52
Пилотный проект цифрового РЭС
в Республике Крым.
Новые технологии и основные результаты
По материалам
VI Всероссийской конференции
«
РАЗВИТИЕ
И
ПОВЫШЕНИЕ
НАДЕЖНОСТИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ
»
В
данном
пилотном
проекте
решалась
задача
разработки
и
апробации
ряда
техноло
–
гий
,
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
мини
–
мальной
себестоимости
».
Чалый
А
.
М
.,
заместитель руководителя рабочей группы EnergyNet по направлению «Гибкие и надежные сети»
В
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
53
– 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
10
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
54
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
10
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
55
а)
ПОЛУЧЕННЫЕ
РЕЗУЛЬТАТЫ
И
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
0
1
Точки трансформации 35/10 кВ, штук
3
0
Ячейки ОРУ с МВ-35 кВ, штук
0
2
Ячейки КРУН с МВ-10 кВ, штук
0
8
РВА-35 кВ, штук
2
0
РВА-10 кВ, штук
19
0
Разъединители 10 кВ, штук
19
20
Смарт-ретрофит ячеек КРУН-10 кВ
6
0
Табл. 2. Результаты
выполненных преобразований
Параметр
Было
Стало
Количество фидеров 10 кВ,
штук
14
9
Длина ВЛ 10 кВ, км
141
139
SAIDI, час/год
16,18
1,96
Время ликвидации аварий,
час/год
257
162
Нагрузочные потери, кВт
48
23
Доступность трансформатор-
ной мощности, %
34
100
Доступность по качеству
электроэнергии, %
68
100
Средний срок службы КА
10–35 кВ, лет
40
7
Рис
. 2.
Диспетчерский
пункт
Рис
. 3.
АРМ
:
а
)
диспетчера
;
б
)
бригадира
ОВБ
б)
№
4 (67) 2021
Оригинал статьи: Пилотный проект цифрового РЭС в Республике Крым. Новые технологии и основные результаты
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».