Российские сети “умнеют” и “снизу”

Тема “интеллектуальной” сети в последнее время на слуху. Особенно после февральской встречи Председателя Правления ФСК ЕЭС и Премьера Правительства РФ. На ней был сформулирован главный тезис электросетевой революции «сверху»: “обратить внимание на идею создания интеллектуальных сетей”.  

На самом деле ФСК уже давно обратила внимание и даже предприняла целый ряд практических шагов для внедрения отдельных элементов “умной” сети. На ближайшие годы запланировано несколько пилотных проектов, реализация которых откроет путь глобальной “интеллектуализации” магистрального электросетевого комплекса.

Среди “пилотов” – намеченное на 2011 г. внедрение вставок постоянного тока на ПС 220 кВ Могоча в Забайкалье. Вставка “запараллелит” энергосистемы Сибири и Дальнего Востока. Помимо эффекта резервирования электростанций это повысит надежность электроснабжения Транссиба. В мире уже действует не менее 60 вставок передач постоянного тока.

ФСК также готовит проект создания единой автоматизированной системы технологического управления. Она направлена на повышение наблюдаемости сети, предотвращение возникновения нештатных режимов и создание системы онлайн-мониторинга и интеллектуальной диагностики состояния оборудования.

В 2011 году в качестве пилотного проекта автоматизированная система технологического управления будет внедрена в МЭС Северо-Запада. Реализация пилотного проекта позволит отработать требования для внедрения аналогичных систем в других филиалах ФСК.

Один из основных элементов “интеллектуальной”, или активно-адаптивной сети – «цифровая» подстанция. Она строится на системах контроля, защиты и управления нового поколения в цифровом формате. Процесс подразумевает внедрение на подстанциях оптических цифровых измерительных трансформаторов и комплексов цифровой аппаратуры нового поколения.

Но “умными” могут быть не только электромагистрали, но и распределительные, и бытовые сети. В распределительном комплексе внедрение элементов “интеллектуальной” сети связано в основном с системами телемеханики, АСУ ТП, АИИС КУЭ. Цель не имеет, конечно, того инновационного значения, как в “пилотах” ФСК – она утилитарна. Во-первых, обеспечить надежность электроснабжения, во-вторых, снизить потери. Инвестиции в новейшие системы АСУ ТП и АИИС КУЭ коммерчески целесообразны, поскольку передача электроэнергии – одна из основных статей дохода электросетевой компании. По этой же причине, а также в силу правил ОРЭМ, электросетевые компании не нуждаются в призывах “сверху” внедрять, например, АИИС КУЭ. Их устанавливают, потому что выгодно и потому что таковы правила. Это в равной степени относится и к Федеральной сетевой компании, и к МРСК.

Примечательно, что российские энергомашиностроительные компании все чаще начинают предлагать разработки, упрощающие автоматизацию подстанций.
Примером такого подхода может служить предложенные «ПО Элтехника» типовые решения по оснащению ячеек КСО «Аврора», КСО «Онега» и КРУ «Волга» интегрированной распределённой системой телемеханики «Элтехника-КП» на базе универсальных счетчиков электроэнергии «КИПП-2М» (производство ЗАО «Системы связи и телемеханики»).

В типовых решениях был применён подход, при котором каждое устройство «КИПП-2М», установленное в ячейку КСО или КРУ, способно выполнять возложенные на него функции:
— технического и коммерческого учёта электроэнергии;
— сбора, хранения и передачи сигналов ТС и ТИ;
— реализации команд ТУ в рамках своей ячейки КСО или КРУ независимо от состояния всей системы телемеханики в целом.

Такой подход значительно сокращает стоимость монтажных работ за счёт максимального использования установленного внутри ячеек КСО или КРУ интеллектуального оборудования.

Система полностью удовлетворяет техническим условиям сбытовых и сетевых компаний. В то же время, практически вдвое сокращаются затраты на внедрение и дальнейшее сопровождение системы по сравнению с традиционным подходом к построению систем телемеханики и АИИС КУЭ, основанном на применении RTU (Remote Terminal Unit) устройств.

Один из примеров реализации – оснащение БКРТПБ «Балтика» 6(10) кВ интегрированной системой телемеханики «Элтехника-КП»,  выполненной на базе счетчиков «КИПП-2М» для нужд компании ОАО «Санкт-Петербургские электрические сети». Система телемеханики предназначена для организации непрерывного автоматизированного сбора данных о параметрах электрической сети и учета электроэнергии подстанции. Передача данных на верхний уровень управления осуществляется по двум каналам связи (ВОЛС – основной,  GSM – резервный) с применением стандартного телемеханического протокола передачи данных МЭК-104.

Весь объём работ по монтажу, наладке и автономной проверке системы телемеханики «Элтехника-КП» выполнен компанией «ПО Элтехника» в заводских условиях – ещё на этапе изготовления подстанции, что позволило сократить сроки ввода автоматизированной подстанции в промышленную эксплуатацию.

В рамках внедрения АИИС КУЭ в сетях Белгородэнерго в 2009 г. установили 15 277 “интеллектуальных” счетчиков «Нейрон». В этом году планируется смонтировать еще порядка 39 тысяч приборов учета в районах индивидуальной застройки.

В «Нейрон» встроен модем, который передает сигнал по линии электропередачи в устройство сбора и передачи данных на подстанции. Оттуда по каналу GPRS данные передаются на сервер и становятся доступными диспетчеру и специалистам по учету электроэнергии. Отображение полученной от приборов учета информации происходит в специальной программе АРМ «Нейрон» («автоматизированное рабочее место Нейрон»). Работая в программе, специалист может оценить  потребление электроэнергии клиентом за заданный промежуток времени, рассчитать баланс распределения электроэнергии от трансформаторной подстанции, контролировать работоспособность приборов учета и т. д. Функционал АРМ «Нейрон» также позволяет отправлять на счетчики потребителей информационные сообщения, например об образовании задолженности или установке новых тарифов.

Потребители в любой момент времени на приборе учета могут получить полную оперативную информацию о собственном потреблении как с начала месяца, так и нарастающим итогом, а также во временных тарифных зонах, проверить уровень напряжения в сети.

За два года реализации проекта в Белгородской области установлено более 20 тысяч «умных» приборов учета: 15 012 счетчиков — в многоквартирном фонде области и 5 412 — в частном секторе Белгородского района. К 2013 году планируется, что их количество достигнет 159 тысяч.
В декабре 2009 года в филиале «Калугаэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» началась реализация проекта по внедрению современных высокотехнологичных комплексов измерительных программно-технических средств учета электроэнергии NU-05 IMS, разработанных на основе технологии ADDAX.

На начальном этапе специалистами Приокского РЭС производственного отделения «Калужские электрические сети» филиала «Калугаэнерго» будет установлено более 1000 однофазных и трехфазных приборов учета электроэнергии NU-05 IMS 970 абонентам в пригороде Калуги. В дальнейшем  внедрение систем АИИС КУЭ на основе технологии ADDAX IMS планируется на всех проблемных направлениях, таким образом, электропотребление всех бытовых потребителей будет под контролем. Обмануть «умный» счетчик невозможно.

От своих аналогов комплексы NU-05 IMS отличаются, прежде всего, высокой точностью учета электроэнергии. Выезды к потребителю сокращаются до минимума – это позволяет экономить на транспортных расходах. Все процессы, вплоть до отключения потребителя (к примеру, при превышении допустимого тока, либо мощности нагрузки, превышении разрешенного сальдо, при попытке применения некоторых схем хищения) выполняются дистанционно. Затраты при монтаже  аппаратуры SMART_IMS минимальны. Прибор имеет интеллектуальную систему самонастройки и самотестирования, а установить его может  электромонтер 3 разряда.

В результате внедрения нового комплекса в Калугаэнерго ожидают снижение суммарных потерь по автоматизированной сети до уровня технических.
В октябре  2009 г. в Рязанской области введена в эксплуатацию ПС 220 кВ Факел, где реализована одна из современных версий ПТК АСУТП.
Комплекс интегрирует в едином информационном пространстве все подсистемы энергообъекта (АИИС КУЭ, РЗА, мониторинга силового электрооборудования, регистрации аварийных ситуаций и др.). Такая интеграция оптимизирует общую стоимость системы управления за счет совместного использования различных ресурсов (сетевых устройств, архивов, средств отображения, подсистемы единого времени и т.д.), а также увеличивает удобство и безаварийность эксплуатации оборудования за счет единого интерфейса средств управления на АРМ оперативного персонала.
Одной из смежных систем, интегрированных с АСУТП на ПС 220 кВ Факел, является система мониторинга автотрансформаторного оборудования. Устройство фиксирует малейшие отклонения в работе автотрансформатора 200 МВА, своевременно реагируя на изменения параметров трансформаторного масла. Система также контролирует параметры изоляции обмоток и вводов, магнитопровода, РПН и охлаждающих устройств. При этом мониторинг проходит в режиме реального времени.

Устройство передаёт всю информацию по результатам самодиагностики в систему верхнего уровня и отображает ее на местных средствах индикации.
На ПС 220 кВ Факел установлена система АОСН, которая при перегрузке автотрансформатора на подстанции передаёт по каналам связи команды, поступающие на аналогичное устройство ПС 220 кВ Ямская в действующую систему противоаварийной автоматики. В таком случае с ПС 220 кВ Ямская передаются управляющие команды по волоконно-оптическим каналам связи на 18 удалённых подстанций Рязанского энергоузла для отключения там заданного объёма нагрузок. Для реализации управляющих команд настраивается необходимая характеристика срабатывания устройства фиксации перегруза.
Сейчас на ПС 220 кВ Факел постоянно дежурят один-два человека, контролирующих работоспособность всего оборудования. Однако уже в ближайшее время обслуживающего персонала на подстанции не будет, а все данные в режиме реального времени будут передаваться на  автоматизированное рабочее место диспетчера центра управления сетями филиала «Рязаньэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» для дистанционного наблюдения и управления подстанцией.