Настоящая статья рассматривает ключевые тенденции развития электрических сетей среднего напряжения в Российской Федерации. Структурные изменения на рынке генерации и потребления электрической энергии, а также современные технологические возможности повышения надежности, управляемости и наблюдаемости электрических сетей ведут к необходимости переоценки роли электрических сетей среднего напряжения в общей структуре передачи электроэнергии и корректировке приоритетов их развития.
Макаров А.Ю., к.т.н., профессор кафедры «Системы управления энергетикой и промышленными предприятиями» УрФУ
Вяткин В.В., заместитель директора — главный инженер филиала «Россети Урал» — «Свердловэнерго»
Макаров А.А., к.э.н., исполнительный директор ООО «Центр энергетических технологий»
Беляков А.Н., руководитель направления цифрового развития ООО «Центр энергетических технологий»
Структурные изменения в электросетевом бизнесе
Ключевой задачей электросетевого комплекса является обеспечение надежной, качественной и безопасной доставки электроэнергии потребителям при соблюдении критериев максимальной технической и экономической эффективности ее передачи и распределения. Технологии выработки электроэнергии в ХХ веке характеризовались наибольшей экономичностью ее производства на крупных электростанциях, позволяющих достигать максимального КПД на агрегатах большой единичной мощности и, как следствие, развитие электроэнергетического комплекса шло по пути повышения установленной мощности электростанций.
Такая тенденция развития энергетики определяла подходы к развитию электрических сетей. Требовалась сетевая инфраструктура, позволяющая
передавать большие объемы электроэнергии на значительные расстояния, что приводило к развитию сетей все более высокого напряжения и в перспективе для передачи энергии на сверхдальние расстояния переход к сетям сверхвысокого напряжения на постоянном токе.
Учитывая особенность России, характеризующуюся большими расстояниями между крупными объектами потребления (города с населением более 500 тысяч человек, технологические комплексы) и центрами производства электроэнергии большой мощности (ГРЭС, ГЭС), роль магистральных сетей высокого напряжения на ближайшие десятилетия остается значимой.
В то же время мировая тенденция развития генерирующих мощностей все больше идет по пути создания распределенной генерации (рисунок 1).
Энергетический центр бизнес-школы «Сколково», опираясь на исследования консалтинговой компании Navigant Research, прогнозирует, что к 2026 году увеличение разрыва между новыми вводами мощностей централизованной и распределенной генерации достигнет трехкратного размера [1].
Появление новых технологий производства электроэнергии, распределенной генерации и накопителей энергии ведет к серьезному развитию и изменению требований к электрическим сетям среднего напряжения, являющихся основным связующим звеном между распределенной генерацией и потребителями.
Исходя из новых реалий, электрические сети и системы среднего напряжения должны соответствовать следующим требованиям.
1. Обладать интеллектуальным учетом со следующим функционалом:
– автоматизированный сбор и передача данных;
– расчет балансов;
– выявление очагов потерь;
– формирование информации о технологических нарушениях.
2. Системы телемеханизации должны обеспечивать наблюдаемость и управляемость сети.
3. Системы управления должны обеспечивать сбор, анализ и принятие решений для оптимизации ресурсов предприятия (BI, ERP).
4. Необходимо наличие высокоскоростной связи:
– ВОЛС;
– цифровая беспроводная радиосвязь;
– высокочастотная связь.
5. Необходимо наличие управления элементами сети, цифровая линейная защита и автоматика с поддержкой протокола МЭК 61850.
Сравнительный анализ уровня оснащенности российских электрических сетей элементами технологий высокой автоматизации представлен на рисунке 2.
Представленный анализ показывает, что одним из ключевых приоритетов национальной электрической сети является превращение РЭС в комплексы высокоавтоматизированного технологического управления и объединения с системами оптимизации ресурсов предприятий [2]. Переход к самовосстанавливающимся сетям также становится ключевым трендом развития сетевой инфраструктуры, что требует новых подходов и оборудования, оснащенного интеллектуальной системой управления.
Технологии меняют логику управления
Решение стоящей задачи связано с изменением подхода к управлению сетями среднего напряжения. Требование значимого улучшения показателей SAIDI и SAIFI приводит к переходу от ручного управления состоянием сети среднего напряжения к автоматизированному, использующему коммутационные аппараты (КА), управляемые системами автоматического восстановления сети (САВС), действующими по заранее прописанным бизнес-процессам. Это требует от сетевых организаций внедрения программно-аппаратных комплексов, функционирующих на основе следующих подходов:
1) создается единое информационное пространство системы управления, включающее в себя технологические устройства сбора, хранения и обработки информации, принятия решений и исполнения команд;
2) минимизируется участие человека в принятии рутинных решений, что исключает влияние человеческого фактора на скорость и точность работы системы;
3) информационные и управленческие связи становятся прямыми, без промежуточных звеньев (каждая единица информации поступает только через одну прописанную для нее точку входа, точка принятия решения располагается максимально близко к точке возникновения исходной информации или проблемы);
4) система становится адаптивной для текущих условий и требований.
Переход к комплексному решению задачи высокоавтоматизированного управления сетями среднего напряжения, помимо достижения ожидаемых технологических эффектов, позволяет снизить стоимость реализации проектов в 1,5–2 раза по сравнению с традиционно применяемыми технологиями и оборудованием. Такой подход позволяет перейти к управлению универсальным множеством объектов, коренным образом меняет скорость работы самой системы, возможности ее перенастройки, эффективность и скорость реакции на вызовы и потребности рынка, запросы потребителей, исключает непроизводительные звенья и операции, что становится очевидным при выстраивании сквозных бизнес-процессов [3].
Новые возможности формируют не только новые требования к технологиям и оборудованию, но и к персоналу, разрабатывающему, внедряющему и эксплуатирующему эти системы. Возникает потребность в специалистах, работающих на междисциплинарном уровне, понимающих взаимосвязь между управленческими и технологическими процессами.
Изложенные изменения внешних и внутренних факторов определяют ключевые тенденции развития сетей среднего напряжения на ближайшее десятилетие, технологий и оборудования, применяемых для их функционирования.
Пример эффективного комплексного решения по трансформации электрических сетей
Современные требования к надежности, наблюдаемости, управляемости, экономической и технической эффективности диктуют необходимость внедрения новых подходов. Практика показывает, что наибольший эффект достигается при выполнении следующих условий:
– применении расчета машинно-аппаратными средствами с использованием математического аппарата для исключения человеческого фактора и возможностью применения многомерной модели, основанной на технологии BIG DATA;
– вариативности конфигурации применяемого оборудования, отвечающей прагматичной цели исключения излишнего функционала для минимизации издержек на закупку оборудования;
– комплексном подходе, предполагающем объединение отдельных коммутационных аппаратов и другого оборудования в качестве элементов единого интеллектуального технологического комплекса с функционалом анализа и автоматического восстановления.
В качестве эффективного подхода к цифровой трансформации электрических сетей можно рассмотреть решение, предлагаемое компанией ООО «Центр энергетических технологий» (ООО «ЦЭТ»). Традиционно используемый подход направлен на обеспечение технологической надежности работы электрической сети, при этом минимизация количества и продолжительности отключений потребителей становится вторичной. Предлагаемый ООО «ЦЭТ» подход основывается на идее, что электрическая сеть является сервисной услугой для потребителей, а значит первоочередная задача — минимизация показателей SAIDI (индекс средней продолжительности перерыва электроснабжения) и SAIFI (индекс средней частоты перерывов электроснабжения) для воздушных линий электропередачи среднего напряжения. Использование только реклоузеров для решения этой задачи с технической точки зрения себя оправдывает, но экономически не дает возможности широкого применения из-за высокой стоимости. Кроме того, привычное принятие решения о выборе мест установки, типа и количества оборудования основывается исключительно на практическом опыте эксплуатирующих служб без применения расчетных методов.
ООО «ЦЭТ» были разработаны и реализованы следующие решения:
1. Методика расчета и программный продукт «ОПТИКОМ-Электро» [4], позволяющие определять оптимальные места установки коммутационных аппаратов для достижения заданных величин SAIDI и SAIFI при использовании минимально необходимого их количества.
Применяемые показатели качества электроснабжения SAIDI и SAIFI основываются на статистических данных за прошедший период. Для прогнозирования этих показателей на будущие периоды необходимо проводить их расчет на основе вероятностных методов, учитывающих как технические параметры сети, так и внешние факторы, влияющие на надежность ее эксплуатации. Для подтверждения корректности результатов, полученных при расчете программой «ОПТИКОМ-Электро», сравнивались фактически полученные результаты показателей SAIDI и SAIFI за пятилетний период с расчетными показателями, полученными программой. Пятилетний период позволяет усреднить влияние погодных и внешних факторов на показатели надежности сети. Полученная точность расчетов относительно фактических данных достигает уровня отклонения ±7%, что является приемлемым для практического применения.
При проектировании новых отпаек и участков сети (в том числе в рамках процесса технологического присоединения) функционал «ОПТИКОМ-Электро» позволяет просчитать расстановку и выполнить перенос (перегруппировку) имеющихся коммутационных аппаратов при заданных значениях SAIFI без приобретения дополнительных аппаратов, что существенно снижает капитальные затраты, при этом обеспечивается необходимая надежность потребителей.
Для определения наилучших мест установки коммутационных аппаратов необходимо перебрать все возможные варианты их размещения на участках сети. На среднестатистическом фидере такой перебор потребует около 7,8 млрд итераций. Задача для одного фидера выполнимая, но слабо масштабируемая и займет продолжительное время при расчете разветвленных или кольцевых схем. Поэтому для решения оптимизационной задачи за основу взяты эвристические (генетические) алгоритмы [5]. Описанием структуры сети в виде графа и применением к нему матричных алгоритмов (например, алгоритм Флойда-Уоршелла для матричного описания графа) удалось добиться векторизации вычислительных операций. Такой подход совместно с распараллеливанием процессов позволил выполнять нужное количество расчетов за достаточно короткий промежуток времени и дал необходимую масштабируемость вычислительному блоку программного продукта.
Программный продукт «ОПТИКОМ-Электро» представляет собой сервис SaaS со следующим функционалом:
– графический ввод параметров электрической сети;
– проведение расчетов на удаленном сервере без задействования ресурсов пользователя;
– определение оптимальных мест установки ком мутационного оборудования на ВЛ 6–35 кВ, обеспечивающее заданные значения SAIDI и SAIFI;
– определение оптимального количества и состава коммутационных аппаратов на ВЛ 6–35 кВ, обеспечивающее минимизацию затрат сетевой организации.
Архитектура «ОПТИКОМ-Электро» позволяет пользователю не замечать нагрузку вычислений на персональном компьютере и имеет интуитивный графический интерфейс.
2. Разработана линейка коммутационных аппаратов:
– реклоузер, спроектированный с учетом потребностей и пожеланий эксплуатирующих служб сетевой организации (рисунок 3а);
– выключатель нагрузки, не имеющий аналогов на российском рынке, и позволяющий осуществлять переключения под нагрузкой (рисунок 3б);
– автоматический разъединитель, также не имеющий аналогов на российском рынке (рисунок 3в).
Указанные устройства в комплексе позволяют обеспечить 100% наблюдаемости и управляемость воздушных линий среднего напряжения при значительном снижении затрат на закупку оборудования по сравнению с традиционным подходом при установке только реклоузеров.
Полученный в результате анализа работы сети, организации ее управления и наблюдаемости необходимый и достаточный функционал каждого типа коммутационных аппаратов позволяет не только выполнить поставленные задачи по минимизации количества и продолжительности отключений потребителей, но и снизить общую стоимость применяемого оборудования по сравнению с традиционным использованием только реклоузеров. Если принять стоимость реклоузера за 100%, то управляемый выключатель нагрузки стоит ~50%, а автоматический разъединитель ~25%. Использование всей линейки оборудования позволяет уменьшить затраты сетевой организации
в 1,5–2 раза при достижении того же целевого результата показателей SAIDI и SAIFI, который может быть достигнут при использовании только реклоузеров.
Итак, для секционирования ВЛ среднего напряжения используется три основных типа коммутационных аппаратов (СТП 9001.7.3.2-06-01-2017(48/108) «Выбор типа автоматизированных систем секционирования воздушных линий электропередачи напряжением 10(6) кВ»): реклоузер, выключатель нагрузки (ВН), разъединитель.
Основной тенденцией в эксплуатации оборудования стало требование оперативного персонала к применению дистанционно управляемых и наблюдаемых решений, работающих в единой системе в качестве взаимосвязанных элементов единого технологического комплекса.
В этом случае применение типа устанавливаемых коммутационных аппаратов будет иметь следующий вид, представленный на схеме рисунка 4:
– в начале контролируемого участка сети устанавливается реклоузер;
– магистральный участок и ответственные отпайки делятся выключателями нагрузки;
– прочие отпайки отключаются автоматическими разъединителями.
Реклоузер становится центром анализа и принятия решений на отключение и включение коммутационных аппаратов на контролируемом участке сети, выполняет функцию «мозгового центра» и имеет полный функционал всех видов защит. Функционал реклоузера не отличается от традиционно используемого.
При использовании «мозгового центра» в виде реклоузера становится экономически нецелесообразным дублировать эти функции в выключателях нагрузки и разъединителях. Исходя из этого был определен функционал управления и информационного обмена со SCADA-системой у выключателя нагрузки.
1. Наблюдение за состоянием сети является функцией реклоузера, в выключателе нагрузки отсутствует.
2. Наблюдение за состоянием выключателя нагрузки (сигналы передаются в SCADA-систему):
– состояние контактов;
– состояние взвода пружины;
– наличие напряжения питания шкафа управления;
– режим работы (дистанционное/местное управление);
– сведения об ошибках в работе шкафа управления;
– значения фазных токов;
– значение напряжения на вторичной обмотке ТСН;
– время и дата;
– записи о неисправностях;
– записи событий;
– активно-адаптивная настройка рабочих параметров в зависимости от нагрузки в сети;
– возможность отключения нагрузки в номинальном режиме и бестоковую паузу (МТЗ, АПВ, повторное АПВ);
– распознавание токов КЗ на участке за ВН и участках за последующими ВН.
3. Выполнение команд SCADA:
– включение ВН, в том числе при номинальных токах;
– отключение ВН, в том числе при номинальных токах.
Автоматический разъединитель не имеет связи со SCADA-системой. Это накладывает ограничения на его использование. Как правило, он применяется для локализации мест короткого замыкания на тупиковых фидерах с потребителями, допускающими перерыв электроснабжения и одновременно создающими большое количество инцидентов в сети, находящейся на их балансе и в случае возникновения инцидента отключающих потребителей, присоединенных к сети ближе к питающему центру. Такими потребителями могут быть, например, садовые товарищества или небольшие сезонные производства.
Автоматический разъединитель обеспечивает селективность защиты линий без изменений в системе РЗА, настраивается на момент отключения или после МТЗ, или после АПВ, или после повторного АПВ. Выполнение автоматического размыкания контактов автоматического разъединителя происходит в момент бестоковой паузы.
Информацию о возникновении места короткого замыкания и отключения части потребителей в SCADA-систему передает реклоузер.
Таким образом, применение трех типов коммутационных аппаратов с разным набором функций и возможностей не только позволяет обеспечить наблюдаемость и управляемость сети, но и значительно снизить стоимость оборудования для решения этой задачи.
Опыт внедрения комплексного решения в электрических сетях среднего напряжения
В рамках поддержки отечественного производства и развития конкурентного предложения на рынке поставок оборудования для электрических сетей филиал «Россети Урал» — «Свердловэнерго» поддержал проведение опытно промышленной эксплуатации (ОПЭ) комплексного решения ООО «Центр энергетических технологий».
По итогам 18 месяцев ОПЭ было получено положительное решение ОАО «МРСК Урала» относительно соответствия технических характеристик реклоузеров и автоматических разъединителей заявленным, надежности их работы в штатных и аварийных режимах. Была отмечена целесообразность применения программного продукта «ОПТИКОМ-Электро» в качестве расчетного инструмента, помогающего определению оптимальных мест установки, типов и количества коммутационных аппаратов. Отдельно отмечено снижение аварийности на участках сети, где было установлено оборудование, в том числе организация пункта переключения центров питания в составе 4-х реклоузеров CET-RV-10 на фидере «Черданцево» ПС «Кадниковская» позволила снизить вероятность отключений на 78%. При этом программа «ОПТИКОМ-Электро» при определении расчетного снижения аварийности настроена на определение пессимистического результата улучшений в пятилетней перспективе (погодные условия и внешние факторы могут значительно отличаться в разные годы). Так, практика использование реклоузеров CET-RV-10 на фидере «Черданцево» в течение 1,5 лет показала улучшение значения SAIFI на 94,6%.
Установка оборудования в расчетных местах с применением различного типа коммутационных аппаратов позволила Заказчику достичь желаемого снижения уровня аварийности и обеспечить дистанционную наблюдаемость и управляемость сети, при этом затраты на установленное оборудование — ниже по сравнению с аналогичными проектами с использованием исключительно реклоузеров в 1,5 раза.
Пример результатов расчета (таблица 1) на программном продукте «ОПТИКОМ-Электро» показывает выходные данные для определения скорости улучшения надежности сети в зависимости от количества и оптимальных мест установки оборудования.
Использованный подход позволяет определять места и состав оборудования исходя из целевого уровня управляемости и наблюдаемости, а также объема инвестиционной программы.
Целевой задачей электросетевой компании является улучшение качества электроснабжения потребителей не на отдельных участках, а в целом на территории ее работы с учетом имеющихся финансовых ограничений. В связи с этим становится актуальным вопрос выбора подхода к процессу улучшения:
– поэтапно улучшать состояние сетей отдельных РЭС, последовательно продвигаясь к результату по всей территории ответственности;
– определить перечень улучшений, вклад каждого из них в повышение надежности электрических сетей на всей территории, провести ранжирование полученных результатов и последовательно проводить работы без привязки к конкретным РЭС.
Второй вариант представляется более эффективным для достижения общего результата. При движении по первому варианту нет возможности корректно оценивать объем вложения в конкретный РЭС и корректно обосновывать, почему выбран именно этот РЭС.
Успешная апробация программного продукта «ОПТИКОМ-Электро» на отдельных участках сети привела к идее его апробации в целях улучшения показателей надежности для сетей филиала «Россети Урал» — «Свердловэнерго» в целом. Для анализа и выбора оптимальных мест установки коммутационных аппаратов был определен 31 фидер напряжением 10 кВ. Выбор данных фидеров был обусловлен тем, что в 2021 году они привели к 17,5% аварийных отключений линий от всего объема инцидентов по филиалу «Россети Урал» — «Свердловэнерго» (123 из 704).
Проведенный анализ показал, что установка коммутационных аппаратов на рассчитываемых 31 наиболее аварийных линиях, составляющих примерно 1,5% от их общего числа, позволяет улучшить показатель SAIFI, принятый за 100 условных единиц в 2021 году, в целом по филиалу «Россети Урал» — «Свердловэнерго» примерно на 10–12% в зависимости от количества и мест установки коммутационных аппаратов (рисунок 5).
При этом часть анализируемых линий существенного вклада в улучшение показателя SAIFI по сетям филиала «Россети Урал» — «Свердловэнерго» не вносит. Например, для достижения снижения SAIFI до уровня 91,26 у.е. от достигнутого в 2021 году уровня 100 у.е. потребуется установка 50 КА на 22 фидерах из 31, для достижения уровня 89,47 у.е. потребуется установка 100 КА на 25 фидерах.
Решение по выбору оптимального значения величины снижения показателя SAIFI принимается специалистами филиала «Россети Урал» — «Свердловэнерго» в зависимости от затрат на установку коммутационных аппаратов и имеющейся инвестпрограммы.
Развитие электрических сетей среднего напряжения — приоритет и ключевая возможность
Учитывая современные реалии, приоритетность электрических сетей среднего напряжения в общей структуре передачи электроэнергии определяется тем обстоятельством, что именно линии электропередачи этого класса напряжения становятся связующими нитями на расширяющемся пространстве динамично развивающейся распределенной генерации. В свою очередь, учитывая текущий уровень их автоматизации, имеется высокий потенциал развития, который способен обеспечить наибольший экономический эффект и значительно улучшить показатели надежности, безопасности, управляемости и наблюдаемости всей системы в целом.
В декабре 2021 года ООО «ЦЭТ» стало победителем международного конкурса «Энергопрорыв-2021», проводимого ПАО «Россети» совместно с инновационным центром «Сколково», представив на рассмотрение экспертного жюри конкурса комплексный проект цифровизации электрических сетей 6–35 кВ, основанный на подходе, описанном в данной статье. 
ЛИТЕРАТУРА
- Распределенная энергетика в России: потенциал развития. М.: Энергетический центр бизнес-школы «Сколково», 2018. 88 с.
- Концепция цифровизации сетей ПАО «Россети», 2019.
- Макаров А.Ю., Макаров А.А. Цифровая экономика. Технологии меняют менеджмент. М.: СОЛОН-Пресс, 2021. 160 с.
- Свидетельство о государственной регистрации программ для ЭВМ № 2021663732 от 23.08.2021. Запись в Едином реестре российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных № 12818 от 14.02.2022 произведена на основании поручения Министерства цифрового развития, связи и массовых коммуникаций Российской Федерации от 14.02.2022.
- Карпов А.И., Акимов Д.А., Шепель Ю.И. Улучшение интегральных показателей надежности электроснабжения потребителей распределительных сетей на основе оптимизации расстановки реклоузеров / Материалы VIII Международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молодежи-2017», Самара, 2–6 октября 2017 года. Самара: СамГТУ, 2017. С. 254–257.
