Вы здесь

Электрические подстанции: перспективы развития

Опубликовано чт, 09/05/2019 - 16:51 пользователем Игнатов Сергей

В Единой энергосистеме России продолжается процесс модернизации электрических подстанций. С каждым годом становится больше системообразующих питающих центров, которые управляются дистанционно. Каждый такой проект на один шаг приближает отрасль к цифровой электроэнергетике будущего и открывает широкие перспективы для роста российской экономики.

            Электроэнергетика во все времена являлась двигателем прогресса. Сегодня она также составляет прочную базу для развития других отраслей промышленности. Поэтому к ней применяется требование опережающего развития. Это требование не только касается экстенсивного роста показателей мощности и пропускной способности электросетевого комплекса, но и проявляется в необходимости внедрения инновационных технологий.

            Именно энергетические компании, наряду с предприятиями оборонного комплекса, атомной промышленности и Гидрометцентра в середине минувшего века одними из первых начали использовать электронно-вычислительные машины в своей работе.

 За годы своего существования отечественная электроэнергетика прошла огромный путь: от небольших примитивных энергогенерирующих утройств до огромных цифровых питающих центров. Сегодня многие процессы управления энергосистемами полностью автоматизированы и интеллектуализированы. Они полноценно вписываются в концепцию цифровой энергетики, характерным признаком которой является создание новых бизнес-моделей, объединяющих физический и цифровой миры.

В качестве примера можно привести:

  • частичную оснащенность станционного и подстанционного оборудования микропроцессорными устройствами релейной защиты, которые позволяют осуществлять их компьютеризированную настройку и отслеживать рабочие процессы в удаленном режиме;
  • активное использование средств системной, режимной и противоаварийной автоматики, включая централизованные системы противоаварийного управления. Эти устройства в режиме реального времени мониторят состояние энергосистемы и оперативно фиксируют возникновение аварийных ситуаций;
  • множество технологических процессов, оборудованных системами телеуправления и телемеханизации. Энергокомпании активно внедряют технологии онлайн-мониторинга основного оборудования. Для этого используются специальные датчики и организуется двусторонний обмен информацией;
  • ввод в эксплуатацию систем прогнозирования технического состояния электрооборудования.

Цифровизация в тренде

            На сегодняшний день цифровизация является одним из ключевых глобальных трендов развития энергетической отрасли России. Этот процесс подразумевает внедрение инновационных цифровых и интеллектуальных технологических решений, в том числе и в оборудование электрических подстанций.

Трансформация на базе «цифры» – это ключевое условие для конкурентоспособности российской экономики на глобальном уровне. Начало процесса было положено в декабре 2016 года. Точкой отсчета эксперты называют несколько строк в ежегодном Послании Президента России к Федеральному Собранию. Тогда В. Путин предложил «запустить масштабную системную программу развития экономики нового технологического поколения, так называемой цифровой экономики».

            9 мая 2017 года Президент РФ подписал Указ № 203 «О стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017-2030 гг.». Стратегия определяет цели, задачи, ключевые направления и объемы реализации основных мер, направленных на создание оптимальных условий для развития цифровой экономики России.

            Правовой базой, на которой основана Программа развития, является Конституция РФ, Федеральный закон № 172-ФЗ «О стратегическом планировании в Российской Федерации» от 28.06.2014 г., положения федеральных законов, актов Президента и Правительства РФ, а также других нормативно-правовых актов, которые регламентируют сферу информационных и коммуникационных технологий и направлены на формирование новой технологической основы российской экономики.

            Следующим шагом на пути внедрения «цифры» стало утверждение Правительством России государственной программы «Цифровая экономика Российской Федерации», которое состоялось в июле 2017 года. В ней изложены системные подходы к наращиванию кадровых, интеллектуальных и технологических возможностей страны в сфере цифровизации экономики.

            Менее чем через год идея вышла на отраслевой уровень. 5 марта 2018 года по итогам заседания ведомственного координационного органа проектной деятельности под председательством главы Министерства энергетики РФ Александра Новака был утвержден паспорт программы «Цифровая трансформация электроэнергетики России».

            Основной целью программы стало повышение надежности и эффективности функционирования ЕЭС России за счет внедрения методов риск-ориентированного управления, которые базируются на новейших цифровых технологиях и в первую очередь на технологиях промышленного интернета.

            Инновационная модель управления основана на возможности анализа огромного количества достоверных данных. Она направлена на повышение эффективности технологических и управленческих процессов, призвана оптимизировать использование ограниченных ресурсов для решения ряда актуальных отраслевых задач.

            В рамках реализации положений программы решаются вопросы сбора отраслевой статистики, принимаются меры для повышения достоверности полученных данных, улучшения наблюдаемости объектов электроэнергетического комплекса, повышения качества и уровня надежности энергоснабжения, снижения бюрократической нагрузки на субъекты электроэнергетики.

            В целом цифровая энергетика предусматривает создание информационно-телекоммуникационной инфраструктуры, аппаратных устройств и программных продуктов, которые способны обеспечить технологическую возможность применения решений промышленного интернета. Также реализуется комплекс мероприятий, направленных на обеспечение отрасли квалифицированными кадрами, совершенствование нормативно-правовой базы и технической документации.

Первые наработки. Первые выводы

Сегодня практически каждая крупная энергокомпания имеет в своем арсенале собственные технологические наработки, созданные в рамках концепции цифровизации электроэнергетической отрасли. Каждое из этих решений имеет ярко выраженные преимущества. Однако для создания системного эффекта отрасль нуждается в формировании прозрачного и гибкого регулирования, создании стимулов для реализации высокотехнологичных проектов и обеспечении безопасности каждого внедряемого решения.

Например, Системный оператор ЕЭС России на протяжении 15 лет использует и развивает математическое моделирование электроэнергетических режимов единой национальной электрической сети на этапах планирования и управления работой энергосистемы.

В настоящее время ПАО «Федеральная сетевая компания» реализует инновационную программу «Цифровая подстанция». Под этим термином понимается электрическая подстанция, созданная с применением интегрированных цифровых систем измерения, РЗУ, оптических трансформаторов тока (напряжения) и цифровых схем управления, интегрированных в коммутационную аппаратуру.

Все компоненты работают на едином стандартном протоколе обмена информацией МЭК 61850 «Сети и системы связи на подстанциях». Стандарт регламентирует форматы потоков данных, виды информации, правила описания элементов энергообъекта и содержит свод правил для организации событийного протокола передачи данных.

По данным ФСК ЕЭС, внедрение в энергосистему России цифровых подстанций позволяет вывести на качественно новый уровень управление и контроль над режимами работы энергообъектов. К числу основных преимуществ цифровых подстанций относятся:

  • На этапе проектирования
  • Более простой процесс разработки проекта кабельных систем связи;
  • передача данных происходит без каких-либо искажений на практически неограниченное по продолжительности расстояние;
  • минимизация количества единиц оборудования;
  • возможность передавать данные неограниченному количеству пользователей (получателей). Распределение информации происходит с помощью сетей Ethernet. На сегодняшний день это наиболее распространенная технология организации локальных сетей. Стандарты описывают реализацию двух первых уровней модели OSI – проводные соединения и электрические сигналы (физический уровень), а также форматы блоков данных и протоколы управления доступом к сети (канальный уровень). По строго техническому определению протокол Ethernet относится к семейству протоколов стандарта IЕЕЕ 802.3. Использование этой технологии позволяет передавать данные от одного источника на любое устройство, установленное на территории электрической подстанции или за ее пределами;
  • сокращение периода времени, которое расходуется на взаимоувязку отдельных подсистем. Это происходит за счет высокой степени стандартизации;
  • снижение трудоемкости метрологических разделов проекта;
  • возможность создавать типовые решения для объектов, отличающихся по топологической конфигурации и протяженности;
  • возможность обеспечивать единство изменений, которые выполняются единым высокоточным измерительным прибором. За счет этого все пользователи получают одинаковые данные из одного источника. Измерительные приборы включаются в единую систему синхронизации тактирования;
  • возможность предварительно смоделировать систему с целью определения нестыковок в разных режимах работы и других проблемных мест;
  • снижение трудоемкости перепроектирования в случае исправления выявленных ошибок, а также при необходимости внесения корректировок и дополнений в проект.
  • На этапе проведения строительно-монтажных работ
  • Сокращение наиболее трудоемких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, которые связаны с необходимостью прокладки и тестирования вторичных цепей;
  • возможность более глубокого и всестороннего тестирования системы. Как правило, это обеспечивается за счет моделирования всевозможных поведенческих сценариев в цифровом виде;
  • сокращение расходов, связанных с непроизводительным перемещением работников. Снижения расходной части бюджета удается достичь благодаря возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
  • минимизация себестоимости кабельных систем. Цифровые вторичные цепи позволят выполнять мультиплексирование сигналов. Это предполагает двухстороннюю передачу с помощью одного кабеля огромного количества сигналов, поступающих от разных устройств. Достаточно, чтобы специалисты проложили к распределительным устройствам один оптический магистральный кабель вместо множества аналоговых медных цепей.
  • На этапе эксплуатации
  • Глобальная система диагностики охватывает как интеллектуальные устройства, так и пассивные преобразователи с их вторичными цепями. Эта особенность позволяет в сжатые сроки установить место отказа, определить его причину и даже выявить предотказное состояние;
  • цифровая линия постоянно мониторится. Контроль осуществляется даже в те моменты, когда по ней не передается важная информация, что обеспечивает целостность линии;
  • при монтаже цифровых линий связи используются волоконно-оптические кабели, которые обеспечивают полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
  • цифровые подстанции просты в эксплуатации и обслуживании. Процесс перекоммутации цифровых цепей происходит намного проще, чем перекоммутирование аналоговых цепей;
  • на отечественном рынке электротехники представлен широкий ассортимент цифрового оборудования, изготовленного разными производителями. Эти устройства функционально совмещаются между собой. Благодаря открытым интерфейсам они способны к взаимодействию, эффективно функционируют с другими продуктами или системами без каких-либо ограничений доступа и реализации.
  • обеспечивается возможность перехода на безлюдные технологии и событийный метод обслуживания электрооборудования. Это стало возможным за счет технологических процессов, отличающихся высокой степенью наблюдаемости, что позволяет минимизировать сумму эксплуатационных затрат;
  • поддержка проектных (расчетных) параметров и характеристик в ходе эксплуатации нуждается в меньших затратах;
  • доработка и модернизация систем автоматизации требует меньших капиталовложений (неограниченность в количестве приемников информации), чем при реализации традиционных подходов.

На сегодняшний день в зоне операционной деятельности ПАО «ФСК ЕЭС» действует несколько сетевых объектов, в которых реализован комплекс цифровых технологий. В качестве примера можно привести:

  • Переключательный пункт 500 кВ «Тобол» (Тюменская область). В июне 2019 года Федеральная сетевая компания совместно с Системным оператором единой энергосистемы России успешно завершили проект, в рамках которого был осуществлен перевод электрической подстанции на дистанционное управление. «Тобол» стал первым магистральным энергообъектом Западно-Сибирского экономического района, где реализована эта технология. В свою очередь внедрение инновационных решений позволило значительно повысить качество управления электротехническим режимом энергосистемы.

Во-первых, цифровые технологии обеспечивают кардинальное сокращение времени (вплоть до считанных минут), которое необходимо для выполнения переключений в электроустановках. Во-вторых, сведены к минимуму все риски, связанные с возможными ошибками персонала (так называемый человеческий фактор). В-третьих, за счет инноваций энергетикам удалось снизить расходы на оперативно-технологическое управление работой электроподстанции.

«Тобол» 500 кВ – это первый в Российской Федерации энергообъект сверхвысокого класса напряжения (своего рода стартап), где был реализован комплекс цифровых решений, в том числе установлены оптические трансформаторные установки тока и напряжения отечественного производства. Помимо этого, в процессе строительства смонтирована система автоматизированного управления технологическими процессами (АСУ ТП). Ее функционал поддерживает опции дистанционного контроля режимов работы электрооборудования и проведения переключений.

Успешный опыт внедрения инновационных технологий позволяет энергетикам смело строить планы на будущее. До 2025 года в сетевой компании запланирован перевод на дистанционное управление более сотни энергообъектов. В Западной Сибири инновации коснутся еще двух подстанций – 220 кВ «Губернская» и 500 кВ «Святогор». Эти энергообъекты обеспечивают электрической энергией добывающие предприятия ПАО «НК «Роснефть», расположенные на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.

  • Цифровая подстанция 110 кВ «Медведевская» (г. Москва) предназначена для электроснабжения объектов инновационного центра «Сколково». Ввод переключательного пункта в эксплуатацию обеспечил выдачу центру 60 МВт мощности и создал задел для электроснабжения близлежащих девелоперских объектов. «Медведевская» была запущена в эксплуатацию 4 июня 2018 года. Она уникальна тем, что стала первой цифровой подстанцией в московском регионе. Также это первый за последние годы энергообъект, полностью укомплектованный оборудованием российского производства.

Здесь установлено первое отечественное КРУЭ 110 кВ, произведенное на заводе «Электроаппарат» в Санкт-Петербурге. Системы диагностики трансформаторов, газовая система пожаротушения, оборудование релейного зала – все изготовлено российскими специалистами.

В частности, на ЦПС установлены:

            - два силовых трансформатора мощностью по 80 МВА каждый (производитель ООО «Тольяттинский Трансформатор»);

            - четырехсекционное распределительное устройство 20 кВ с вакуумными выключателями, рассчитанное на 20 линейных ячеек (производитель Завод АО «Самарский трансформатор»);

            - комплекс РЗА и АСУ ТП, выполненные на базе микропроцессорных терминалов, изготовленных специалистами ООО НПП «ЭКРА».

Управление ЦПС не требует присутствия персонала. Возможности цифровых технологий позволяют контролировать работу электрооборудования в режиме онлайн. Таким образом, исключена необходимость в материальных и трудовых затратах, связанных с проведением планово-предупредительных ремонтов. Каждая неполадка (и даже возможный сбой в работе системы) устраняются по факту обнаружения.

Измерение электрических и технологических параметров первичного оборудования, мониторинг его состояния, управление рабочими режимами осуществляются с использованием цифровых технологий в соответствии с международным стандартом IEC 61850. Это повышает надежность работы ЦПС и уменьшает объем суммарных затрат на эксплуатацию объекта.

«В соответствии с программой цифровой трансформации ПАО «МОЭСК» все новые электрические подстанции еще на этапе проведения строительно-монтажных работ будут оснащены инновационным оборудованием, которое позволяет применять «цифру» при сборе и обработке данных. Помимо этого, в процессе модернизации уже действующих подстанций также будет устанавливаться современное электрооборудование, обеспечивающее подключение ПС к общей цифровой энергосети», – комментирует трансформации и делится планами ПАО «МОЭСК» заместитель главного инженера по инновациям и проектной деятельности компании Геннадий Сиденко.

            ПАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» внедряет цифровые технологии по стандарту МЭК 61850 начиная с 2006 года. За это время энергетиками частично цифровизировано около 200 энергообъектов. Модернизация оборудования позволила сократить объемы профилактического обслуживания электрооборудования за счет удаленного мониторинга и самодиагностики.

            Помимо этого ФСК ЕЭС ориентирована на внедрение в сферу инжиниринга сервиса цифрового проектирования систем управления подстанционным оборудованием на базе типовых решений. Программный комплекс разрабатывается с использованием отечественной платформы САПР – организационно-технической системы автоматизированного проектирования. Как правило, она состоит из персонала и набора инструментов, в который входят программные продукты, технические и другие средства автоматизации.

            В реализации проекта принимают участие специалисты Научно-технического центра ПАО «ФСК ЕЭС», Системного оператора Единой энергетической системы и компаний-производителей электротехнического оборудования. По оценкам экспертов, использование типовых решений позволит:

  • увеличить скорость проектирования вторичных систем до 10-ти раз;
  • более активно внедрять и масштабировать цифровые технологии в электросетевой комплекс России;
  • свести к минимуму риск ошибок при проектировании, пусконаладке и эксплуатации объектов энергетической инфраструктуры.

В компании «Россети» ведется электронный журнал оперативного персонала, который функционирует на базе двухконтурной модели управления. Он позволяет отслеживать технологические нарушения в сетях в режиме онлайн.

Конкретные примеры можно найти в деятельности и других российских энергокомпаний. В частности, ПАО «РусГидро» стало одним из первых, кто на практике внедрил и развивает технологии виртуальных моделей отслеживания жизненного цикла электрооборудования, а также использует автоматизированные системы управления.

Так, в 2016 году Саяно-Шушенская гидроэлектростанция им. П.С. Непорожнего была оборудована системой группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ), которая в автоматическом режиме регулирует работу задвижек. Это позволяет набирать или сбрасывать мощность в зависимости от частоты в энергосистеме.

Такие факты позволяют говорить о том, что цифровизация российской энергетики началась уже давно и активно ведется по сей день. Одним из важных составных элементов этого процесса эксперты называют дистанционное управление электрическими подстанциями, которое началось задолго до исторического обращения Владимира Путина к Федеральному собранию в декабре 2016 года.

Важные шаги на пути к цифровизации

            В настоящее время в ПАО «ФСК ЕЭС» утверждена программа оснащения электрических подстанций системами телеуправления. Она охватывает более 100 энергообъектов напряжением 110-500 кВ и предусматривает реконструкцию программно-аппаратных комплексов некоторых центров управления сетями.

            Однако аналитики говорят о том, что программа внедрения систем дистанционного управления является промежуточным этапом долгого пути, начало которому было положено в 2013 году. Отправной точкой стало взаимодействие трех гигантов российского энергорынка: АО «СО ЕЭС», ПАО «Россети» и ПАО «ФСК ЕЭС».

            На тот момент в единой национальной электросети уже действовали так называемые «подстанции нового поколения». От своих предшественниц они отличались наличием инновационного оборудования и средств автоматизации, которые исключали участие персонала из процесса управления работой энергообъекта.

            На первых порах новые технологии тестировались в рамках пилотных проектов. Для этого были отобраны шесть объектов сетевой инфраструктуры:

  • Электрическая подстанция 220 кВ «Поселковая» (Краснодарский край, городской округ Сочи), которая обеспечивает электроснабжением спортивные объекты, курортные и гостиничные комплексы поселка Красная Поляна. Торжественное открытие энергообъекта состоялось в апреле 2009 года.
  • Электрическая подстанция 220 кВ «Псоу» – важное звено в цепочке электроснабжения Адлерского района города Сочи, спортивных и рекреационных объектов Имеретинской низменности. В частности, горнолыжного комплекса, сноуборд-парка, морского порта, уникальных природных заповедников, океанариума и др.
  • Распределительная подстанция 220 кВ «Черноморская».
  • Электрическая подстанция 330 кВ «Завод Ильич» – один из крупнейших питающих центров Санкт-Петербурга, построенный в 1932 году по плану ГОЭЛРО. Входит в состав Петербургского энергокольца. Обеспечивает электроснабжение районов города на Неве с населением порядка 1,5 млн чел.

В настоящее время энергообъект модернизируется. Основной этап реализации пилотного проекта по внедрению дистанционного управления завершен в декабре 2018 года. В результате комплексной реконструкции и технического перевооружения объекта было введено в эксплуатацию КРУЭ 110 кВ и установлено новое коммутационное оборудование. К распределительному устройству подведены линии электропередачи класса напряжения 110 кВ. Новое оборудование отличается компактными размерами. Оно оснащено современными микропроцессорными защитами, трансформаторными установками тока и напряжения, которые полностью соответствуют требованиям работы устройств релейной защиты и автоматики, учета электроэнергии.

Ранее ПС «Завод Ильич» была переведена на напряжение 330 кВ, а ее мощность увеличена до 1 140 МВА. Возведены здания КРУЭ 330, 220 кВ и камеры для трансформаторов суммарной мощностью 650 МВА.

Заключительный этап реконструкции предусматривает строительство зданий для электрооборудования напряжением 6-35 кВ, переподключение ЛЭП распределительной сети и демонтаж устаревших узлов подстанции. Ожидается, что реконструкция будет завершена в 2020 году. Общая стоимость проекта оценивается в 6,3 млрд руб.

  • Электрическая подстанция 330 кВ «Василеостровская» – пятая и последняя электрическая ПС Энергетического кольца Санкт-Петербурга. Является основным питающим центром Васильевского острова и, в частности, пассажирского порта «Морской фасад».
  • Электрическая подстанция 220 кВ «Проспект Испытателей» стала вторым в СПб закрытым энергообъектом, где установлено КРУЭ. Ввод в эксплуатацию этой ПС позволил устранить острый дефицит электроэнергии в двух районах Петербурга – Выборгском и Приморском. Также была снижена нагрузка на подстанции 220 кВ «Приморская» и «Полупроводники», обеспечена возможность присоединения к ЕЭС России новых потребителей. В частности, речь идет о новом жилом комплексе «Коломяги» и районе Комендантский аэродром. Помимо этого, обеспечено присоединение к электросети такого важного объекта социальной инфраструктуры, как Перинатальный центр ФГУ «Федеральный центр сердца, крови и эндокринологии им В.А. Алмазова».

Результатом пилотного проекта по телеуправлению подстанциями нового поколения стала возможность дистанционного управления работой этих энергообъектов в соответствии с распределением функций телеуправления из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС» и центров управления сетями (ЦУС) ПАО «ФСК ЕЭС». В частности, выключателями, разъединительными устройствами, заземляющими разъединителями ЛЭП и оборудования класса напряжения 220 кВ и выше.

Внедрение систем дистанционного управления позволило сократить время выполнения оперативных переключений и принятия мер, направленных на устранение и предупреждение сбоев в работе оборудования подстанций. Помимо этого, сведены к минимуму риски ошибочных действий персонала в процессе выполнения оперативных переключений.

По оценкам экспертов, комплекс реализованных мероприятий повысил надежность работы ЕНЭС в Северо-Западном регионе, улучшил качество управления электроэнергетическим режимом ОЭС Северо-Запада и региональных энергетических систем.

Высоких результатов удалось достичь за счет повышения скорости управляющих воздействий и сокращения промежутков времени, на протяжении которых режим работы электростанций отклоняется от планового диспетчерского графика с целью выполнения режимных мероприятий в момент переключений.

В целом, цель пилотных проектов заключалась в отработке на практике концептуальных решений в рамках оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления с использованием технологий телеуправления. В ходе работы:

  • были внесены изменения в конфигурацию и программные продукты АСУ ТП электрических подстанций;
  • выполнен комплекс мероприятий, связанных с настройкой программного обеспечения и технических устройств ЦУС филиалов Федеральной сетевой компании и оперативно-информационных комплексов (ОИК) диспетчерских центров Системного оператора;
  • пересмотрена профильная документация и действующие инструкции;
  • разработаны типовые программы по выводу в ремонт и вводу в эксплуатацию линий электропередачи и подстанционного электрооборудования с применением дистанционного управления;
  • проведено обучение оперативного и диспетчерского персонала.

На следующем этапе реализации пилотных проектов энергетиками были применены автоматизированные программы переключений (АПП), что позволило полностью перенаправить на компьютер процесс переключений в установках. Эти программы содержат алгоритмы действий, обеспечивающих изменение эксплуатационного состояния электрооборудования, в том числе и отслеживание исполнения заданных команд.   

Практичность таких программных продуктов заключается в возможности обеспечения полного цикла переключений без участия дежурного оператора. Его функция состоит лишь в необходимости запустить процесс и по завершении проверить достигнутый результат.

Испытания телеуправления с использованием автоматизированных программ переключений проводились в 2017 году на энергообъектах Ленинградской энергосистемы. В ходе апробации был протестирован функционал оперативного информационного комплекса (ОИК) СК-11.SCADA, разработанного специалистами ЗАО «Монитор Электрик». Программный комплекс представляет собой информационно-техническую платформу для создания автоматизированных систем оперативно-диспетчерского, технологического и ситуационного управления электросетевым оборудованием объектов электроэнергетики.

Испытания нового ОИК проводились на операциях, наиболее типичных для оперативно-диспетчерского управления. Прежде всего, это вывод электрооборудования в ремонт/резерв и последующий ввод в работу. Результаты эксперимента продемонстрировали возможность в несколько раз сократить время, затрачиваемое на проведение переключений, по сравнению с традиционным алгоритмом выполнения этих операций, которые проводятся под управлением диспетчера.

На основании результатов пилотных проектов совместными усилиями специалистов ПАО «ФСК ЕЭС», ПАО «Россети», ОАО СО «ЕЭС» были разработаны основополагающие документы, регламентирующие порядок дальнейшего развития дистанционного управления:

  • «Типовые принципы переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций» (утверждены 20.09.2016 г.). Документ определяет порядок ТУ ПС (отдельных РУ ПС) нового поколения.
  • «Типовой порядок переключений в электроустановках при осуществлении телеуправления оборудованием подстанций» (утвержден 20.09.2016 г.). Документ определяет особенности организации и производства переключений, выполняемых с помощью ТУ.

Требования Типовых принципов и Типового порядка должны быть учтены в инструкциях по производству переключений диспетчерских центров (ДЦ) субъекта оперативно-диспетчерского управления, центрами управления сетями эксплуатирующей организации или ее филиала (ЦУС), ПС, а также в инструкциях по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима (технологических нарушений) ДЦ, ЦУС, ПС.

  • «Типовые технические требования к программно-техническим комплексам (ПТК) АСУ ТП подстанций и к обмену технологической информацией для осуществления функций телеуправления оборудованием и устройствами РЗА подстанций из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС» и ЦУС сетевых организаций» (утверждены 27.10.2016 г.). Документ должен быть использован при разработке технических заданий, проектной, рабочей, эксплуатационной и нормативной документации на вновь создаваемые и модернизируемые ПТК АСУ ТП для осуществления возможности ТУ из ДЦ и ЦУС.

Вопрос ребром

           Какие критерии должны быть положены в основу отбора направлений для дальнейшего развития цифровизации? Какие проекты соответствуют этим критериям? С какими помехами и препятствиями можно столкнуться? От чего следует воздержаться? Ответы на эти вопросы важно получить уже сегодня.

            Очевидно, что право на реализацию должны иметь те проекты, которые способны повысить эффективность функционирования отрасли. Для этого они должны обладать потенциалом, достаточным для построения на их основе действенных моделей управления технологическими и бизнес-процессами.

            Если говорить более предметно, то на этапе определения целесообразности реализации инновационных проектов, разработанных на базе цифровых технологий, в первую очередь следует ответить на вопрос: «Какие модели управления в отрасли и у участников энергетического рынка удастся усовершенствовать?»

            При выборе приоритетных проектов следует обратить внимание на те из них, которые смогут обеспечить усовершенствования с максимальным положительным системным эффектом.

            Всем этим требованиям в полной мере соответствует проект по возведению новой подстанции 220 кВ «Хованская», которая станет самым крупным питающим центром в Новомосковском и Троицком административных округах Москвы. Мощность энергообъекта составит 700 МВА.

            Для сравнения: на сегодняшний день суммарная трансформаторная мощность всех высоковольтных ПС в указанных округах составляет 1 431 МВА. Запуск в эксплуатацию подстанции «Хованская» обеспечит увеличение этого показателя почти в 1,5 раза. Это создаст мощный системный эффект и станет тем важным импульсом, который необходим для дальнейшего развития столичных территорий.

            В частности, новый энергообъект обеспечит возможность технологического присоединения целого ряда жилых застроек и объектов социальной инфраструктуры. В их число входят:

  • медицинский центр «Новомосковский» в поселке Коммунарка Сосенского поселения Новой Москвы. Больничный многопрофильный комплекс включает в себя детскую и взрослую больницы, родильный дом, амбулаторный и диагностический центры;
  • станция «Столбово» Коммунарской линии Московского метрополитена;
  • комплексная жилая застройка в поселениях Филимонковское и Сосенское.

Новый питающий центр возводится с использованием цифровых технологий. При разработке проекта были учтены все современные требования к надежности электроснабжения, управляемости и наблюдаемости за технологическим процессом. В то же время дистанционное управление оборудованием подстанции, основанное на новейших технологических достижениях, решает классические проблемы сетевых компаний – обеспечение физической безопасности персонала и влияние человеческого фактора на функционирование энергообъекта.

На территории подстанции уже установлено основное силовое оборудование: смонтированы две авторансформаторные установки мощностью по 250 МВА и два трансформатора мощностью 100 МВА каждый, сооружены ОРУ класса напряжения 220 кВ и 110 кВ.

По оценкам экспертов, использование передовых технологий, включая системы автоматической диагностики электрооборудования, позволит на 15% снизить эксплуатационные расходы (по сравнению с действующими аналогами).

Параллельно со строительными работами, которые ведутся на территории будущей подстанции, энергетики МОЭСК осуществляют прокладку кабельной линии электропередачи класса напряжения 220 кВ «Лесная – Хованская 1,2». КЛ необходима, чтобы присоединить новый питающий центр к сети.

Протяжённость двухцепной линии составит 14,5 км. Работы ведутся с применением защиты из железобетонных плит. Для прокладки КЛ используется экологически чистый кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена. При пересечении автомобильных дорог и на других участках, насыщенных коммуникациями, проектной документацией предусмотрено применение бестраншейного метода горизонтально-направленного бурения, который обеспечивает сохранного природного ландшафта.

Ввод в эксплуатацию электрической подстанции «Хованская» запланирован на 2019 год. По оценкам аналитиков, достаточное накопление аналогичных проектов в Единой энергосистеме России позволит создать значительный общесистемный эффект.

В текущем году компания «Ленэнерго» (входит в ПАО «Россети») планирует завершить разработку проекта цифрового района распределительных сетей. Совместно со специалистами немецкого концерна Siemens, в рамках программы цифровизации электросетевого комплекса, энергетики построят 140 цифровых подстанций 10/0,4 кВ на территории Санкт-Петербурга. Начало строительных работ запланировано на 2020 год.

В случае реализации аналогичных проектов другими компаниями группы «Россети» Siemens может локализовать производство оборудования для цифровых подстанций в Российской Федерации.

Задел для инноваций

Успешный опыт реализации проектов по дистанционному управлению оборудованием энергообъектов позволяет перейти к определению процессов, где интеграция цифровых технологий позволит реализовать новые рыночные механизмы, повысить эффективность работы энергосистемы, сократить время устранения аварийных ситуаций, снизить эксплуатационные затраты и таким образом улучшить показатели надежности в целом.

Подобные проекты, которые хорошо «стыкуются» с идеей цифровизации уже сегодня, в электроэнергетике прорабатываются. Они есть. К примеру, помимо телеуправления работой подстанционного оборудования, отличным потенциалом для внедрения цифровых решений обладают:

  • использование устройств противоаварийной автоматики и релейной защиты, оснащенных функцией самодиагностики, дистанционного управления, программирования и параметрирования;
  • развитие систем анализа состояния электрооборудования с использованием данных, полученных в результате диагностики;
  • повышение наблюдаемости параметров оборудования и электроэнергетического режима;
  • дальнейшая интеллектуализация учета электроэнергии и надежности электроснабжения на объектах, где улучшение качества измерений будет способствовать получению экономического эффекта;
  • организация систем телеуправления, в которых будут задействованы элементы электросети, энергообъектов и их систем управления.

Вопрос о необходимости таких инноваций неоднократно поднимался во время проведения технических и научно-практических конференций. В 2018 году его рассмотрели законодатели и признали правоту отраслевого сообщества. В результате, эти направления были названы перспективными для программы цифровизации.

Однако эксперты обращают внимание на важность системного подхода. Каждый новый проект в сфере цифровизации не должен концентрироваться исключительно на автоматизации существующих процессов. В электроэнергетике разработки в этом направлении ведутся на протяжении многих лет и никогда не приостанавливались.

Ключевой задачей цифровизации является вывод энергетики на качественно новый уровень функционирования и управления. Саму по себе цифровизацию нельзя назвать панацеей от всех бед. Скорее это эффективный мотиватор, дающий мощный импульс для дальнейшего развития технологий и внедрения инноваций как в технологический комплекс ЕЭС России, так и в отрасль в целом.

На этапе внедрения каждое кардинальное изменение может оказывать существенное влияние на надежность функционирования ТЭК. Поэтому все проекты цифровизации должны проходить тщательный отбор. Необходимо, чтобы они соответствовали ряду требований, призванных нейтрализовать негативные последствия, но при этом создавали предпосылки для привлечения к работе широкого круга профессиональных участников:

  • Важно правильно расставить приоритеты и отдавать предпочтение технологическим разработкам отечественных производителей;
  • Следует учитывать производственные возможности поставщиков технологических решений и разрабатывать проекты по цифровизации с учетом реальных темпов производства;
  • Каждый проект должен быть масштабируемым. Это означает, что все новые системы, сети или процессы должны иметь возможность справляться с увеличением рабочей нагрузки при добавлении аппаратных или программных ресурсов;
  • Процедура утверждения проектов должна содержать оценку предполагаемых расходов на их реализацию и экономического эффекта, в т. ч. обоснование и сроки возврата капиталовложений. Как правило, вероятность возврата инвестиций существенно возрастает, если новый проект максимально совмещается с ранее реализованными технологическими решениями по цифровизации. Это означает, что новые проекты должны быть разработаны с учетом существующей инфраструктуры и сервисов, которые предоставляют традиционные телекоммуникационные компании. Это позволит сократить расходы на создание новой инфраструктуры и IT-решений, не относящихся к основной деятельности сетевых и генерирующих компаний;
  • Новые проекты должны соответствовать целям и совпадать с направлениями реализации долгосрочных программ развития субъектов электроэнергетики. Также они должны быть взаимосогласованными с проектами других участников рынка на архитектурном и протокольном уровне. Даже более того. Максимального синергического эффекта можно достичь лишь в том случае, если обеспечивается возможность интеграции проектов через единую среду взаимодействия и все они реализовываются в едином информационном пространстве.

Удовлетворение этих требований позволит уверенно идти по пути цифровизации с учетом того, насколько отрасль готова к цифровым преобразованиям привычных моделей управления. Только в этом случае реализация инновационных проектов сможет избежать главной ошибки недальновидных рационализаторов, которые организовывают процесс ради самого процесса.

Цифровизация – не самоцель. В умелых руках это эффективное средство повышения эффективности отрасли, способ достижения уровня ведущих мировых экономик. Первым шагом на этом пути должна стать выработка единого языка, переход на единые модели и стандарты, которые помогут всем участникам рынка и отраслевым системам одинаково оценивать состояние энергообъектов и описывать происходящие в них процессы.

Системное проектирование в помощь

            Аналитики отмечают, что после ввода сложных комплексных систем в действие эксплуатационные расходы могут существенно превышать затраты, понесенные заказчиком на этапе строительно-монтажных работ. По оценкам экспертов, причина происходящего кроется в низком качестве самого проекта.

            Результаты проведенных исследований показывают, что максимальное количество ошибок допускается в процессе анализа и проектирования. На этапах реализации и тестирования их процент существенно ниже. Но при этом на более поздних стадиях проекта «стоимость» каждой ошибки или просчета стремительно возрастает. Когда речь идет о стоимости, подразумеваются затраты времени и ресурсов, которые расходуются на обнаружение и исправление таких ошибок.

            Например, устранение ошибок на этапе проектирования обходится в два раза, на этапе тестирования – в 10 раз, а на этапе эксплуатации – в 100 раз дороже, чем на стадии анализа. Для того, чтобы выявить ошибку, допущенную при анализе и проектировании, придётся потратить в два раза больше времени, а на исправление – в пять раз больше, чем на ошибки, допущенные на более поздних стадиях. 

            Помимо этого, нередки случаи, когда ошибки анализа и проектирования проявляются уже после ввода объекта в эксплуатацию. С целью решения ключевых проблем при создании сложных систем специалисты используют специальные инструменты и методики, основанные на системном проектировании.

            Что собой представляет системное проектирование? По сути, это методология, определяющая подсистемы, элементы и способы их соединения в единое целое для построения интеллектуальных сред, предназначенных для решения задач исследования и проектирования сложных объектов (систем, процессов) разной физической природы компьютерными средствами и при активном участии профильных специалистов – аналитиков, инженеров, экспертов, проектантов.

            Методы системного проектирования на начальной стадии разработки проекта новой системы позволяют глубже изучить тему и таким образом лучше понять рассматриваемую проблему. Это позволяет сократить затраты на создание и дальнейшее использование системы, одновременно повышая ее надежность. Одной из самых известных и активно используемых систем проектирования остается технология структурного анализа и проектирования SADT.

Будущее за интеллектом

             В сентябре 2018 года российская научно-производственная компания «Профотек» (входит в структуру АО «РОСНАНО»), которая специализируется на разработке, производстве и внедрении собственных инновационных технологий из области фотоники, и португальский холдинг EFACEC подписали договор о стратегическом сотрудничестве.

По условиям этого соглашения планируется создание цифровых станций «под ключ». Ожидается, что проекты будут реализованы в разных странах мира, с учетом географии присутствия EFACEC (преимущественно Европейский регион и страны Латинской Америки).

Португальская корпорация – это один из лидеров рынка электротехники. Специализируется в сфере энергетики, инжиниринговых решений и мобильности, поставляет свою продукцию на рынки десятков стран мира. Специалистами концерна разработана обширная линейка цифрового оборудования для автоматизации процессов управления подстанциями. Помимо этого, EFACEC владеет технологиями для проектирования, проведения строительно-монтажных работ и управления энергообъектами.

Дополнительно к продуктам португальского партнера российская компания предоставит один из важнейших компонентов подстанционного электрооборудования –решение для сбора цифровых данных собственной разработки. В процессе сотрудничества будет сформирован необходимый набор компонентов, который позволяет создавать цифровые подстанции без привлечения к работе над проектами сторонних производителей.

Совместная работа с зарубежными коллегами открывает широкие перспективы для АО «Профотек» в сфере создания готовых решений для предприятий электроэнергетического комплекса. Современные продукты и инновационные технологии компании EFACEC по проектированию цифровых подстанций разного уровня сложности вместе с перспективными разработками российских специалистов позволят наглядно показать экономический эффект, который дает «умная» энергетика.

«Мы считаем, что наш успех – это результат кропотливого труда и многолетнего опыта, это понимание оптимального баланса инновационных технологий и идеальной архитектуры. Мы планируем активно сотрудничать не только на международных рынках, но и на территории России», – сказал генеральный директор АО «Профотек» Олег Рудаков.

Решение для сбора цифровых данных российской компании «Профотек» успешно прошло ряд испытаний, которые проводились в лаборатории IREQ при HydroQuebec (Канада). Одновременно с разработкой российских специалистов тестирование проходили аналогичные устройства, изготовленные крупнейшими мировыми производителями, такими как АВВ, GE и Arteche.

Еще одним свидетельством, подтверждающим высочайшее качество продукции российского производства, является факт приобретения нескольких комплектов эталонных устройств сертификационным обществом DNV-GL для своей испытательной лаборатории.

С каждым годом «цифра» все активнее внедряется в российскую энергетику. Однако для перевода всех электросетей на цифровые технологии потребуются серьезные капиталовложения и, конечно же, время.

Для оптимизации этих затрат необходимо отыскать правильный баланс технических решений и средств для их внедрения. Поиск оптимальных вариантов ведется в рамках пилотных проектов, которые реализуются на базе нескольких РЭС компании «Россети». Ожидается, что к концу 2019 года будут получены результаты, которые позволят сравнить достигнутые эффекты. Успешные решения будут масштабированы на весь электросетевой комплекс.

В ходе реализации пилотных проектов важно выделить решения, обеспечивающие максимальный эффект. Поэтому в пилотах энергетики не ограничиваются только разработками российских производителей, а рассматривают также передовые технические ноу-хау зарубежных компаний. После получения результатов испытаний можно будет сопоставить показатели, чтобы объективно выбрать наиболее эффективные решения.

«В случае если лучшим окажется отечественная модель – это позволит нам стать полностью независимыми от зарубежных поставщиков. Если более эффективной будет импортная разработка, можно воспринимать это как сигнал к действию в направлении эффективного импортозамещения для перевода российских заводов-производителей на высокотехнологичные рельсы», – прокомментировал ситуацию директор департамента технологического развития и инноваций ПАО «Россети» Владимир Софьин.

На протяжении ближайших пяти лет Федеральная сетевая компания планирует выделить на реализацию цифровых проектов около 10 млрд руб. В ФСК ЕЭС технологии цифровой подстанции называют одним из ключевых направлений. Оно стоит в одном ряду с дальнейшим внедрением телеметрии и телеуправления.

В июне текущего года ФСК ЕЭС совместно со специалистами Системного оператора успешно завершили реализацию проекта по переводу на телеуправление ПС 500 кВ «Тобол». Это первый в РФ магистральный энергообъект сверхвысокого класса напряжения, где комплексно реализованы современные цифровые технологии.

Модернизация оборудования позволила заметно повысить качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы – сократилось время переключений в электроустановках. Еще одним важным преимуществом стала возможность снижения затрат, связанных с оперативно-технологическим управлением ПС.

В период до 2025 года энергетики ФСК ЕЭС планируют реализовать свыше 30 аналогичных проектов. За это время на телеуправление будет переведено более 100 объектов электроэнергетической инфраструктуры.

По оценкам специалистов, отечественные решения выглядят очень достойно на фоне разработок зарубежных компаний. Однако, наряду с преимуществами, они признают и некоторые недочеты российских систем. В частности, разработки и идеи в области первичного оборудования и так называемого «железа» ничем не уступают зарубежным аналогам, а по некоторым показателям даже их превосходят. А вот если говорить о программном обеспечении, то здесь российские решения немного отстают. Прежде всего речь идет о комплексных системах управления.

Наличие этой проблемы эксперты объясняют отсутствием амбициозных задач такого масштаба именно для сферы электроэнергетики. Но в ФСК настроены оптимистично. Здесь уверены, что через два-три года российские специалисты смогут представить достойные комплексные IT-решения на мировом рынке. В настоящее время для этого формируется рыночный спрос, особенно в компаниях, предоставляющих услуги по распределению электрической энергии.

Сегодня отечественные производители поставляют на рынок конкурентоспособные оптические трансформаторные установки тока и напряжения, системы релейной защиты, АСУ ТП и другие компоненты «Индустрии 4.0», необходимые для обустройства цифровых ПС. Программные продукты российского производства востребованы в сфере автоматизированного проектирования ПС, системного инжиниринга, эксплуатации и защиты энергообъектов.

Одним из основных эффектов цифровых решений в сфере электротехники станет раскрытие потенциала трудноизвлекаемых запасов энергоносителей и рост эффективности традиционных источников энергии. Эксперты говорят о том, что постепенно фокус будет смещаться от ископаемых видов топлива в сторону ВИЭ, что непременно повлияет на информационные технологии в сфере электроэнергетики. Ожидается, что ежегодно рынок будет увеличиваться на 5 % и до 2020 года его объем достигнет 70 млрд руб.

Объединение ради дальнейшего развития

В начале 2019 года три российских гиганта – ПАО «Интер РАО», Госкорпорация «Росатом» и АО «СО ЕЭС» объявили о решении создать Ассоциацию «Цифровая энергетика» (АЦЭ). Новое объединение выполняет роль площадки, на которой профильные специалисты могут дискутировать, оценивать и делиться передовым опытом в области цифровых технологий. К некоммерческому партнерству могут присоединиться все основные участники энергетического рынка: энергокомпании, НИИ и высшие учебные заведения.

В учредительных документах новой организации говорится, что АЦЭ создается: «с целью объединения усилий органов государственной власти и отраслевого бизнес-сообщества, научно-исследовательских и образовательных организаций в сфере электроэнергетики, а также иных участников цифровой трансформации для формирования консолидированной позиции по цифровому развитию отрасли».

В рамках НП планируется создание лабораторий для изучения и тестирования инновационных технологий, ПО, оборудования и комплексных решений на базе «цифры». В дальнейшем они будут реализованы в ТЭК РФ и за рубежом. Ассоциация планирует принимать активное участие в разработке стратегии цифровой трансформации и вносить предложения, которые помогут грамотно откорректировать нормативно-правовую базу.

Основной задачей АЦЭ является создание условий для синхронизации усилий участников рынка на этапе внедрения цифровых технологий. Ожидается, что это обеспечит синергический эффект, позволит минимизировать возможные риски и расходы.

В Ассоциации планируют регулярно проводить обсуждения проектов, которые реализуются участниками организации, с целью определения достигнутого эффекта и системного анализа ситуации, складывающейся в сфере цифровизации.

Сегодня можно смело говорить о том, что цифровизация российской электроэнергетики набирает обороты. Активно разрабатываются новые технологические решения, создаются ассоциации, подписываются соглашения о сотрудничестве, уже успешно реализованы первые проекты на базе «цифры». Все это способствует укоренению технологий промышленного интернета и задает вектор дальнейшего развития отрасли.

Рубрика библиотеки: