определенная тенденция разработки интегрированных систем инженерных коммуникаций на единой топографической основе города, района, области, включающих в себя тепловые, электрические, газовые, водопроводные, телефонные и другие инженерные сети.

Структура автоматизированной системы оперативно-диспетчерского управления распределительных сетевых компаний (АС РСК)

Цель создания АС РСК – повышение экономичности и надежности распределения электрической энергии и мощности за счет обеспечения максимальной эффективности оперативно-технологической деятельности РСК путем комплексной автоматизации процессов сбора, обработки, передачи информации и принятия решений на основе современных информационных технологий.

АС РСК должна представлять собой распределенную иерархическую систему, на каждом уровне которой решается обязательный базовый состав задач, обеспечивающий выполнение основных функции оперативно-технологического управления.

Основные подсистемы АС РСК:

Автоматизированное оперативно-диспетчерское управление электрическими сетями, выполняющее функции:

а) текущего управления;

б) оперативного управления и планирования;

в) контроля и управления электропотреблением;

г) планирования и управления ремонтами;

Автоматизированное технологическое управление:

а) релейной защитой и автоматикой;

б) напряжением и реактивной мощностью;

Автоматизированная система коммерческого и технического учета электроэнергии (АСКУЭ);

Система связи, сбора, передачи и отображения информации.

В силу ограничений по объему статей остановимся лишь на основных тенденциях и перспективах развития основных подсистем АС РСК.

Релейная защита и автоматика

Основные направления развития РЗА в распределительных электрических сетях:

Замена физически изношенной, выработавшей свой срок службы аппаратуры;

Модернизация устройств РЗА с ориентацией на использование нового поколения микропроцессорных устройств;

Интеграция микропроцессорных средств РЗА в состав единой АСУ ТП питающих подстанций;

Расширение функций РЗА на задачи измерений и контроля с учетом требований к надежности ее работы, в том числе с применением международных стандартов по интерфейсам связи.

Регулирование напряжения и реактивной мощности

Основные задачи по повышению эффективности регулирования напряжения:

Повышение надежности и качества эксплуатационного обслуживания средств регулирования напряжения, в первую очередь, регулирования напряжения под нагрузкой и автоматическое регулирование напряжения;

Контроль и анализ графиков нагрузки потребителей и напряжений в узлах электрических сетей, повышение достоверности и объемов измерений реактивной мощности в распределительных сетях;

Внедрение и систематическое использование программного обеспечение по оптимизации законов регулирования напряжения в распределительных сетях, практическая реализация этих законов;

Организация дистанционного и автоматического управления отпайками трансформаторов из диспетчерских центров;

Установка дополнительных дистанционно управляемых средств регулирования напряжения, например, вольтодобавочных трансформаторов на магистралях длинных распределительных линий среднего напряжения, на которых средствами централизованного регулирования невозможно обеспечить допустимые отклонения напряжения в узлах сети.

Автоматизация учета электроэнергии

Автоматизация учета электроэнергии – стратегическое направление снижения коммерческих потерь электроэнергии во всех без исключения странах, основа и обязательное условие функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии.

Современные АСКУЭ должны создаваться на основе:

Стандартизации форматов и протоколов передачи данных;

Обеспечения дискретности учета, сбора и передачи данных коммерческого учета, необходимой для эффективного функционирования конкурентного розничного рынка электроэнергии;

Обеспечения расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии в электрических сетях, локализации небалансов и принятия мер по их снижению;

Взаимной увязки со средствами АСДУ, АСУ ТП и противоаварийной автоматики.

Для сбора информации прослеживается устойчивая тенденция по замене индукционных счетчиков на электронные не только из-за более высоких пределов точности, но и за счет меньшего потребления по цепям трансформатора тока и трансформатора напряжения.

Особое значение для розничного рынка электроэнергии и для снижения потерь электроэнергии в электрических сетях имеет исключение самообслуживания (самосписания показаний) счетчиков электроэнергии бытовыми потребителями. Для этого во всем мире ведутся разработки АСКУЭ бытовых потребителей с передачей данных от счетчиков электроэнергии по силовой сети 0,4 кВ или по радиоканалам в центры сбора данных. В частности, широкое применение находят уже упоминавшиеся выше PLC-технологии.

Применение современных средств секционирования рас-пределительных электрических сетей и децентрализованной автоматизации

Во многих странах для повышения надежности работы распределительных сетей, сокращения времени поиска места повреждения и числа перерывов электроснабжения многие годы используют «магистральный принцип» построения таких сетей, основанный на оснащении сетей автоматическими пунктами секционирования столбового исполнения – реклоузерами, совмещающих в себе функции:

Определения места повреждения;

Локализации повреждения;

Восстановления питания.

Выводы

1. Необходимые первоочередные задачи:

Разработка концепции и перспективной программы развития, модернизации, технического перевооружения и реконструкции распределительных электричес-ких сетей 0,38–110 кВ, средств и систем управления их режимами, ремонтным и эксплуатационным обслуживанием;

Переход от остаточного к приоритетному принципу выделения финансовых и материальных ресурсов по поэтапной практической реализации этой концепции и программы с пониманием решающей важности опережающего развития распределительных сетей и систем их управления для эффективного функционирования не только розничного, но и оптового рынков электроэнергии;

Разработка современной, ориентированной на рыночные условия хозяйствования и управления, нормативно-методической базы развития распределительных электрических сетей и систем управления ими;

Разработка экономически обоснованных требований к отечественной промышленности по производству современного оборудования электрических сетей и систем управления ими;

Организация системы сертификации и допуска в эксплуатацию отечественного и импортного оборудования для распределительных сетей и систем управления ими;

Реализация и анализ результатов внедрения пилотных проектов по отработке новых перспективных технологий и систем автоматизированного управления распределительными электрическими сетями.

2. Разработка и внедрение эффективных автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями – комплексная задача, требующая значительных капиталовложений.

Каждая распределительная компания и АО-энерго прежде чем начинать модернизацию и техническое перевооружение действующей системы управления электрическими сетями или создавать новую, должны ясно понимать набор решаемых задач, предполагаемый эффект от внедрения АСУ.

Необходимо разработать современные методики расчета экономической эффективности АСУ ПЭС и РЭС (распределительная сетевая компания), этапности их создания и развития.

3. Главный вопрос, который всегда возникает при разработке и внедрении новых технологий управления электрическими сетями – где взять деньги на все это?

Источников финансовых средств на самом деле может быть несколько:

1) централизованное финансирование пилотных проектов и нормативно-методических документов;

2) тарифы на электроэнергию;

3) консолидация определенной части финансовых средств будущих распределительных сетевых компаний и сегодняшних АО-энерго в официально созданном партнерстве – российской ассоциации предприятий;

4) заинтересованные инвесторы.

В российских условиях, как показала практика передовых энергосистем, должен работать принцип «Кто хочет решить задачу, ищет и находит способы ее решения, кто не хочет – ищет причины, почему решение невозможно, либо ждет, когда за него решат другие».

Как следует из статьи, возможностей и путей для повышения эффективности управления распределительными сетями России достаточно. Необходимо понимание важности и активное желание практической реализации этих возможностей.