Распределительные сети 6(10) кВ — модернизация или автоматизация?

Распределительные сети — главные жизненные артерии в системе энергообеспечения любой страны. Зимний энергети­ческий коллапс в Москве и массовые аварийные отключения сельских распределительных сетей в Беларуси стали очеред­ным подтверждением высказываниям многих специалистов: "Нельзя обходить вниманием проблемы сетевого комплекса"! Надёжные распределительные сети — важное условие социаль­ной стабильности, устойчивого развития экономики.

Согласно "приговору" специалистов, многократно озвученному различными ис­точниками, для опережающей реновации распределительных сетей необходимы сотни миллиардов рублей ежегодно. Сегодня совер­шенно очевидно: исправить ситуацию крайне сложно, если не сказать, — невозможно. При этом проблемы накапливаются, как снежный ком, и становится понятно, что традиционны­ми методами коренным образом переломить ситуацию не получится.

Старение сетей усугубляется целым рядом внешних и внутренних факторов. С одной стороны, оно ведет к снижению надежности электроснабжения на фоне ужесточения тре­бований потребителей к этому показателю. С другой стороны, и это ни для кого не секрет, энергетика во всех отраслях, кроме самой энергетики, относится к вспомогательному производству. Увы, не секрет и то, что распре­делительные сети как часть электроэнергети­ческого комплекса занимают в нём далеко не первое место по инвестициям. Их ограниче­нию способствует возросшая роль финансо­вых механизмов в экономической оценке эф­фективности проектов. Все чаще, например, выдвигается требование: окупаемость — не более чем за 3 года. Для сетевых проектов срок практически не реальный.

Оказавшись в этом замкнутом круге про­блем, технические руководители и специали­сты вынуждены принимать не оптимальные, а вынужденные решения. Зачастую они на­правлены в большей степени на "латание дыр". Сегодня потенциал энергетики, зало­женный с советских времен, практически ис­черпан, а работа на пределе не может длиться бесконечно. Ситуация требует новых подходов и решений.

Концепция интеллектуальной сети

Ключевые показатели деятельности лю­бой сетевой компании — надёжность электро­снабжения, качество электрической энергии, эффективность электропередачи по сети (по­тери) и затраты на управление распредели­тельным сетевым комплексом. Поэтому, го­воря о мероприятиях, направленных на его совершенствование, их эффективность следу­ет оценивать исключительно через влияние на названные показатели.

Традиционный подход к выполнению указанных показателей — оценка техниче­ского состояния, определение уровня изно­са и последовательная замена потенциально ненадёжных элементов — осуществляется по принципу планово-предупредительного ремонта или ремонта по фактическому со­стоянию. Но дают ли такие мероприятия должный эффект? Ответ: и "да", и "нет". Элементная надёжность сети действитель­но повышается, однако коренным образом ситуация не меняется. Описанная ситуация в примерно равной степени характерна для всех стран СНГ. Используемые сегодня прин­ципы построения и, как правило, модерни­зации систем электроснабжения основаны преимущественно на разработках семидеся­тых годов прошлого столетия. Очевидно, что они. во-первых, не учитывают современные достижения научно-технического прогресса как в части оборудования, так и программ­ных средств, во-вторых, основаны на прин­ципе централизованного финансирования в условиях плановой экономики, ушедшей в историю.

Есть ли выход из создавшейся ситуации, и какие меры возможны и необходимы для этого? Ответ — необходимо не просто модер­низировать сеть, а автоматизировать и ин­теллектуализировать ее. Интеллектуальная сеть или Smart Grid — это новая философия, воплощенная в комплексе организационно-технических мероприятий, основанных на информационных технологиях и современ­ных аппаратных средствах, позволяющих до­стигать целевых показателей деятельности энергокомпании, не проводя глобальной ре­новации основных фондов:

· надежность электроснабжения потреби­телей;

· качество электрической энергии;

· потери электрической энергии;

Smart Grid — это новый импульс к раз­витию современной энергетики, который, с одной стороны, открывает перед энерге­тиками новые возможности автоматизации и оптимизации процесса принятия решений в условиях постоянной неопределенности, с другой стороны, открывает принципиаль­но новые возможности для перехода на каче­ственно новый уровень первичного и вторич­ного оборудования.

Сегодня принято выделять три ключевых подсистемы Smart Grid:

· автоматизированные системы управле­ния активами и режимами сетевой ком­пании (DMS)→ выбор оптимальных стратегий развития на основании объек­тивных данных;

· автоматизированные системы управле­ния аварийными режимами работы сетей (DA) → минимизация последствий повреж­дений в сети;

· автоматизированные системы управления энергопотреблением (AMS) → оптимиза­ция режимов энергопотребления и мини­мизация потерь электрической энергии.

Какая из подсистем наиболее эффектив­на? По данным аналитического агентства Pike Research [1] на сегодняшний день на первое место выходят системы автоматизации рабо­ты распределительных сетей в аварийных ре­жимах (DA). Вот цитата из заключения отчета агентства: "Для энергокомпаний развитие ав­томатизации распределительных сетей позво­лит значительно сэкономить на инвестициях в основные средства, одновременно ощутимо улучшая операционную эффективность, на­дежность и качество обслуживания потре­бителей — всех тех факторов, которые непо­средственно влияют на удовлетворенность потребителей. Во многих случаях мы ожида­ем, что инвестиции в автоматизацию распре­делительных сетей обеспечат лучший возврат инвестиций, чем системы интеллектуально­го учёта и другие более сложные технологии Smart Grid".

Рассмотрим этот тезис более подробно на примере.

Децентрализованная автоматизация – альтернатива модернизации

Практической реализацией названной под­системы Smart Grid (DA) является система де­централизованной автоматизации работы рас­пределительных сетей в аварийных режимах, основанной на принципах автоматического секционирования воздушных линий электро­передачи с применением многофункциональ­ных автоматических пунктов секционирования — реклоузеров. Каждый отдельный секционирующий аппарат является интеллек­туальным устройством, которое анализирует режимы работы электрической сети и автома­тически производит ее реконфигурацию в ава­рийных режимах, то есть локализацию места повреждения и восстановление электроснаб­жения потребителей неповрежденных участ­ков сети.

Особенность децентрализованного прин­ципа заключается в том, что система выполня­ет свои основные задачи самостоятельно — без координации из центра. Телемеханика в этом случае не участвует в выполнении основных функций, осуществляя лишь вспомогатель­ные (оперативное управление, контроль па­раметров сети и т.д.). Тем самым реализуется одно из преимуществ децентрализованного подхода: исключение влияния "человеческого фактора", поскольку отключение короткого замыкания и локализация повреждения про­исходят автоматически. Время восстановле­ния питания на неповрежденных участках сети сокращается до секунд, и, как следствие, снижается риск нанесения ущерба потребите­лям электрической энергии.

Реализация принципов децентрализован­ной автоматизации работы сети в аварийных режимах стала возможна с появлением на рынке специальных интеллектуальных аппа­ратов — реклоузеров, представляющих сово­купность вакуумного коммутационного модуля со встроенной системой измерения токов и напряжений и шкафа управления с микро­процессорной системой защит и автоматики.

Реклоузер выполняет следующие функции:

· оперативные переключения в распредели­тельной сети (местная и дистанционная ре­конфигурация);

· автоматическое отключение поврежденно­го участка;

· автоматическое повторное включение ли­нии (АПВ);

· автоматическое выделение поврежденного участка;

· автоматическое восстановление питания на неповреждённых участках сети (АВР);

· сбор, обработку и передачу информации о параметрах режимов работы сети и со­стоянии собственных элементов.

В среднем на типовой фидер 6(10) кВ с од­носторонним питанием требуется установка одного-двух реклоузеров. На кольцевой схеме, когда имеется два центра питания и точка нор­мального разрыва сети, в большинстве случаев устанавливается от трёх до пяти реклоузеров. Затраты на приобретение и установку одного аппарата (в зависимости от места монтажа, со­става оборудования) могут колебаться в преде­лах от 700 тыс. до 1 млн рублей (здесь и далее — российские рубли). Почему же такие затраты существенно эффективнее инвестиций в заме­ну линейного оборудования и оборудования подстанций?

Оценка эффекта от капитальных вложений показала, что по сравнению с вариантом заме­ны всех линий новыми, в 12 раз выгоднее ре­конструировать существующие фидера только с применением реклоузеров.

Приведенные выше расчеты очень укруп­ненные и упрощенные. Они не учитывают целого ряда факторов. Кроме того, получен­ные результаты не говорят о том, что не нужно проводить реконструкцию сети, замену обо­рудования. Однако они наглядно иллюстри­руют. что реализация отдельных подсистем Smart Grid в сетях, в частности их децентра­лизованная автоматизация с применением реклоузеров, позволяет добиваться радикально­го повышения надежности электроснабжения без глобальной реконструкции. Значительная часть существующих распределительных сетей проходит в труднодоступных местах, плотность нагрузки имеет резко неоднородный характер, большая часть повреждений происходит на от­пайках — так зачем реконструировать сеть без потребителей, когда можно решить те же зада­чи более эффективным способом. Очень часто приходится слышать о том, что лучше прове­сти замену релейной защиты на подстанции, чем автоматизировать сети. Однако как это повлияет на ключевые показатели деятельно­сти сетевой компании? В каждом конкретном случае необходимо проводить многофактор­ную оценку различных вариантов повышения показателей эффективности. Сегодня новые варианты решений старых проблем уже до­ступны и успешно функционируют в самых разных системах.

1. www.smartgrid.su. Новый тренд в Smart Grid — автоматизация распределительных сетей 2011.

2. Максимов Б.К. Воротницкий В. В. Оценка эффективности автоматического секцио­нирования воздушных распределительных сетей 6(10) кВ с применением реклоузеров с целью повышения надежности электро­снабжения потребителей // Электротехни­ка. 2005. № 10.

3. Канисин В.А. Таджибаев А.И. Эксплуа­тация силовых электрических кабелей. Часть 6. Самонесущие изолированные провода (СИП). Учебное пособие, 2003 г.