Yuri MORZHIN, deputat director general- Director al filialei OJSC „STC Industria Energiei Electrice” - VNIIE;

Yuri SHAKARYAN, Director General Adjunct - Director Științific al SA Centrul Științific și Tehnic al Industriei Energiei Electrice, Director Științific al VNIIE;

Valery VOROTNITSKI, Director adjunct al filialei OJSC „STC Industriei Energiei Electrice” - VNIIE pentru lucrări științifice;

Nikolay NOVIKOV, director științific adjunct al SA „Centrul științific și tehnic al industriei energiei electrice”

Vorbind despre fiabilitatea, calitatea și respectarea mediului înconjurător al alimentării cu energie, trebuie în primul rând să avem în vedere dezvoltarea și dezvoltarea unora fundamental noi - tehnologii inovatoare de calcul, analiză, prognoză, reglementare și reducere a pierderilor de energie electrică în rețelele electrice, operaționale. controlul expedierii modurilor lor. Oferim material furnizat de Institutul de Cercetare Științifică a Industriei Energiei Electrice (VNIIE), filială a Centrului Științific și Tehnic pentru Industria Energiei Electrice SA, care descrie cele mai importante evoluții ale institutului în acest domeniu până în prezent.

Îmbunătățirea instrumentelor și sistemelor de calcul al reduceriipierderi de energie electrică

Noile abordări ale sistemului de management al energiei electrice, al formării tarifelor pentru serviciile de transport al energiei electrice, al sistemului de reglementare și management al nivelului pierderilor de energie electrică necesită dezvoltarea corespunzătoare a metodelor de calcul al acestora. Această dezvoltare are loc astăzi în mai multe direcții.

Precizie calculul pierderilor tehnice (RTP) se preconizează creșterea energiei electrice printr-o utilizare mai completă a informațiilor operaționale despre starea de comutare a rețelei electrice (Fig. 1), parametrii fizici ai elementelor acesteia, datele de funcționare privind sarcinile, nivelurile de tensiune etc.

Este nevoie de o tranziție de la calculele deterministe ale nivelului pierderilor de energie electrică la estimări probabilistice cu o acuratețe și intervale de încredere date, urmată de o evaluare a riscului atunci când se iau decizii privind investirea banilor în reducerea pierderilor.

Un alt vector de dezvoltare este utilizarea unor modele inteligente fundamental noi pentru a lua în considerare mulți factori incerti care influențează cantitatea de pierderi reale și tehnice de energie electrică și pentru a prezice pierderile. Unul dintre aceste modele se bazează pe utilizarea rețelelor neuronale artificiale, care sunt în esență una dintre domeniile în curs de dezvoltare ale tehnologiei inteligenței artificiale.

Dezvoltarea sistemelor automate de informare și măsurare pentru contorizarea comercială a energiei electrice (AIIS KUE), sisteme automatizate controlul tehnologic (ASTU) al rețelelor electrice, grafic și geografic sisteme informatice(GIS) creează oportunități reale de îmbunătățire a software-ului de calcul, analiză și normalizare a pierderilor de energie electrică (software RP). În special, în prezent există o nevoie urgentă de integrare a sistemelor software și hardware (STC) și a bazelor de date conținute în acestea: AIIS KUE, ASTU, GIS și software RP pentru a crește acuratețea, transparența și valabilitatea calculelor rețelei electrice. moduri, solduri și pierderi de energie electrică.

Parțial, o astfel de integrare a fost deja realizată. Dezvoltarea sa în continuare ar trebui să se bazeze pe noi abordări ale standardizării schimburilor de informații între diverse sisteme hardware și software pe o singură platformă de informații, inclusiv utilizarea așa-numitelor modele SIM. După cum arată practica, metode tradiționale

• iar mijloacele de reducere a pierderilor de energie electrică nu pot asigura menținerea nivelului pierderilor la un nivel fezabil din punct de vedere tehnic și economic. Abordarea acestui nivel devine din ce în ce mai costisitoare și necesită mai mult efort. Este necesar să se utilizeze echipamente și tehnologii fundamental noi pentru transportul și distribuția energiei electrice. In primul rand asta: Dispozitive moderne de compensare longitudinală și laterală reglabile statice.
• putere reactiva
• Dispozitive bazate pe utilizarea supraconductivității la temperatură înaltă (HTSC).Aplicarea tehnologiilor „inteligente” în rețelele electrice (Inteligent Grilă valori acceptabile indicatori de calitate a puterii.

Conform estimărilor Consiliului American pentru o Economie Energetică Eficientă (ACEEE), până în 2023, utilizarea tehnologiilor Smart Grid în combinație cu alte măsuri pentru utilizare eficientă resursele energetice vor economisi până la 30% din costurile de energie planificate. Adică, fiecare al treilea kilowatt-oră poate fi obținut nu prin extinderea capacității de generare, ci prin distribuirea resurselor energetice existente folosind noile tehnologii informaționale.

Valoarea pierderilor reale de energie electrică în rețelele electrice, pentru care organizațiile de rețea electrică trebuie să plătească în prezent, depinde în mare măsură de acuratețea măsurătorilor de energie electrică furnizată rețelei electrice și expediată din rețeaua electrică.

Practica implementării moderne AIMS KUE arată că aceste sisteme de măsurare a informațiilor destul de costisitoare și distribuite spațial pot eșua în timpul funcționării, pot pierde acuratețea măsurării, pot introduce erori semnificative aleatorii în rezultatele măsurătorilor etc. Toate acestea necesită dezvoltarea și implementarea unor metode de evaluare a fiabilității. de măsurători, identificarea și localizarea dezechilibrelor în putere și electricitate, introducând instrumente de măsură fundamental noi, inclusiv transformatoare optice de măsurare a curentului și a tensiunii.

În imagine: capturi de ecran ale programului RTP 3.

Simularea interactivă a calculelor de funcționare a sistemului de alimentare

Model dinamic de EPS în timp real. Oferă capacitatea de a simula EPS la scară mare în timp accelerat, lent și real. Modelul este utilizat pentru: construirea de simulatoare-consilieri pentru dispecer pe menținerea regimului, analiza regimurilor staționare și tranzitorii, analiza accidentelor, modelarea sistemelor de control primar și secundar și automatizări de urgență (EA). Modelul EPS ia în considerare procesele electromecanice și tranzitorii pe termen lung, sistemele de control al frecvenței și puterii active (AFRP). Se efectuează calculul pierderilor tehnice de electricitate și putere (inclusiv pe clase de tensiune și regiuni) și al altor parametri de mod. Pentru prima dată în Rusia, un model din această clasă este utilizat pentru a construi simulatoare-consilieri complexe împreună cu analiza topologică a circuitului complet de comutare al interconexiunii de putere.

Modelul folosește algoritmi destul de precisi pentru modelarea proceselor tranzitorii în modul „frecvență - putere activă” (regulatoare de viteză, reîncălzire cu abur, automatizare cazan etc.). Regulatoarele de tensiune sunt realizate după două scheme posibile: simplificate (ca sursă reglabilă de putere reactivă care menține valoarea tensiunii la un nivel dat) și rafinate (ca sistem de reglare a EMF a unei mașini sincrone cu capacitatea de reglare în funcție de abateri ale tensiunii, frecvenței și derivatelor acestora).

Modelul oferă monitorizarea modului curent al instalațiilor de energie pe baza informațiilor din sarcina de evaluare a statului (OS) și a datelor OIC. Schema de calcul obținută din problema OS a fost extinsă (de aproximativ 2 ori) prin utilizarea informațiilor normative, de referință și a priori, precum și a TI și TS fiabile în OIC.

Modelul efectuează o analiză topologică a întregului circuit de comutare și realizează interacțiunea informațională a acestuia cu diagrama de regim (de calcul) a instalațiilor de putere. Acest lucru asigură controlul modului model prin pornirea/oprirea dispozitivelor de comutare, adică într-un mod familiar personalului de exploatare.

Modelul este controlat interactiv de către utilizator, sistemele de control și sistemele PA și scenariile de dezvoltare a accidentelor. O funcție importantă a modelului este de a verifica încălcările și existența regimului actual conform criteriului N-1. Seturi de opțiuni de control pot fi specificate conform criteriului N-1, destinate diferitelor moduri de interconectare a energiei controlate. Programul vă permite să comparați modul calculat în modelul EPS cu datele OIC și să identificați datele modului eronate și lipsă.

Inițial, modelul a fost folosit pentru a construi simulatoare operaționale în timp real, iar ulterior funcțiile sale au fost extinse pentru a analiza accidentele, a testa algoritmi pentru identificarea sistemelor de putere ca obiecte de control și alte sarcini. Modelul este utilizat pentru procesarea de rutină a cererilor de echipamente ce urmează a fi scoase la reparații, modelarea sistemelor automate de control al frecvenței, suport informațional pentru personalul de exploatare al EPS și utilități energetice, precum și ca consilier dispecer pe menținerea regimului. Folosind modelul, s-au efectuat studii privind propagarea undelor de frecvență și tensiune în circuite reale de dimensiuni înalte sub perturbații mari, precum și în circuite ale structurilor în lanț și inel. A fost dezvoltată o metodologie pentru utilizarea datelor WAMS pentru a verifica regimul actual folosind datele OS și OIC.

Diferența dintre această dezvoltare și altele este capacitatea de a simula dinamica obiectelor de putere la scară mare în timp real, monitorizarea ciclică a regimului în funcție de datele OIC și sarcina OS, extinderea schemei de calcul cu 70-80% prin luarea luați în considerare magistralele substațiilor, unităților de putere, reactoare etc.

Până în prezent, modelul dinamic în timp real al EPS a fost implementat în SO UES, FGC UES, ODU of the Center și OJSC Bashkirenergo.

Complex KASCAD-NT pentru afișare operațional

informații despre mijloace individuale și colective

(plăci de control și pereți video)

Complexul este un mijloc de generare și afișare a diferitelor forme de ecran (diagrame, hărți, tabele, grafice, instrumente etc.) pe mijloace individuale (afișaje) și colective. Conceput pentru a afișa informații de la OIC și alte sisteme software în timp real, atât pe mijloace individuale (afișaje), cât și pe mijloace colective (plăci de control mozaic și pereți video).

Sistemul de afișare a informațiilor operaționale pe pereții video a fost implementat în SO UES, ODU al Centrului și OJSC Bashkirenergo. În SO UES, pe un perete video cub 4 x 3, este implementată afișarea informațiilor generalizate în forme grafice și tabelare, precum și afișarea diagramei UES pe o placă de mozaic finlandez. În ODU al Centrului, pe peretele video care utilizează complexul CASCADE-NT, informațiile din sistemul de suport al personalului de dispecer sunt afișate sub forma unei diagrame de funcționare, diagrame pe fundalul unei hărți a zonei și diagrame detaliate ale substațiilor.

Pentru OJSC Bashkirenergo, complexul este utilizat în prezent în Sală de gimnastică la afișarea a 3 x 2 cuburi de diagrame structurale și de comutare și informații generalizate sub formă tabelară pe un perete video. Pe schema bloc mică este posibilă deschiderea a 5 substații principale ale Bashkirenergo OJSC. Pe un perete video de 8 x 4 cuburi din camera de control cu ​​o diagramă structurală mare, este posibil să afișați 62 de substații și să procesați datele sarcinii. Un perete video mare poate efectua analize topologice și poate afișa diagrama completă de interconectare a puterii.

Sistemul KASCAD-NT este deschis pentru integrare cu alte complexe și este construit ca un set de constructori folosiți pentru a construi sisteme de afișare atât de către dezvoltatori, cât și de către utilizatori. Această caracteristică oferă posibilitatea de a sprijini și dezvolta funcționalitatea sistemului de afișare direct de către utilizatori și personalul de întreținere, fără implicarea dezvoltatorilor.

activele rețelei electrice

În 2008, specialiștii VNIIE au finalizat un proiect major - Programul de reconstrucție și dezvoltare a Sistemului de control tehnologic automat (ATS) al SA „MOESK”. Necesitatea implementării acestui proiect a fost asociată cu deteriorarea morală și fizică a bazei materiale a sistemului de management (din motive cunoscute de natură națională), ținând cont de schimbarea semnificativă a cerințelor de control al dispecerelor atunci când se lucrează în condiții de piață, precum şi ţinând cont de reorganizarea structurală a firmei. Dezvoltarea vizează rezolvarea sarcinii stabilite la MOESK de a construi o verticală de înaltă calitate a controlului operațional al dispecerelor, folosind în activitatea sa cele mai moderne metode de organizare și susținere tehnică a procesului de management.

Programul a fost dezvoltat în comun cu Enera OJSC și cu participarea activă a specialiștilor MOESK. Lucrarea include secțiuni privind analiza stării existente a sistemelor de control automatizate, privind dezvoltarea cerințelor tehnice de bază pentru un sistem de control automat promițător, elementele și subsistemele acestuia, precum și propuneri de soluții tehnice. Inclusiv opțiuni de reconstrucție și dezvoltare a sistemului bazat pe echipamente tehnice de la producătorii de frunte naționali și străini de echipamente de control.

Pe parcursul desfasurarii s-au avut in vedere si specificate pentru conditiile societatii principalele prevederi ale documentatiei normative si tehnice existente in domeniul automatizarii complexului de retele, care prevad dezvoltarea controlului tehnologic centralizat al retelelor electrice, realizarea stații automate bazate pe un singur set de mijloace tehnice moderne, cu integrarea sistemelor de măsurare, protecția, automatizarea și controlul rețelelor electrice a echipamentelor instalației.

Datorită numărului mare de posturi și uzurii morale și fizice a majorității telemecanicii, este prevăzută o automatizare în faze a stației, a cărei primă etapă este reconstrucția TM, coordonată cu reconstrucția și dezvoltarea sistem de comunicație, adică formarea bazei unui SSPI modern și a doua etapă - pentru o parte a stației - crearea de sisteme automate de control al procesului la scară largă.

Programul prevede actualizarea hardware-ului și software-ului centrelor de dispecer pe baza sistemului modern de management al rețelei electrice (ENMAC GE) adoptat de MOESK, care automatizează operațiunile de control și dispecerizare, precum și gestionarea operațiunii rețelei la deservirea echipamentelor și interacțiunea cu consumatorii de energie electrică.

Dezvoltarea sistemului de comunicații este axată pe o tranziție completă la tehnologiile digitale de transmisie a datelor, utilizarea pe scară largă, alături de comunicațiile HF existente, tehnologia cu fibră optică și comunicațiile fără fir.

Un loc important este acordat creării unei platforme de integrare (IP) care suportă modelul de informație IEC unificat (model SIM) și permite conectarea diferitelor aplicații la o magistrală de informații comună folosind tehnologia WEB-Service. Împreună cu ESP OJSC și MODUS LLC, prima versiune a sistemului instrumental grafic pentru crearea IP a fost dezvoltată și pusă în funcțiune de probă la RSK Kubanenergo, la care este conectat OIC KOTMI.

Să adăugăm că VNIIE a dezvoltat următoarele sisteme expert pentru utilizare operațională controlul expedierii: Sisteme de consiliere pentru planificarea anuală a reparațiilor echipamentelor de rețea; Sisteme de consiliere pentru procesarea de rutină a cererilor de reparații operaționale; sisteme de analiza a topologiei intr-o retea electrica cu analiza situatiilor de urgenta; Sisteme de simulare pentru comutare operațională; sistem expert instrumental MIMIR pentru aplicații energetice; Sistem expert ESORZ pentru procesarea cererilor operaționale (utilizare cu SO-TsDU, ODU al Centrului, ODU din Volga Mijlociu); Sistem de analiză a topologiei rețelei electrice ANTOP (aplicație în centrul de control Urals); Sistem de instruire CORVIN pentru comutarea operațională (aplicație în sistemele regionale de energie).

În prezent, se dezvoltă un sistem de planificare anuală a reparațiilor echipamentelor din rețeaua electrică (pentru SO-CDC).

Întreaga gamă de activități a Centrului Științific și Tehnic al Industriei Energiei Electrice SA privind noile tehnologii informaționale este completată de sarcini tehnologice curente, dintre care unele vor fi finalizate în viitorul apropiat și despre care sperăm să vorbim pe paginile revistei.

Conform Legii federale „Cu privire la industria energiei electrice”, JSC FGC UES este responsabilă de managementul tehnologic al Rețelei electrice naționale unificate (UNEG). În același timp, au apărut întrebări cu privire la o delimitare clară a funcționalității între SO UES OJSC, care efectuează controlul unificat al dispecerării instalațiilor de energie electrică, și companiile de rețea. Acest lucru a condus la necesitatea creării unei structuri eficiente pentru managementul operațional și tehnologic al instalațiilor JSC FGC UES, ale căror sarcini includ, printre altele:
asigurarea funcționării fiabile a instalațiilor UNEG și implementarea modurilor de funcționare tehnologică a liniilor electrice, echipamentelor și dispozitivelor instalațiilor UNEG specificate de SO UES OJSC;
asigurarea calității și siguranței corespunzătoare a muncii în timpul funcționării instalațiilor UNEG;
crearea unui sistem unificat de instruire a personalului operațional pentru îndeplinirea funcțiilor OTU;
asigurarea dotării tehnologice și a pregătirii personalului operațional pentru efectuarea comenzilor (instrucțiilor) de dispecerare ale CO și comenzilor (confirmărilor) personalului operațional al Centrului Central de Control al FGC UES;
asigurarea unei reduceri a numărului de încălcări tehnologice asociate cu acțiunile eronate ale personalului operațional;
în cooperare și în acord cu SO UES OJSC, participarea la dezvoltarea și implementarea programelor de dezvoltare UNEG pentru a crește fiabilitatea transportului de energie electrică, observabilitatea și controlabilitatea rețelei și asigurarea calității transportului de energie electrică;
planificarea activităților de reparație, punere în funcțiune, modernizare/reconstrucție și întreținere a liniilor electrice, a echipamentelor și dispozitivelor rețelei electrice pentru perioada următoare;
dezvoltarea în conformitate cu cerințele OJSC SO UES, coordonarea și aprobarea în modul prescris a graficelor pentru limitarea de urgență a modurilor de consum de energie electrică și implementarea acțiunilor efective de introducere a restricțiilor de urgență conform comenzii (ordinului) de expediere a OJSC SO UES ;
îndeplinirea sarcinilor SO UES JSC de a conecta instalațiile de rețea electrică ale Companiei Federale de Rețea și instalațiile de recepție a energiei electrice ale consumatorilor de energie electrică sub influența automatizării de urgență.

Pentru a îndeplini sarcinile atribuite, SA FGC UES a elaborat și aprobat conceptul de management operațional și tehnologic al instalațiilor UNEG. În conformitate cu acest concept, se creează o structură organizatorică pe patru niveluri (cu un sistem de management pe trei niveluri): biroul executiv, centrul principal de control al MES, centrul de control al PMES și personalul de exploatare al substației.

Următoarele funcții sunt distribuite între nivelurile corespunzătoare ale structurii organizaționale:
IA FSK - informare și analitică;
șeful centrului central de control al MES - informațional-analitic și neoperațional;
TsUS PMES - neoperațional și operațional;
personal substație – săli de operație.

În același timp, funcțiile neoperaționale includ sarcini precum controlul și monitorizarea stării rețelei. Acceptarea de către centrele de control al rețelei a funcțiilor operaționale legate de emiterea comenzilor pentru efectuarea comutării necesită personal operațional înalt calificat, precum și dotarea tehnică adecvată a centrului central de control.

Pentru a crește eficiența și fiabilitatea transportului și distribuției de energie electrică și energie prin automatizarea proceselor operaționale și de management tehnologic bazate pe tehnologii informaționale moderne, centrele de control al rețelei ale SA FGC UES sunt dotate cu sisteme software și hardware (PTK) care permit automatizarea proceselor, cum ar fi echipamente de monitorizare a modului, producția de comutare în strictă conformitate cu programul aprobat și altele. Astfel, datorită automatizării OTD, fiabilitatea rețelelor electrice este crescută semnificativ, rata accidentelor este redusă prin eliminarea erorilor personalului de exploatare, iar numărul de personal de exploatare necesar este minimizat.

Este de remarcat faptul că politica tehnică a SA FGC UES pentru construcții noi și reconstrucție prevede:
asigurarea securității energetice și a dezvoltării durabile a Rusiei;
asigurarea indicatorilor de fiabilitate solicitați ai serviciilor de transport a energiei electrice furnizate;
asigurarea liberei funcționări a pieței de energie electrică;
creșterea eficienței funcționării și dezvoltării UNEG;
asigurarea securității personalului de producție;
reducerea impactului UNEG asupra mediului;
odata cu utilizarea de noi tipuri de echipamente si sisteme de control, asigurand pregatirea statiei pentru functionare fara personal permanent de intretinere.

În prezent, schemele de conexiuni electrice primare ale stațiilor de operare sunt axate pe echipamente care necesită întreținere frecventă și, prin urmare, oferă rapoarte ale numărului de dispozitive de comutare și conexiuni care sunt excesive conform criteriilor moderne. Acesta este motivul pentru un număr semnificativ de încălcări tehnologice grave din vina personalului de exploatare.

Acum automatizare procese tehnologice finalizate la 79 de substații UNEG, alte 42 de substații sunt în stadiu de implementare. Prin urmare, schema de bază pentru organizarea funcționării se concentrează în primul rând pe prezența non-stop a personalului de întreținere (operațional) care monitorizează starea unității și efectuează comutarea operațională.

Întreținerea operațională a substației UNEG include:
Monitorizarea stării UNEG - monitorizarea stării echipamentelor, analiza situației operaționale la unitățile UNEG;
organizarea de acțiuni prompte pentru localizarea încălcărilor tehnologice și restabilirea regimurilor UNEG;
organizarea întreținerii operaționale a substațiilor, producerea comutației operaționale, suport de regim și circuit pentru efectuarea în siguranță a lucrărilor de reparații și întreținere în rețelele electrice aferente UNEG;
efectuarea de către personalul operațional a funcțiilor operaționale pentru realizarea operațiunilor de comutare în UNEG.

Planificare si organizare:
planificarea reparațiilor trebuie efectuată în conformitate cu programele de întreținere preventivă programată, cu determinarea domeniului de lucru pe baza unei evaluări a stării tehnice, folosind metode moderneși instrumente de diagnosticare, incl. fără a scoate echipamentele din funcțiune;
efectuarea unei inspecții cuprinzătoare și a unei examinări tehnice a echipamentelor care și-au atins durata de viață standard pentru a prelungi durata de viață a acestuia;
elaborarea de propuneri de modernizare, înlocuire de echipamente, îmbunătățire a soluțiilor de proiectare;
optimizarea finanțării operațiunilor, întreținerii și reparațiilor prin determinarea volumului lucrărilor de reparații în funcție de starea actuală;
reducerea costurilor și a pierderilor;
îmbunătățirea structurilor organizatorice de management și servicii;
organizarea de pregătire profesională, recalificare și pregătire avansată în conformitate cu standardul SOPP-1-2005;
analiza parametrilor și indicatorilor stării tehnice a echipamentelor, clădirilor și structurilor înainte și după reparații pe baza rezultatelor diagnosticului;
optimizarea rezervei de urgență a echipamentelor și elementelor liniilor aeriene;
soluționarea problemelor tehnice din timpul exploatării și construcției se formalizează sub formă de scrisori de informare, instrucțiuni operaționale, circulare, solutii tehnice cu statut de executare obligatorie, ordine, instrucțiuni, hotărâri de ședință și alte decizii de gestiune.

Monitorizarea și managementul fiabilității UNEG:
organizarea monitorizării și analizei accidentelor de echipamente;
evaluarea și controlul fiabilității sursei de alimentare;
crearea unei baze de informații adecvate.

REALIZARE DE SUBSTAȚII COMPLET AUTOMATIZATE
FĂRĂ PERSONAL DE SERVICE.
SUBSTAȚII DIGITALE

Pentru a elimina dependența funcționării fără probleme a unei companii de rețea de calificarea, pregătirea și concentrarea atenției personalului operațional și de releu, este recomandabil să se distribuie automatizarea proceselor tehnologice care au loc de mult timp - releu protecție, automatizare proces (reînchidere, releu automat, comutator sub sarcină, transmisie automată etc.), automatizare de urgență - până la producerea comutării operaționale. Pentru a face acest lucru, în primul rând, este necesară creșterea semnificativă a observabilității parametrilor tehnici, asigurarea controlului, verificarea poziției, blocarea operațională eficientă a dispozitivelor de comutare și automatizarea acțiunilor de control. Echipamentele de putere utilizate trebuie să fie adaptate la cele mai noi sisteme de control, protecție și monitorizare.

La introducerea dispozitivelor cu microprocesor, ar trebui să se acorde preferință dispozitivelor concepute să funcționeze ca parte a sistemelor automate. Dispozitivele de sine stătătoare ar trebui utilizate numai dacă nu există analogi de sistem. În acest sens, la instalațiile SA FGC UES trebuie exclusă în mod centralizat posibilitatea utilizării dispozitivelor cu microprocesor cu protocoale de schimb închise și a dispozitivelor care nu suportă funcționarea în standardul de timp uniform.

Arhitectura și funcționalitatea unui sistem de control al proceselor tehnologice de substație automatizată (sistem de control al procesului automatizat al substației) ca integrator al tuturor sistemelor de stații funcționale este determinată de nivelul de dezvoltare a tehnologiei destinate colectării și procesării informațiilor la substație pentru emiterea deciziilor de control și impacturi. De la începutul dezvoltării sistemelor automate de control al proceselor pentru proiectele de substații în industria energetică internă, a existat o dezvoltare semnificativă a hardware-ului și software sisteme de control pentru utilizarea în stații electrice. Au apărut transformatoare digitale de măsurare a curentului și a tensiunii de înaltă tensiune; Sunt dezvoltate echipamente de rețea electrică primară și secundară cu porturi de comunicație încorporate, sunt produse controlere cu microprocesor, echipate cu instrumente de dezvoltare, pe baza cărora este posibil să se creeze un complex software și hardware de încredere pentru PS, compania internațională. Standardul IEC 61850, care reglementează prezentarea datelor de pe stație ca obiect de automatizare, precum și protocoale pentru schimbul de date digitale între dispozitivele electronice inteligente bazate pe microprocesor ale stației, inclusiv dispozitivele de monitorizare și control, protecție și automatizare cu relee (RPA), situații de urgență automate (PA), telemecanica, contoare de energie electrica, echipamente de putere, transformatoare de masura curent si tensiune, echipamente de comutare etc.

Toate acestea creează premisele pentru construcția unei substații de nouă generație - o substație digitală (DSS).

Acest termen se referă la o substație care utilizează sisteme de măsurare digitale integrate, protecție prin relee, controlul echipamentelor de înaltă tensiune, transformatoare optice de curent și tensiune și circuite de control digital încorporate în echipamentele de comutație, care funcționează pe un singur protocol standard de schimb de informații - IEC 61850.

Introducerea tehnologiilor de substație digitală oferă avantaje față de stația tradițională în toate etapele implementării și exploatării instalației.

Etapa „Design”:
simplificarea proiectării conexiunilor și sistemelor prin cablu;
transmiterea datelor fără distorsiuni pe distanțe practic nelimitate;
reducerea numărului de unități de echipamente;
număr nelimitat de destinatari ai datelor. Distribuția informațiilor se realizează folosind rețele Ethernet, ceea ce vă permite să transferați date de la o sursă la orice dispozitiv din substație sau în afara acesteia;
reducerea timpului de interconectare a subsistemelor individuale datorită unui grad ridicat de standardizare;
reducerea intensității forței de muncă a secțiunilor metrologice ale proiectelor;

unitatea de măsură. Măsurătorile sunt efectuate cu un singur dispozitiv de măsurare de înaltă precizie. Destinatarii măsurătorilor primesc aceleași date din aceeași sursă. Toate instrumentele de măsură sunt incluse în sistem unificat sincronizare ceas;
capacitatea de a crea soluții standard pentru obiecte de diferite configurații topologice și lungimi;
posibilitatea modelării preliminare a sistemului în ansamblu pentru a determina blocajele și inconsecvențele în diferite moduri de funcționare;
reducerea complexității reproiectării în cazul efectuării de modificări și completări la proiect.

Etapa „Lucrări de construcție și instalare”:
reducerea celor mai laborioase și low-tech tipuri de lucrări de instalare și punere în funcțiune asociate cu instalarea și testarea circuitelor secundare;
testare mai amănunțită și cuprinzătoare a sistemului datorită oportunităților ample de a crea diverse scenarii comportamentale și de a le simula digital;
reducerea costurilor pentru deplasările neproductive ale personalului datorită posibilității de configurare centralizată și control al parametrilor de lucru;
reducerea costului sistemului de cabluri. Circuitele secundare digitale permit multiplexarea semnalului, care implică transmiterea în două sensuri a unui număr mare de semnale de la diferite dispozitive. Este suficient să așezați un cablu principal optic pe dispozitivele de distribuție în loc de zeci sau chiar sute de circuite analogice de cupru.

Etapa „Funcționare”:
un sistem cuprinzător de diagnosticare, care acoperă nu numai dispozitivele inteligente, ci și traductoarele de măsurare pasive și circuitele secundare ale acestora, vă permite să determinați rapid locația și cauza defecțiunilor, precum și să identificați condițiile pre-defecțiuni;
monitorizarea integrității liniei. Linia digitală este monitorizată în permanență, chiar dacă prin aceasta nu se transmit informații semnificative;
protecție împotriva interferențelor electromagnetice. Utilizarea cablurilor de fibră optică asigură o protecție completă împotriva interferențelor electromagnetice în canalele de transmisie a datelor;
ușurință de întreținere și operare. Reconectarea circuitelor digitale este mult mai ușoară decât reconectarea circuitelor analogice;
reducerea timpului de reparație datorită ofertei largi pe piață de dispozitive de la diferiți producători care sunt compatibile între ele (principiul interoperabilității);
trecerea la o metodă de întreținere a echipamentelor bazată pe evenimente datorită observabilității absolute a proceselor tehnologice permite reducerea costurilor de operare;
menținerea parametrilor și caracteristicilor de proiectare (calculate) în timpul funcționării necesită costuri mai mici;
dezvoltarea și modificarea unui sistem de automatizare necesită costuri mai mici (număr nelimitat de receptori de informații) decât în ​​cazul abordărilor tradiționale.

Centrele centrale de control Kuzbass și Prioksky au fost acceptate ca facilități pilot pentru crearea centrelor centrale de control cu ​​funcții operaționale în JSC FGC UES.

Kuzbass NCC a devenit primul centru de management al rețelei implementat în cadrul programului JSC FGC UES pentru a crea un centru de control central cu funcții operaționale. Ca parte a creării unui sistem inovator de control central, care să asigure controlul și expedierea continuu operațional și tehnologic, centrul este dotat cu sisteme software și hardware moderne, a fost instalat un perete video pentru afișarea diagramelor de rețea, a fost instalat software care permite online afișarea completă a stării instalației electrice selectate de către dispecer și pentru a primi informații despre întreruperile efectuate de reparații și măsuri preventive până la numele montatorilor care lucrează la șantier. În plus, echipamentul permite dispecerilor NCC să intercepteze controlul obiectelor de la distanță în caz de urgență și să ia decizii în cel mai scurt timp posibil pentru a reduce timpul de restabilire a funcționării normale a echipamentului.

Prioksky Central Control Center a fost, de asemenea, creat folosind cele mai noi tehnologii. Printre echipamentele utilizate aici se numără un perete video pentru afișarea informațiilor, constând din module de proiecție de cincizeci de inci și un controler video redundant de înaltă performanță, un complex de informații operaționale pentru monitorizarea modurilor rețelei electrice și a stării dispozitivelor de comutare ale substațiilor, permițând personalului operațional al centrului de control să monitorizeze funcționarea echipamentului și să-l controleze în timp real, cel mai recent sistem comunicații prin satelit, alimentare cu energie garantată și sisteme automate de stingere a incendiilor.

Vladimir Pelymsky, inginer șef adjunct - șef al situației think tank JSC FGC UES, Vladimir Voronin, șef, Dmitry Kravets, șef de departament, Magomed Gadzhiev, expert principal al Serviciului de moduri electrice al JSC FGC UES

Vârsta lor este estimată la cinci până la zece ani, iar aceste complexe sunt deja depășite. Am vorbit cu ce le înlocuiesc Director al filialei din Moscova a Monitor Electric JSC Serghei Silkov.

– Serghei Valerievich, acum „Monitor Electric” este întreprindere semnificativă privind dezvoltarea și crearea de sisteme tehnice software pentru centrele de control al dispecerelor din industria energiei electrice. Cum a început totul?

– Poate că merită să începem din 2003, când am lansat complexul de informații operaționale SK-2003: a fost un produs software real și este încă în uz în unele centre. El a fost urmat de mai multe model perfect– SK-2007. A avut destul de mult succes și există clienți care îl cumpără și astăzi.

Crearea în același timp a jurnalului operațional electronic „EZh-2” a fost un eveniment cu adevărat revoluționar, care a făcut posibilă înlocuirea documentelor de expediere „de hârtie” aparent eterne. Utilizarea acestuia vă permite să introduceți și sistematizați rapid informații operaționale despre diverse evenimente, asigurând împărțirea acestora pe categorii și menținând dependențe. Foarte populară și, îndrăznesc să o spun, practic cea mai bună de acest gen, a devenit de fapt revista operațională standard pentru industrie.

Am creat, de asemenea, un simulator dinamic de dispecer (RTD) „Finist”, care face posibilă simularea aproape a oricăror evenimente în sistemele de alimentare, permițând pregătirea personalului operațional de dispecer.

Aceste trei produse au devenit baza pentru producția industrială de sisteme software în companie.
În cele din urmă, acum promovăm în mod activ sistemul nostru de următoarea generație – SK-11, care a avut nevoie de opt ani pentru a se dezvolta.

– Sistemul SK-11 este produsul dumneavoastră principal. Pe scurt, care este avantajul ei?

– SK-11 se bazează pe o platformă de tehnologie a informației de înaltă performanță. Acesta este un sistem pentru menținerea unui model de informații al unui obiect de control, scrierea/citirea datelor, stocarea modelului de informații și organizarea accesului pentru aplicațiile utilizator. Datorită arhitecturii inovatoare a platformei SK-11, acesta realizează caracteristici de procesare super-rapidă a informațiilor telemetrice (până la 5 milioane de modificări ale parametrilor pe secundă), lucrând cu modele de rețea electrică de dimensiuni uriașe, un număr mare de utilizatori și multe altele .

Diverse aplicații sunt conectate la platformă în funcție de dorințele și capacitățile clienților. Astăzi sunt peste cincizeci. Acestea sunt aplicații SCADA / EMS / DMS / OMS / DTS pentru diverse servicii ale companiilor energetice care sunt implicate în managementul operațional, planificarea reparațiilor și dezvoltarea rețelei, precum și instruirea personalului de dispecer. Datorită modularității arhitecturii, pe măsură ce sistemul este stăpânit, capacitățile financiare se modifică și deja în timpul funcționării, componentele utilizatorului pot fi adăugate sau modificate cu ușurință.

Doilea avantaj important sistemul nostru este că, spre deosebire de complexe informaționale generațiile anterioare, bazându-se pe semnalele telemecanice, modelul de informații SK-11 include absolut toate echipamentele sistemului de alimentare. Această abordare ne permite să creștem numărul de probleme nerezolvate anterior. De exemplu: sistemul nostru modelează consumatorii și, din moment ce consumatorii fac și ei parte din modelul informațional, putem implementa sarcina de gestionare eficientă a întreruperilor. Modelarea echipamentelor netelemecanizate și a consumatorilor vă permite să reduceți timpul de căutare a unui element eșuat, să generați automat un program de acțiuni pentru personalul de operare și să accelerați procesul de restabilire a alimentării cu energie.

De asemenea, voi reține că modelăm o rețea de orice tensiune, până la o rețea de 0,4 kilovolti.

– Cât de multă încredere au companiile de rețele interne în dezvoltatorii ruși de astfel de sisteme?

– Există, în opinia mea, o politică foarte competentă, echilibrată pentru dezvoltarea acestui domeniu. În primul rând, Rosseti are un document care definește politica sa de substituție a importurilor. Îndeplinește cerințele guvernului rus: niciun software străin nu ar trebui să fie folosit pentru a gestiona rețelele electrice.

În plus, Rosseti are propriile proceduri de certificare standardizate, iar tot ceea ce este realizat de dezvoltatori este verificat pentru conformitatea cu standardele Rosseti.

Abia după aceasta se emite o concluzie de către comisia de certificare cu privire la posibilitatea utilizării acestui produs pentru managementul rețelei și numai dacă există o concluzie pozitivă din partea comisiei de certificare a Rosseti PJSC poate fi folosit unul sau altul produs software.

Până în prezent, doar compania Monitor Electric are o astfel de concluzie.

– Într-adevăr, companiile de rețea din Rusia au nevoie de astfel de sisteme sau este o chestiune de decrete și reglementări ale organismelor de reglementare?

– Conducerea companiilor de rețea dezvoltă constant un sistem de management operațional, tehnologic și situațional (OTiSU). Au programe de investiții în cadrul cărora lucrează.

Desigur, suntem în contact constant cu ei tot timpul. Suntem invitați să discutăm sarcini, să luăm în considerare setul necesar de funcții ale sistemelor automate și, cel mai important, să le implementăm. Se organizează periodic conferințe și consilii științifice și tehnice. De exemplu, în iulie am participat la consiliul științific și tehnic al IDGC din Siberia. În septembrie vom participa la IDGC al Conferinței de Sud. Deci, pentru a rezuma, conducerea Rosseti PJSC și filialele sale planifică foarte activ activități de investiții pentru modernizarea sistemelor OT&SU.

Ministerul Energiei al Federației Ruse și Rosseti desfășoară activități intense de cercetare, cercetare și dezvoltare în această direcție. De exemplu, compania noastră Monitor Electric participă la mai multe proiecte pilot ca parte a Inițiativei Naționale Tehnologice EnergyNET. În primul rând, acesta este proiectul Digital Distribution Zone, în care lucrăm cu Yantarenergo. Împreună cu colegii noștri din Kaliningrad, dezvoltăm tehnologii de sisteme de distribuție electronică digitală, inclusiv probleme de integrare a pachetului software pentru management operațional și tehnologic cu o serie de sisteme conexe. De exemplu, acum am rezolvat problema integrării GIS și a sistemelor de control automate, următoarea pe linie este integrarea sistemelor automate de control și a sistemelor de contabilitate. Acestea sunt probleme extrem de complexe care nu au fost încă rezolvate în sectorul energetic rus.

Al doilea proiect este dezvoltarea unui set de instrumente pentru planificarea pe termen lung a dezvoltării rețelei. A fost creat, testat în practică, iar până la sfârșitul anului va trebui să raportăm conducerii NTI cu privire la implementarea proiectului.

– M-am familiarizat cu geografia implementării sistemelor dumneavoastră. Se pare că sistemele dumneavoastră pot fi găsite în toată Rusia!

- Și nu numai. Dacă vorbim despre cele mai recente proiecte, am implementat SK-11, și aproape într-un mod complet funcțional, în IDGC din Urali, în filialele și afiliații lor - Compania Ekaterinburg Electric Grid. Acesta este probabil unul dintre cei mai respectați clienți ai noștri. Există un nivel foarte ridicat de pregătire a personalului și a conducerii, au trecut destul de repede prin toate etapele, iar acum complexul este utilizat activ acolo. Am implementat SK-11 la Yantarenergo include un subsistem interesant care calculează indicatorii tehnici ai rețelei electrice a orașului pe baza unui model de dezvoltare cu un orizont de patru ani în avans. În total, în ultimii trei ani au existat aproximativ zece implementări ale sistemelor noastre. Da, sunt reprezentați în toată Rusia în diferite companii și în configurații complet diferite.

- Dar ai spus că nu este vorba doar despre ea...

- Asta e corect. De exemplu, trei companii care formează dispeceri în Statele Unite au cumpărat complexul nostru de instruire software Finist și, cu ajutorul acestuia, au fost instruiți peste 1.000 de dispeceri.

Direcția de Dispecerare Comună a Republicii Belarus lucrează și la complexul nostru SK-2007. Apropo, acum negociem și cu ei pentru trecerea la SK-11.

Complexul nostru operează în rețelele orașului Tbilisi. Am fost invitați la proiect după dificultăți cu un furnizor cunoscut și am implementat cu succes produsele noastre în centrul de control al acestora. Există experiență de succes în Kazahstan, în sistemul de management al aprovizionării cu energie din Almaty (compania AZhK). Am primit recenzii pozitive de la colegii noștri kazahi, iar acum negociem cu o serie de companii energetice din Republica Kazahstan, unde am fost aleși ca furnizori de soluții IT.

– Ați evidențiat în mod deosebit proiectul cu Yantarenergo, în care construiți împreună rețele inteligente. Spune-ne mai multe despre asta.

– La începutul anului, am finalizat toate procedurile tehnice pentru finalizarea primei etape de implementare în sfera sistemului SCADA (sistem automat de control și colectare a informațiilor) și a unui complex de jurnalele electronice. Acum lucrăm împreună foarte intens pentru a ajusta ceea ce s-a făcut și pregătim documente pentru desfășurarea celei de-a doua etape. În această etapă vor fi implementate funcții de calcul și analitice care vă vor permite să efectuați un întreg set de operațiuni tehnologice pentru managementul rețelei cu adevărat inteligent.

– În legătură cu discuția conform căreia în Rusia trebuie să trecem la rețele inteligente peste tot, cât de dificil va fi să reproducem această experiență în alte rețele?

– Desigur, pretutindeni are specificul ei. În aproape fiecare implementare, ne confruntăm cu nevoia de a ne adapta complexul la mediul informațional existent, reprezentat de instrumentele unei largi varietati de dezvoltatori, inclusiv străini. Fiecare este diferit și acest lucru, desigur, nu este foarte bun pentru noi, ca producător și purtător al unei ideologii tehnice destul de moderne. Dar încă avem mare încredere în rolul de reglementare al lui Rosseti, care acum acordă multă atenție standardizării sistemelor.

Pe de altă parte, această diversitate se transformă în a noastră avantaj competitiv. Inclusiv companiile străine care sunt extrem de reticente în a-și reproiecta sistemele, de exemplu interfața cu utilizatorul. În ceea ce ne privește, acesta este primul lucru cu care începem să lucrăm.

La urma urmei, fiecare are propria judecată și propriile standarde cu privire la modul și unde ar trebui să fie afișate informațiile utilizatorilor: dispeceri, specialiști în servicii operaționale, manageri. Este o sarcină foarte dificilă să afișați o cantitate imensă de informații pe un perete video, deoarece sarcina principală a dispecerului este să vadă întreaga imagine în ansamblu. În sfârșit, există încă un aspect foarte dificil al ergonomiei și fiecare dispecer are și propria idee despre asta. Deci procesul de așa-numită echilibrare a schemei este foarte complicat și poate dura 4-6 luni.

În ceea ce ne privește, rezolvăm cu succes aceste probleme folosind propriul nostru subsistem grafic. Acest lucru se face în filiala noastră din Voronezh, există o echipă foarte puternică, care are o experiență vastă și deține cele mai moderne mijloace și metode de afișare a informațiilor, datorită cărora toate sarcinile sunt rezolvate destul de rapid și eficient. Acest lucru poate suna puțin provocator, dar mulți dintre utilizatorii noștri spun că modelele noastre sunt cele mai frumoase din lume.

Deci, acesta este doar un punct, dar există și alte diferențe pur tehnice. Dar acesta este avantajul sistemului nostru. Datorită multor ani de experiență și modularității complexelor pe care le creăm, dezvoltarea tehnică a sistemelor informatice ale centrelor de control nu se oprește niciodată. Începem cu o configurație simplă pentru orice rețea și, pe măsură ce o stăpânim, o îmbunătățim și o dezvoltăm fără a opri funcționarea la nivel mondial.

— Ai vreun vis?

– Ei bine, bineînțeles, în câțiva ani vom avea un dispecer de robot, iar apoi, ca șoferul unei mașini fără pilot... Specialiștii cu experiență vor trece de la ture și se vor angaja în planificare și muncă analitică aprofundată, îmbunătățind arhitectura rețelei și dezvoltarea de noi componente „inteligente”.

Descriere:

Eficiență crescută
managementul rețelei de distribuție

V. E. Vorotnitsky, Doctor în Inginerie. Științe, profesor, director executiv adjunct pentru cercetare la SA VNIIE

Principalele sarcini de gestionare a rețelelor electrice în condițiile pieței

Asigurarea funcționării infrastructurii tehnologice a rețelei electrice în condiții de egalitate de șanse pentru utilizarea acesteia de către toți participanții la piața de energie electrică;

Asigurarea funcționării stabile și sigure a echipamentelor de rețea electrică, alimentarea sigură a consumatorilor cu energie electrică și o calitate a energiei electrice care îndeplinește cerințele stabilite reglementărilor, și luarea de măsuri pentru a asigura îndeplinirea obligațiilor entităților din industria energiei electrice în baza contractelor încheiate pe piața de energie electrică;

Asigurarea condițiilor contractuale pentru furnizarea de energie electrică către participanții(lor) pieței de energie electrică;

Asigurarea accesului nediscriminatoriu al entităților de pe piața de energie electrică la rețeaua electrică, sub rezerva respectării acestora cu Regulile pieței, regulile și procedurile tehnologice, dacă o astfel de conectare este posibilă din punct de vedere tehnic;

Minimizarea limitărilor tehnice ale rețelei în limitele fezabile din punct de vedere economic;

Reducerea costurilor de transport și distribuție a energiei electrice prin introducerea de tehnologii avansate de întreținere și reparare a echipamentelor rețelei electrice, echipamente noi și măsuri de economisire a energiei.

Scopul articolului este de a lua în considerare:

Principalele sarcini de gestionare a rețelelor electrice în condițiile pieței;

Caracteristici generale ale rețelelor de distribuție 0,38–110 kV în Rusia;

Starea tehnică a rețelelor de distribuție, a instalațiilor și a sistemelor de control;

Tendințe și perspective de dezvoltare:

a) tehnologiile informaționale digitale;

b) tehnologii informaţionale de bază;

c) tehnologiile informaţionale geografice;

d) sisteme automatizate de management operațional și tehnologic al rețelelor de distribuție ale companiilor și ale principalelor subsisteme ale acestora;

e) mijloace de compartimentare a retelelor de distributie;

Probleme de creare a unui cadru de reglementare pentru automatizarea managementului rețelei de distribuție.

Caracteristicile generale ale rețelelor de distribuție electrică din Rusia

Rețelele electrice rurale

Lungimea totală a rețelelor electrice cu o tensiune de 0,4–110 kV în zonele rurale ale Rusiei este de aproximativ 2,3 milioane km, inclusiv liniile cu tensiune:

0,4 kV – 880 mii km

6–10 kV – 1.150 mii km

35 kV – 160 mii km

110 kV – 110 mii km

În rețelele sunt instalate 513 mii posturi de transformare 6–35/0,4 kV cu o capacitate totală de circa 90 milioane kVA.

Rețelele electrice ale orașului

Lungimea totală a rețelelor electrice urbane cu o tensiune de 0,4–10 kV este de 0,9 milioane km, incluzând:

linii de cablu 0,4 kV – 55 mii km

linii aeriene 0,4 kV – 385 mii km

Linii de cablu 10 kV – 160 mii km

linii aeriene 10 kV – 90 mii km

linii aeriene de iluminat extern - 190 mii km

linii aeriene de iluminat extern - 20 mii km

În rețele sunt instalate aproximativ 290 de mii de posturi de transformare de 6–10 kV cu o capacitate de 100–630 kVA.

Starea tehnică a rețelelor electrice de distribuție, mijloacelor și sistemelor de control ale acestora

Echipamente de retea electrica

Aproximativ 30–35% din liniile aeriene și stațiile de transformare și-au expirat durata de viață standard. Până în 2010, această valoare va ajunge la 40% dacă ritmul de reconstrucție și reechipare tehnică a rețelelor electrice rămâne același.

Ca urmare, problemele legate de fiabilitatea sursei de alimentare devin din ce în ce mai acute.

Durata medieîntreruperile consumatorilor se ridică la 70-100 de ore pe an. În industrial ţările dezvoltate Definită statistic ca o stare „bună” a furnizării de energie electrică, atunci când pentru o rețea de medie tensiune pe tot parcursul anului durata totală a întreruperilor este în intervalul 15-60 de minute pe an. În rețelele de joasă tensiune aceste cifre sunt puțin mai mari.

Numărul mediu de defecțiuni care provoacă oprirea liniilor de înaltă tensiune cu tensiuni de până la 35 kV este de 170–350 la 100 km de linie pe an, dintre care 72% sunt instabile, transformându-se în monofazate.

Protecție și automatizare cu relee

Dintre cele care funcționează în prezent în rețelele de distribuție rusești, există aproximativ 1.200 de mii de dispozitive de automatizare și protecție prin relee (RPA) diverse tipuri Cota principală este formată din dispozitive electromecanice, dispozitive microelectronice sau dispozitive care utilizează microelectronica parțială.

Cu durata de viață standard a dispozitivelor de protecție și automatizare cu relee egală cu 12 ani, aproximativ 50% din toate seturile de protecție cu relee și-au expirat durata de viață standard.

Întârzierea nivelului echipamentului autohton de protecție cu relee produse în comparație cu echipamentul de protecție cu relee ale companiilor de producție străine de top este de 15-20 de ani.

Ca si pana acum, peste 40% din cazurile de functionare defectuoasa a dispozitivelor de protectie cu relee si automatizari apar din cauza starii nesatisfacatoare a dispozitivelor si a erorilor personalului de service de protectie a releelor ​​si automatizari in timpul intretinerii acestora.

Trebuie remarcat că nu totul este bine cu fiabilitatea protecției releului nu numai în Rusia, ci și în unele țări industrializate.

În special, la sesiunea Conferinței Internaționale privind Rețelele de Distribuție (CIRED) din 2001, s-a remarcat că în rețelele electrice norvegiene daunele anuale cauzate de funcționarea necorespunzătoare a sistemelor de protecție și control se ridică la aproximativ 4 milioane de dolari SUA. În același timp, 50% din alarmele false apar în dispozitivele de protecție și control. Dintre acestea, peste 50% se datorează erorilor în timpul inspecției și testării echipamentelor și doar 40% din cauza deteriorării acestuia.

În alte țări scandinave, rata de deteriorare a echipamentelor de protecție cu relee este de 2-6 ori mai mică.

Principalul obstacol în calea automatizării pe scară largă a instalațiilor rețelei electrice este nepregătirea echipamentelor electrice primare pentru aceasta.

Sistem de colectare și transmitere de informații, informații și sisteme de calcul

Peste 95% dintre dispozitivele telemecanice și seturile de senzori funcționează de mai bine de 10-20 de ani. Mijloacele și sistemele de comunicare sunt în mare parte analogice, depășite din punct de vedere moral și fizic și nu îndeplinesc cerințele necesare pentru acuratețe, fiabilitate, fiabilitate și viteză.

În marea majoritate a centrelor de control ale rețelelor electrice regionale (SRE) și întreprinderilor de rețele electrice (PSE), baza tehnică a sistemelor de control automatizate sunt calculatoarele personale care nu îndeplinesc cerințele de monitorizare și control tehnologic continuu. Durata de viață a computerelor personale care funcționează în modul continuu nu depășește 5 ani, iar perioada de învechire a acestora este și mai scurtă. Pentru un sistem automat de control al expedierii (ADCS) al rețelelor electrice, este necesar să se utilizeze calculatoare speciale care să funcționeze fiabil în mod continuu, complet cu instrumente de control al procesului.

Software-ul de sistem Microsoft, ORACLE etc. utilizat în rețelele electrice necesită licențiere pe scară largă.

Software-ul de aplicație (tehnologic) (SCADA-DMS) în multe rețele electrice este, de asemenea, vădit depășit și nu îndeplinește cerințele moderne atât în ​​ceea ce privește funcțiile, cât și cantitatea de informații procesate.

În special, sistemele de control automatizate existente pentru sistemele de alimentare și sistemele de distribuție oferă în principal servicii de informare pentru personal și practic nu rezolvă problemele de management operațional al sistemelor de energie, optimizarea operațională și întreținerea reparațiilor rețelelor electrice.

Sistem de reglare a tensiunii

Mijloacele de reglare a tensiunii sub sarcină în centrele de putere ale rețelelor de distribuție și mijloacele de comutare fără excitație (cu deconectarea transformatorului) la stațiile de transformare de 6–10 kV nu sunt practic utilizate sau sunt utilizate sporadic, deoarece consumatorii se plâng de nivelurile scăzute de tensiune în timpul orelor de sarcină de vârf.

Rezultatul este în punctele individuale îndepărtate electric ale rețelelor electrice de 0,38 kV zonele rurale Nivelurile de tensiune sunt 150-160V în loc de 220V.

Într-o astfel de situație, piața de energie electrică poate impune sancțiuni foarte grave companiilor de rețele de distribuție în ceea ce privește fiabilitatea și calitatea alimentării cu energie electrică a consumatorilor. Dacă nu vă pregătiți pentru acest lucru în avans, în viitorul foarte apropiat companiile de rețea vor suferi pierderi materiale grave, care vor agrava și mai mult situația.

Sistem de contorizare a energiei electrice

La marea majoritate a centrelor de alimentare cu energie electrică a rețelelor de distribuție (aproximativ 80%) și aproximativ 90% dintre consumatorii casnici sunt instalate contoare de inducție sau electronice depășite din punct de vedere moral și fizic de prima generație, adesea cu date expirate de verificare și service, permițând doar manual lecturi.

Rezultatul este o creștere a pierderilor comerciale de energie electrică în rețelele electrice. Cu pierderile totale de energie electrică în rețelele electrice ale Rusiei în valoare de aproximativ 107 miliarde kWh pe an, rețelele de distribuție de 110 kV și mai mici reprezintă 85 miliarde kWh, din care pierderile comerciale, conform estimărilor minime, se ridică la 30 miliarde kWh pe an.

Dacă la sfârșitul anilor 80 ai secolului XX, pierderile relative de energie electrică în rețelele electrice ale sistemelor de energie nu depășeau 13-15% din energia electrică furnizată rețelei, atunci în prezent pentru sistemele individuale de energie au atins nivelul de 20–25%, pentru centralele individuale – 30–40%, iar pentru unele SRE depășesc deja 50%.

În țările europene dezvoltate, pierderile relative de energie electrică în rețelele electrice sunt la nivelul de 4–10%: în SUA - aproximativ 9%, în Japonia - 5%.

În conformitate cu Decretul Guvernului Federației Ruse privind reglementarea tarifelor pentru energia electrică, Regulile pieței angro și proiectul de Reguli ale pieței cu amănuntul din perioada de tranziție, pierderile standard de energie electrică în rețelele electrice (și aceasta nu este mai mare de 10-12% din furnizarea rețelei) pot fi incluse în costul serviciilor de transport a energiei electrice și vor fi plătite de entitățile de pe piață, iar pierderile de energie electrică în exces vor trebui achiziționate de companiile de rețea pentru a le compensa. .

Pentru unele companii cu pierderi de 20–25%, aceasta înseamnă că mai mult de jumătate din pierderile raportate vor fi pierderi financiare directe în sute de milioane de ruble pe an.

Toate acestea necesită abordări calitativ noi ale contorizării energiei electrice atât în ​​rețelele electrice, cât și în rândul consumatorilor, în primul rând la automatizarea contorizării, automatizarea calculelor și analiza bilanțurilor energiei electrice, deconectarea selectivă a consumatorilor neplătitori etc.

Cadrul de reglementare pentru optimizarea dezvoltării rețelelor electrice de distribuție și a sistemelor de management ale acestora

Cadrul de reglementare practic nu a fost actualizat de la mijlocul anilor 1980 și începutul anilor 1990. Astăzi, aproximativ 600 de reglementări din industrie necesită revizuire.

Multe documente fundamentale, în primul rând regulile de proiectare a instalațiilor electrice, regulile de funcționare tehnică, nu au fost aprobate de Ministerul Justiției al Federației Ruse și, în esență, au încetat să mai fie obligatorii pentru utilizare.

Până acum, noi reguli de utilizare a energiei electrice nu au fost convenite cu același Minister al Justiției al Federației Ruse. Codul penal al Federației Ruse nu conține conceptul de „furt de energie electrică”, care provoacă pagube materiale mari industriei energiei electrice. Volumul furturilor de energie electrică este în creștere și va crește în mod obiectiv odată cu creșterea tarifelor la energie electrică. Pentru a opri acest lucru, avem nevoie nu doar de eforturile lucrătorilor din domeniul energiei, ci și de asistența juridică din partea statului. Din păcate, acest ajutor nu este întotdeauna adecvat.

În special, odată cu intrarea în vigoare a Legii Federației Ruse „Cu privire la reglementarea tehnică”, statutul GOST este redus drastic, ceea ce pentru o țară precum Rusia poate și creează deja probleme semnificative. Principala este lipsa unei politici tehnice unificate în domeniul dezvoltării rețelelor de distribuție și gestionării acestora. Finanțarea acestei dezvoltări și a acesteia suport științific

este în mod evident insuficientă și se efectuează pe bază reziduală. Criza de peste zece ani din industria energiei electrice din Rusia a înrăutățit semnificativ situația. Reformele de management al energiei electrice începute în ultimii ani au afectat până acum rețelele de coloană vertebrală de 220 kV și peste, care au și multe probleme, dar nu atât de multe cât s-au acumulat în rețelele de distribuție. Speranțele pentru activitatea investitorilor autohtoni și occidentali și introducerea tehnologiilor occidentale în gestionarea rețelelor interne de distribuție sunt cel mai probabil condamnate din cauza faptului că legislația rusă, mentalitatea, condițiile climatice, particularitățile construcției rețelei (ramificație și lungime mare, alte echipamente de rețea, energie electrică de calitate scăzută, niveluri înalte

La mijlocul anilor 1980-începutul anilor 1990, SA VNIIE a elaborat un întreg set de documente privind crearea și dezvoltarea sistemelor automate de control pentru centralele electrice și sistemele de distribuție. Desigur, aceste documente sunt acum foarte depășite și necesită revizuire.

Tendințe și perspective de dezvoltare

Tehnologii digitale și informaționale

Tendințele globale în dezvoltarea sistemelor de management sunt indisolubil legate de trecerea la tehnologiile digitale, care oferă posibilitatea creării de sisteme ierarhice integrate. În același timp, rețelele de distribuție electrică din aceste sisteme sunt veriga ierarhică inferioară, indisolubil legată de nivelurile superioare de conducere.

La baza tranziției la tehnologiile digitale se află reechiparea tehnică și modernizarea sistemului de comunicații și telecomunicații cu o creștere bruscă a volumului și vitezei de transfer de informații. Trecerea treptată la sistemele digitale de control integrat va fi determinată de etapele de implementare a Sistemului Unificat de Comunicare Digitală în sectorul energetic și va dura cel puțin 10–15 ani.

În ultimii ani ai secolului XX, experții de top din lume în domeniul telecomunicațiilor au prezentat teza: „Secolul XX este secolul energiei, iar secolul XXI este secolul informaticii”.

În același timp, a apărut un nou termen: „infocomunicații”, care combină „informatizare” și „telecomunicații”. Cred că ar fi mai corect să spunem că secolul 21 va fi secolul atât al energiei, cât și al infocomunicațiilor bazate pe tehnologii informaționale și digitale moderne.

Cele mai importante tendințe în dezvoltarea rețelelor de infocomunicații sunt:

Creșterea fiabilității și a duratei de viață a rețelelor de telecomunicații;

Dezvoltarea metodelor de prognoză a dezvoltării telecomunicațiilor în regiunile în funcție de consumul de energie electrică;

Crearea de sisteme de management al mediului informaţional şi comunicaţional;

Introducerea, concomitent cu dezvoltarea rețelelor digitale, a tehnologiilor moderne de telecomunicații, în primul rând tehnologiei cu fibră optică;

Introducerea într-un număr de țări a așa-numitelor tehnologii PLC pentru utilizarea rețelelor electrice de 0,4–35 kV pentru transmiterea oricărei informații de la substații, întreprinderi energetice, întreprinderi industriale pentru controlul și gestionarea consumului de energie în viața de zi cu zi, inclusiv rezolvarea problemelor ASKUE, suport informațional pentru activitățile abonaților rețelei electrice 0,4–35 kV;

Utilizarea echipamentelor de comunicații pentru protecția instalațiilor energetice și supraveghere video.

Tehnologia informației de bază Una dintre principalele caracteristici ale sistemelor moderne de control automat este integrarea (complexarea) multora produse software

În prezent, tehnologia de integrare bazată pe tehnologii Internet și standarde deschise se dezvoltă foarte rapid, ceea ce permite:

Creați o infrastructură tehnică pentru proiectarea aplicațiilor și capabilități pentru dezvoltarea sistemului în timp;

Oferă capacitatea de a integra produse de la companii precum Microsoft, ORACLE, IBM etc.;

Asigurarea posibilitatii de integrare consistenta a produselor existente fara modificari sau reprogramari semnificative;

Asigurați scalabilitatea și portabilitatea software-ului pentru a-l replica în întreprinderile companiei.

Tehnologii geoinformatice

Dezvoltarea rapidă a tehnologiei informatice și a telecomunicațiilor, a sistemelor de navigație prin satelit, a cartografiei digitale, progresele în microelectronică și alte progrese tehnologice, îmbunătățirea continuă a software-ului standard și aplicat și a suportului informațional creează premise obiective pentru utilizarea și dezvoltarea din ce în ce mai răspândită a unui domeniu calitativ nou al cunoștințe – geoinformatică. A apărut la intersecția dintre geografie, geodezie, topologie, prelucrare a datelor, informatică, inginerie, ecologie, economie, afaceri, alte discipline și domenii ale activității umane. Cele mai semnificative aplicații practice ale geoinformaticii ca știință sunt sistemele de informații geografice (GIS) și tehnologiile informaționale geografice (tehnologiile GIS) create pe baza acestora.

Abrevierea GIS există de mai bine de 20 de ani și inițial se referea la un set de metode computerizate pentru crearea și analizarea hărților digitale și a informațiilor tematice aferente pentru gestionarea dotărilor municipale.

Se acordă o atenție tot mai mare utilizării tehnologiilor GIS în industria energiei electrice și, în primul rând, în rețelele electrice ale SA FGC UES, JSC-energos și orașe.

Deja primele experiențe de utilizare a GIS ca sisteme informatice și de referință în rețelele electrice domestice au demonstrat utilitatea și eficacitatea necondiționată a unei astfel de utilizări pentru:

Certificarea echipamentelor de rețea cu legarea acestora la o hartă digitală a zonei și diverse circuite electrice: normal, operațional, suport, calcul etc.;

Contabilitatea si analiza starii tehnice a echipamentelor electrice: linii, transformatoare etc.;

Contabilitatea si analiza platilor pentru energia electrica consumata;

Poziționarea și afișarea pe o hartă digitală a locației echipelor operaționale etc.

Se deschid perspective și mai mari în utilizarea tehnologiilor GIS în rezolvarea problemelor: planificarea și proiectarea optimă a dezvoltării; repararea și întreținerea operațională a rețelelor electrice, ținând cont de caracteristicile terenului; managementul operațional al rețelelor și răspunsul la situații de urgență, luând în considerare informațiile spațiale, tematice și operaționale despre starea obiectelor din rețea și modurile de funcționare ale acestora. Pentru aceasta, astăzi este nevoie de legarea informațională și funcțională a GIS, a sistemelor software tehnologice ale sistemelor automate de control pentru rețelele electrice, a sistemelor expert și a bazelor de cunoștințe pentru rezolvarea problemelor enumerate. SA VNIIE a dezvoltat un sistem de consiliere pentru analiza cererilor de reparații ale echipamentelor de rețea. Se lucrează pentru a lega programele de calcul al pierderilor la GIS.

În ultimii ani, a existat o tendință clară în dezvoltarea sistemelor de utilități integrate pe o singură bază topografică a orașului, cartierului, regiunii, inclusiv rețelele termice, electrice, gaze, alimentare cu apă, telefonie și alte rețele de inginerie.

Structura sistemului automatizat de control operațional al dispecerelor companiilor din rețeaua de distribuție (AS DSK)

Scopul creării AS DGC este de a crește eficiența și fiabilitatea distribuției de energie electrică și energie prin asigurarea eficienței maxime a activităților operaționale și tehnologice ale DGC prin automatizarea completă a proceselor de colectare, prelucrare, transmitere a informațiilor și luare a deciziilor bazate pe asupra tehnologiilor informaţionale moderne.

DGC AS ar trebui să fie un sistem ierarhic distribuit, la fiecare nivel al căruia se rezolvă un set de bază obligatoriu de sarcini, asigurând implementarea principalelor funcții de management operațional și tehnologic.

Principalele subsisteme ale AS RSK:

Controlul automatizat al dispeceratului operațional al rețelelor electrice, îndeplinind următoarele funcții:

a) conducerea curentă;

b) management și planificare operațională;

c) controlul și managementul consumului de energie;

d) planificarea și conducerea reparațiilor;

Control tehnologic automat:

a) protecția și automatizarea releelor;

b) tensiunea si puterea reactiva;

Sistem automatizat de contorizare comercială și tehnică a energiei electrice (ASCAE);

Sistem de comunicare, colectare, transmitere și afișare a informațiilor.

Din cauza limitărilor în volumul articolelor, ne vom concentra doar pe principalele tendințe și perspective de dezvoltare a principalelor subsisteme ale AS DGC.

Protecție și automatizare cu relee

Principalele direcții de dezvoltare a sistemelor de protecție și automatizare cu relee în rețelele electrice de distribuție:

Înlocuirea echipamentelor uzate fizic care au ajuns la sfârșitul duratei de viață;

Modernizarea dispozitivelor de automatizare și protecție cu relee cu accent pe utilizarea unei noi generații de dispozitive cu microprocesor;

Integrarea echipamentelor de automatizare și protecție cu relee bazate pe microprocesor într-un sistem unificat de control al procesului al substațiilor de alimentare;

Extinderea funcțiilor de protecție și automatizare a releelor ​​pentru sarcini de măsurare și control, ținând cont de cerințele pentru fiabilitatea funcționării acestuia, inclusiv de utilizare standarde internaționale prin interfețe de comunicare.

Reglarea tensiunii și a puterii reactive

Principalele sarcini de îmbunătățire a eficienței reglării tensiunii:

Îmbunătățirea fiabilității și calității întreținerii operaționale a echipamentelor de reglare a tensiunii, în primul rând reglarea tensiunii sub sarcină și reglarea automată a tensiunii;

Monitorizarea și analiza graficelor de sarcină a consumatorilor și a tensiunilor în nodurile rețelei electrice, creșterea fiabilității și volumului măsurătorilor de putere reactivă în rețelele de distribuție;

Introducerea și utilizarea sistematică a software-ului pentru optimizarea legilor de reglare a tensiunii în rețelele de distribuție, implementarea practică a acestor legi;

Organizarea controlului de la distanță și automat al robinetelor transformatoarelor din centrele de dispecerat;

Instalarea unor mijloace suplimentare controlate de la distanță de reglare a tensiunii, de exemplu, transformatoare de întărire pe rețeaua liniilor lungi de distribuție de medie tensiune, unde este imposibil să se asigure abaterile admisibile de tensiune la nodurile rețelei prin intermediul unei reglementări centralizate.

Automatizarea contorării energiei electrice

Automatizarea contorizării energiei electrice este o direcție strategică pentru reducerea pierderilor de energie electrică comercială în toate țările fără excepție, baza și condiție prealabilă funcționarea piețelor de energie electrică angro și cu amănuntul.

ASKUE modern ar trebui creat pe baza:

Standardizarea formatelor și protocoalelor de transmisie a datelor;

Asigurarea discretității contabilității, colectării și transmiterii datelor comerciale de contorizare necesare funcționării efective a pieței concurentiale de energie electrică cu amănuntul;

Asigurarea calculului dezechilibrelor reale și admisibile ale energiei electrice în rețelele electrice, localizarea dezechilibrelor și luarea măsurilor de reducere a acestora;

Coordonarea reciprocă cu mijloacele sistemelor automate de control, sistemelor automate de control al proceselor și automatizărilor de urgență.

Pentru a colecta informații, există o tendință constantă de înlocuire a contoarelor cu inducție cu cele electronice, nu numai datorită limitelor mai mari de precizie, ci și datorită consumului mai mic în circuitele transformatorului de curent și transformatorului de tensiune.

De o importanță deosebită pentru piața cu amănuntul de energie electrică și pentru reducerea pierderilor de energie electrică în rețelele electrice este eliminarea autoservirii (autocitirea) a contoarelor de energie electrică de către consumatorii casnici.

În acest scop, dezvoltarea ASKUE pentru consumatorii casnici este în curs de desfășurare în întreaga lume cu transmiterea datelor de la contoare de energie electrică printr-o rețea de energie de 0,4 kV sau prin canale radio către centrele de colectare a datelor. În special, tehnologiile PLC deja menționate mai sus sunt utilizate pe scară largă.

Aplicarea mijloacelor moderne de secţionare a reţelelor electrice de distribuţie şi automatizări descentralizate

În multe țări, pentru a îmbunătăți fiabilitatea rețelelor de distribuție, pentru a reduce timpul de găsire a unei locații de defecțiune și numărul de întreruperi ale alimentării cu energie electrică, de mulți ani au folosit „principiul coloana vertebrală” de construire a unor astfel de rețele, bazate pe echipare. rețelele cu puncte de secționare automate montate pe stâlpi - reîncleiere, care combină funcțiile de:

Determinarea locației pagubei;

Localizarea daunelor;

Refacerea nutriției.

Concluzii

1. Sarcini prioritare necesare:

Elaborarea unui concept și program pe termen lung pentru dezvoltarea, modernizarea, reechiparea tehnică și reconstrucția rețelelor electrice de distribuție 0,38–110 kV, mijloace și sisteme pentru controlul modurilor, repararea și întreținerea acestora;

Trecerea de la principiul rezidual la cel prioritar al alocării resurselor financiare și materiale pentru implementarea practică etapizată a acestui concept și program cu înțelegerea importanței cruciale a dezvoltării rapide a rețelelor de distribuție și a sistemelor de management ale acestora pentru funcționarea eficientă nu numai a piețele de energie electrică cu amănuntul, dar și angro;

Dezvoltarea unui cadru normativ și metodologic de management și management modern, orientat spre piață pentru dezvoltarea rețelelor electrice de distribuție și a sistemelor de management ale acestora;

Dezvoltarea cerințelor justificate economic pentru industria autohtonă pentru producerea de echipamente moderne pentru rețelele electrice și sistemele de control ale acestora;

Implementarea si analiza rezultatelor implementarii proiecte pilot să dezvolte noi tehnologii promițătoare și sisteme de control automatizate pentru rețelele de distribuție electrică.

2. Dezvoltarea și implementarea unor sisteme de control automate eficiente pentru rețelele de distribuție electrică este o sarcină complexă care necesită investiții semnificative.

Înainte de a începe modernizarea și reechiparea tehnică a sistemului de management al rețelei electrice existente sau de a crea unul nou, fiecare companie de distribuție și energo regional trebuie să înțeleagă clar setul de sarcini de rezolvat și efectul așteptat al implementării unui sistem de control automatizat.

Este necesar să se dezvolte metode moderne de calcul al eficienței economice a sistemelor automate de control pentru PES și SRE (companie de rețea de distribuție), etapele creării și dezvoltării acestora.

3. Principala întrebare care se pune mereu în dezvoltarea și implementarea noilor tehnologii de gestionare a rețelelor electrice este de unde să obții banii pentru toate acestea?

De fapt, pot exista mai multe surse de fonduri:

1) finanțarea centralizată a proiectelor pilot și a documentelor normative și metodologice;

2) tarifele energiei electrice;

3) consolidarea unei anumite părți din resursele financiare ale viitoarelor companii de rețea de distribuție și a energiilor regionale de astăzi într-un parteneriat creat oficial - Asociația Rusă a Întreprinderilor;

4) investitori interesați.

În condițiile rusești, așa cum a arătat practica sistemelor energetice avansate, principiul ar trebui să funcționeze: „Cine vrea să rezolve o problemă, caută și găsește modalități de a o rezolva, cine nu vrea, caută motive pentru care o soluție este. imposibil, sau așteaptă ca alții să o rezolve pentru el.”

După cum rezultă din articol, există suficiente oportunități și modalități de îmbunătățire a eficienței gestionării rețelelor de distribuție din Rusia. Este necesară înțelegerea importanței și dorința activă de a implementa practic aceste oportunități.