Вы здесь

Пилотный проект энергетиков: в ногу со временем

Опубликовано вт, 03/28/2017 - 14:41 пользователем Игнатов Сергей

В Уфе полным ходом идет реализация совместного перспективного российско-немецкого проекта, который направлен на масштабную модернизацию энергообъектов столицы Башкортостана. Его разработчики решили не просто обновить уже действующее оборудование или заменить устаревшие трансформаторы. Они поставили перед собой цель установить умные сети, которые позволят существенно сократить потери электроэнергии (с 15% до 7%) и тем самым сэкономить для плательщиков сотни миллионов рублей.

Модернизация электросетевого комплекса Уфы разработана на основе концепции Smart Grid – «интеллектуальная сеть». В рамках реализации проекта энергетики планируют обновить 512 наблюдаемых и 157 управляемых трансформаторных пунктов. Наряду с этим будет проложено около 350 км кабельных линий. Летом 2013 года специалисты Башкирской электросетевой компании и Siemens подписали протокол о намерениях, год спустя приступили к установке нового оборудования, и уже в 2015 году умные сети были введены в эксплуатацию в одном из микрорайонов города.

Чтобы достичь поставленных целей, снизить уровень затрат, сократить перерывы в подаче электроэнергии и тем самым повысить качество электроснабжения потребителей, специалисты компании Siemens предложили использовать ряд современных технологических решений:

  • Устройство контроля состояния электрической сети. Применение этой технологии позволяет выявить короткое замыкание, определить его направление и просчитать основные параметры.
  • Оборудование релейной защиты и автоматики серии SIPROTEC Compact позволяет управлять распредустройствами и автоматикой.
  • Контроллеры SICAM TM. В их функции входит сбор информации о положении ключей и коммутационной аппаратуры. Помимо этого, они могут проинформировать оператора о том, что сработала защита и передать необходимые команды.

До начала модернизации о том, что случилось короткое замыкание, диспетчер зачастую узнавал из звонков потребителей. После этого он изучал необходимые схемы и анализировал полученную информацию. И только спустя 30-35 минут для устранения неполадок выезжала ремонтная бригада, которая уже на месте исследовала ситуацию и определяла место возникновения неисправностей и направление повреждения. Нередко для уточнения данных энергетикам приходилось переезжать от одной трансформаторной подстанции до другой, поэтому до момента восстановления электроснабжения могло пройти около 2,5–3 часов.

После установки современного оборудования локализация неисправностей происходит намного оперативнее. Контролирующие устройства обмениваются между собой информационными сигналами, а данные о сбоях в работе системы отображаются на электронной схеме, расположенной в центре управления. Программное обеспечение просчитывает все возможные варианты обхода неисправного участка, а оператор выбирает одну из тех методик, что были предложены программой.

Безусловно, можно было бы позволить машине заниматься устранением возникающих проблем в автоматическом режиме. Но в компании решили, что не следует возлагать принятие важных решений на ПО и потому сохранили так называемый человеческий фактор. Практика показывает, что в пилотном микрорайоне на восстановление электроснабжения затрачивается не более двух минут.

Реализация перспективного проекта может принести пользу не только потребителям. Сама электросетевая компания также получает немалую выгоду: при отключении реже и меньше простаивает оборудование, снижаются коммерческие и технические потери, падают показатели аварийности. Но самое главное преимущество – это омоложение сетей. Не секрет, что износ старого оборудования превышал 50%, ведь 30% трансформаторных установок были введены в эксплуатацию до 1980 года. В целом по России складывается похожая ситуация.

Представители компании Siemens настаивали на полном обновлении оборудования. Но в ходе обсуждения участники переговорного процесса сошлись на том, что в итоге будет модернизировано около 30% энергосистемы. Это позволит достичь 100%-й наблюдаемости сети. В результате стоимость масштабного проекта с 10,5 млрд руб. снизилась до 4 млрд руб. По оценкам специалистов сетевой компании, затраты окупятся в течение 10 лет.

Аналитики проанализировали данные работы модернизированных систем пилотного микрорайона и пришли к выводу, что результаты действительно впечатляющие, поскольку технологические потери сократились на 30%, а коммерческие – сразу на 70%.

Реализация проекта должна быть завершена в 2019 году. По оценкам БЭСК, экономический эффект от установки современного оборудования может составить около 500 млн руб. 

Рубрика библиотеки: