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




Page 1


background image







Page 2


background image

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







Page 3


background image

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







Page 4


background image

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







Page 5