Пилотный проект цифрового РЭС в Республике Крым. Новые технологии и основные результаты | Статьи журнала «ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»

Page 1

Page 2

Пилотный проект цифрового РЭС
в Республике Крым.

Новые технологии и основные результаты

По материалам

VI Всероссийской конференции

РАЗВИТИЕ

ПОВЫШЕНИЕ

НАДЕЖНОСТИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЕЙ

данном

пилотном

проекте

решалась

задача

разработки

апробации

ряда

техноло

–

гий

которые

могут

быть

востребованы

при

создании

цифрового

района

электрической

сети

(

РЭС

)

соответствии

постановкой

задачи

рабочей

группы

НТИ

Энерджинет

»:

Масштабируемая

модель

РЭС

обеспечивающая

показатели

надежности

доступности

качества

электроэнергии

соответствующие

Энергетической

стратегии

-2035

при

мини

–

мальной

себестоимости

».

Чалый

заместитель руководителя рабочей группы EnergyNet по направлению «Гибкие и надежные сети»

рамках пилотного про-

екта были разработаны

и апробированы следую-

щие технологии:

1) автокластерная сеть;

2) безуставочная система ре-

лейной защиты и автоматики

(РЗиА);

3) комплексная модель сети 10 кВ;

4) технология модернизации сети

10 кВ по критерию минимума

совокупных издержек;

5) программное обеспечение для

диспетчерского управления на

базе модели сети.

АВТОКЛАСТЕРНАЯ

СЕТЬ

Традиционная структура преиму-

щественно воздушной распреде-

лительной сети включает под-

станции 110/35/10 кВ и 35/10 кВ,

выполняющие

как

функцию

трансформации напряжения, так

и функцию распределения элек-

троэнергии, а также набор отходя-

щих фидеров 10 кВ. При этом от-

ходящие фидеры в большинстве

случаев либо являются радиаль-

ными и, соответственно, не име-

ют возможности резервирования

от другого источника, либо имеют

возможность неавтоматического

резервирования.

Такая структура сети имеет

следующие недостатки:

– cложность обеспечения высо-

кого уровня надежности (ввиду

того, что при любом поврежде-

нии производится отключение

всех потребителей фидера

10 кВ);

– высокая стоимость подстан-

ций;

– избыточность сети на участках

территории,

примыкающих

к подстанциям (соответствен-

но, повышенная аварийность

и избыточная себестоимость

сети).

Эти недостатки могут быть

в значительной степени нивели-

рованы преобразованием тради-

ционной сети в автокластерную

сеть, включающим в общем слу-

чае следующие действия:

– замена подстанций 35/10 кВ точ-

ками трансформации, выполня-

ющими только функцию транс-

формации напряжения без

решения задачи распределе-

ния электроэнергии (рисунок 1);

Рис

. 1.

Точка

трансформации

ЦИФРОВЫЕ

ТЕХНОЛОГИИ

Page 3

– исключение избыточных (не

используемых для питания

потребителей) участков сети

у подстанций;

– преобразование радиальных

фидеров в кольцевые;

– разбиение сети на кластеры

связанных по сети фидеров;

– разбиение каждого кластера

на секции, расположенные

между автоматическими ком-

мутационными

аппаратами,

обеспечивающими в случае

повреждения питание потре-

бителей всех секций кластера,

кроме поврежденной;

– разбиение каждой секции на

линии, расположенные между

неавтоматическими коммута-

ционными аппаратами, обес –

печивающими в случае по-

вреждения питание потребите-

лей всех линий секции, кроме

поврежденной.

Сравнительное моделирова-

ние показателей надежности

и электрических параметров для

автокластерной и традиционной

сети показывает, что автокла-

стерная сеть при прочих равных

условиях обеспечивает сниже-

ние SAIDI в 3–10 раз, снижение

трудоемкости ликвидации ава-

рий на 20–40% и снижение нагру-

зочных потерь электроэнергии

на 20–40%.

Снижение SAIDI в автокла-

стерной сети вытекает из топо-

логической возможности обес-

печения резервного питания для

каждого участка сети, кроме по-

врежденного, — свойства, недо-

ступного для радиальной сети.

Снижение трудоемкости лик-

видации аварий вытекает из

возможности более быстрой ло-

кализации места повреждения,

всегда наблюдаемого парой ав-

томатических делительных ком-

мутационных аппаратов.

Снижение нагрузочных потерь

на первый взгляд кажется удиви-

тельным, так как при переходе

к автокластерной сети уменьша-

ется количество фидеров и, как

следствие, должны расти поте-

ри электроэнергии на головных

участках сети. Однако существу-

ет и другое обстоятельство, спо-

собствующее снижению потерь

электроэнергии:

возможность

установить точки нормального

разрыва в оптимальных местах.

И это обстоятельство в большин-

стве случаев оказывается более

значимым.

БЕЗУСТАВОЧНАЯ

РЗиА

Преимущества кольцевых фи-

деров, обеспечивающих авто-

матическое резервирование, по

сравнению с радиальными фиде-

рами, были осознаны много деся-

тилетий назад. Для реализации

этих преимуществ используются

системы РЗиА, включающие, как

правило, направленную макси-

мально-токовую защиту (МТЗ),

защиту минимального напряже-

ния и сетевой автоматический

ввод резерва.

Несмотря на многолетнюю до-

ступность таких систем РЗиА,

в мировой практике по-прежнему

доминируют сети, не имеющие ав-

томатического резервирования.

По мнению автора, такое по-

ложение дел связано с отсут-

ствием типовых функциональных

решений для кластеров с более

сложной топологией, чем ради-

альные и кольцевые фидеры,

и сложностью настройки и под-

держания актуальных уставок

традиционных систем РЗиА (осо-

бенно для кластеров со сложной

топологией).

Преодоление указанных про-

блем с использованием тради-

ционных систем РЗиА, осно-

ванных на использовании МТЗ,

представляется

проблематич-

ным в связи с необходимостью

отстройки, в общем случае, от

множества паразитных режимов

(перегрузка, холодная нагрузка,

пуск электродвигателей, самоза-

пуск электродвигателей, ток на-

магничивания трансформатора).

Отстройка от указанных ре-

жимов требует наличия инди-

видуальных уставок РЗиА, чув-

ствительных к особенностям

нагрузки, для каждого выклю-

чателя. Таким образом, при зна-

чимых изменениях нагрузки или

топологии фидера уставки, в об-

щем случае, должны корректиро-

ваться. Кроме того, отстройка от

указанных режимов, как прави-

ло, требует увеличения времени

идентификации дальних корот-

ких замыканий (КЗ) до ~1 секун-

ды, что негативно сказывается

на общей аварийности сети (спо-

собствуя пережогам шлейфов

и проводов токами КЗ).

Наконец, во многих случаях

резервирование отказов комму-

тационных аппаратов отходящих

линий вводными выключателями

секций сборных шин оказыва-

ется невозможным ввиду того,

что ток в каком-то из паразитных

режимов может в течение дли-

тельного времени превышать ток

дальних КЗ. Применение же сис-

тем частичного резервирования

(УРОВ) данную проблему лишь

частично и решает.

Для преодоления этих труд-

ностей в рамках данного проек-

та нами разработана и апроби-

рована универсальная система

РЗиА автоматического коммута-

ционного аппарата автокластер-

ной сети 10 кВ, использующая

«умную дистанционную защиту»

(УДЗ), основанную на решении

в реальном времени телеграф-

ных уравнений защищаемой

линии. Тестирование показало,

что УДЗ позволяет в течение не-

скольких десятков миллисекунд

идентифицировать любые виды

КЗ, расположенные на расстоя-

нии до 15 км от коммутационного

аппарата. При этом УДЗ обеспе-

чивает отстройку от указанных

выше паразитных режимов во

всем диапазоне реалистичных

нагрузок (еще не приводящих

к перегреву проводов, трансфор-

маторов и падению напряжения

сверх допустимых пределов).

Таким образом, оказалось, что

все автоматические коммутаци-

онные аппараты автокластерной

сети (с точностью до допустимых

направлений перетоков мощности

и нормального состояния) могут

иметь одинаковые уставки РЗиА,

которые не требуют корректиро-

вок при изменении параметров

сети в разумных пределах.

КОМПЛЕКСНАЯ

МОДЕЛЬ

СЕТИ

кВ

Модели электрической сети, поз-

воляющие рассчитывать элек-

трические параметры, широко

распространены в современных

электрических сетях. В последние

годы значительное развитие по-

лучили модели с географической

привязкой. Вместе с тем, эти моде-

№

4 (67) 2021

Page 4

ли имеют следующие существен-

ные недостатки с точки зрения по-

становки задачи цифрового РЭС:

отсутствие формального описа-

ния правил резервирования и от-

сутствие формального описания

процедуры ликвидации аварий,

учитывающей все составляющие,

влияющие существенным образом

на параметры надежности.

С целью преодоления этих

недостатков нами была разрабо-

тана модель сети, учитывающая

указанные составляющие. Такая

модель, будучи наполненной ста-

тистическими данными об аварий-

ности отдельных объектов, а также

данными о времени технологи-

ческих операций, используемых

в процессе ликвидации аварий,

позволяет осуществлять ими-

тационное моделирование про-

цесса ликвидации аварии и, та-

ким образом, рассчитывать ин-

тересующие интегральные пара-

метры надежности (SAIFI, SAIDI,

недоотпуск электроэнергии, об-

щее время ликвидации аварий,

и другие).

Эта модель также может высту-

пать в качестве хранилища учтен-

ной документации РЭС, замещая

функционально: принципиальные

электрические схемы нормальных

и ремонтных режимов, поопорные

схемы, схемы трансформаторных

подстанций и данные о количе-

стве подключенных потребителей

и потреблении отдельных ТП.

Соответствующему программ-

ному обеспечению дано название

Geo Project.

ТЕХНОЛОГИЯ

МОДЕРНИЗАЦИИ

СЕТИ

кВ

ПО

КРИТЕРИЮ

МИНИМУМА

СОВОКУПНЫХ

ИЗДЕРЖЕК

При модернизации сети, как пра-

вило, приходится решать ком-

плексную задачу, направленную

на обеспечение доступности

и качества электроэнергии, по-

вышение надежности и сниже-

ние потерь при некотором огра-

ниченном бюджете. Поскольку

данные цели, в общем случае,

являются

противоречивыми,

нами была апробирована тех-

нология комплексной модерни-

зации сети, основанная на до-

стижении минимума совокупных

издержек, включающих издерж-

ки от недоотпуска электроэнер-

гии и издержки на компенсацию

потерь, а также инвестиции

проекта модернизации. Данная

технология применима при сле-

дующих ограничениях, которые

должны обеспечиваться в нор-

мальных и ремонтных режимах:

обеспечение доступности транс-

форматорной мощности, обес-

печение пропускной способно-

сти всех проводов и кабелей,

обеспечение нормативного ка-

чества электроэнергии для всех

потребителей.

Для использования этой тех-

нологии должны быть заданы

удельные совокупные издержки

потребителей и сетевой ком-

пании от недоотпуска электро-

энергии (руб./кВт

ч) и удельные

издержки на компенсацию по-

терь электроэнергии (руб./кВт·ч).

Данная технология позволяет

объективно сравнивать между

собой различные проектные ре-

шения (топологии, количество

автоматических и неавтоматиче-

ских коммутационных аппаратов,

а также места их расположения).

Для удобства проектировщика

технология интегрирована в Geo

Project.

ПРОГРАММНОЕ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ

ДЛЯ

ДИСПЕТЧЕРСКОГО

УПРАВЛЕНИЯ

НА

БАЗЕ

МОДЕЛИ

СЕТИ

Для поддержки процесса ликвида-

ции аварий в автокластерной сети

в рамках данного проекта нами

было разработано специализиро-

ванное программное обеспечение

Geo SCADA, отличающееся от

привычных SCADA-систем следу-

ющими особенностями:

– использование схемы сети на

карте (выгруженной из Geo

Project);

– регулярный пересчет электри-

ческих параметров сети с ис-

пользованием ее модели на

основе измерений, получаемых

от коммутационных аппаратов;

– наличие локатора коротких за-

мыканий, основанного на ис-

пользовании модели сети

и аварийных записей, получен-

ных от коммутационных аппа-

ратов;

– использование для каждого

объекта сети набора типовых

технологических операций, ак-

туальных для текущего состоя-

ния объекта;

– интеграция интерактивных

бланков для работ по распоря-

жению диспетчера;

– блокировка потенциально опас-

ных команд диспетчера.

ПИЛОТНАЯ

ЗОНА

В качестве пилотной зоны для

апробирования указанных выше

технологий была выбрана часть

Сакского РЭС, имеющая 6788 по-

требителей, 4 подстанции 35/10 кВ,

14 фидеров 10 кВ, 170 трансфор-

маторных подстанций (ТП), длину

воздушных линий 10 кВ — 141 км,

средний срок службы подстан-

ций — 40 лет.

Несмотря на незапредельный

срок службы подстанций, ком-

мутационное оборудование пи-

лотной зоны подвержено суще-

ственной коррозии и соответству-

ющему износу, что, по-видимому,

связано с нахождением на дан-

ной территории множества соле-

ных озер и ее расположением на

морском побережье. Объектив-

ным свидетельством критической

степени износа оборудования яв-

ляется устойчивый рост его ава-

рийности, в которой доминируют

износовые отказы.

Имитационное

моделирова-

ние, выполненное с использова-

нием Geo Project, позволило рас-

считать следующие интегральные

параметры данной сети:

– SAIDI — 16,18 час/год;

– доступность трансформаторной

мощности — 34% доли потре-

бителей;

– доступность электроэнергии по

нормативному качеству — 68%

доли потребителей;

– нагрузочные потери в сети

10 кВ — 48 кВт.

ПРЕОБРАЗОВАНИЕ

СЕТИ

В рамках данного проекта были

выполнены преобразования пи-

лотной зоны, указанные в табли-

це 1.

На рисунках 2 и 3 представле-

ны некоторые объекты модерни-

зированной сети: диспетчерский

пункт, АРМ диспетчера и АРМ

бригадира ОВБ.

ЦИФРОВЫЕ

ТЕХНОЛОГИИ

Page 5

а)

ПОЛУЧЕННЫЕ

РЕЗУЛЬТАТЫ

ВЫВОДЫ

В результате выполненных пре-

образований с использованием

указанных технологий удалось

получить следующие результаты

(таблица 2).

В целом, в результате выпол-

нения всего данного проекта уда-

лось решить проблемы пилотной

зоны:

– заменить критически изношен-

ное коммутационное оборудо-

вание;

– обеспечить доступность транс-

форматорной мощности для

всех потребителей;

– обеспечить нормативное каче-

ство электроэнергии для всех

потребителей;

– снизить показатель SAIDI бо-

лее, чем в 8 раз;

– снизить нагрузочные потери на

52%;

– снизить общие показатели

времени ликвидации аварий

на 37%.

Интересно отметить, что ре-

шение первых трех проблем с ис-

пользованием

традиционных

технологий обошлось бы оце-

ночно вдвое дороже. При этом

существенного улучшение пока-

зателей надежности и снижения

нагрузочных потерь не произо-

шло бы.

По мнению автора, результа-

ты проекта указывают на целесо-

образность его развития с целью

охвата других бизнес-процессов

и классов напряжения РЭС.

Табл. 1. Преобразования сети,

выполненные в рамках пилотного проекта

Актив

Новое

строи-

тельство

Вывод из

эксплуа-

тации

ВЛ 35 кВ, км

2,1

6,5

ВЛ 10 кВ, км

7,1

9,1

Подстанции 35/10 кВ, штук

Точки трансформации 35/10 кВ, штук

Ячейки ОРУ с МВ-35 кВ, штук

Ячейки КРУН с МВ-10 кВ, штук

РВА-35 кВ, штук

РВА-10 кВ, штук

Разъединители 10 кВ, штук

Смарт-ретрофит ячеек КРУН-10 кВ

Табл. 2. Результаты

выполненных преобразований

Параметр

Было

Стало

Количество фидеров 10 кВ,

штук

Длина ВЛ 10 кВ, км

141

139

SAIDI, час/год

16,18

1,96

Время ликвидации аварий,

час/год

257

162

Нагрузочные потери, кВт

Доступность трансформатор-

ной мощности, %

100

Доступность по качеству

электроэнергии, %

100

Средний срок службы КА

10–35 кВ, лет

Рис

. 2.

Диспетчерский

пункт

Рис

. 3.

АРМ

)

диспетчера

;

)

бригадира

ОВБ

б)

№

4 (67) 2021

Оригинал статьи: Пилотный проект цифрового РЭС в Республике Крым. Новые технологии и основные результаты

Читать онлайн

По материалам VI Всероссийской конференции «РАЗВИТИЕ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ». В данном пилотном проекте решалась задача разработки и апробации ряда технологий, которые могут быть востребованы при создании цифрового района электрической сети (РЭС) в соответствии с постановкой задачи рабочей группы НТИ «Энерджинет»: «Масштабируемая модель РЭС, обеспечивающая показатели надежности, доступности и качества электроэнергии, соответствующие Энергетической стратегии-2035 при минимальной себестоимости».